Đặc điểm và khả năng sinh dầu của tầng đá mẹ Mioxen_hạ bồn trũng Cửu Long

Ở Việt Nam, bồn trũng Cửu Long là khu vực được thăm dò chi tiết và có những hoạt động khai thác mạnh mẽ nhất.

Đề Tài :

Đặc điểm và khả năng sinh dầu của tầng đá mẹ

Mioxen _hạ bồn trũng Cửu Long

+ MỞ ĐẦU

PHẦN 1:

KHÁI QUÁT ĐẶC ĐIỂM ĐỊA LÝ – ĐỊA CHẤT BỒN

TRŨNG CỬU LONG………Trang 3

CHƯƠNG I:VỊ TRÍ ĐỊA LÝ VÀ ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT BỒN

TRŨNG CỬU LONG……….………….……Trang3

CHƯƠNG II:CẤU TRÚC ĐỊA CHẤT VÀ TIỀM NĂNG DẦU

KHÍ……….……….Trang 21.

PHẦN 2:

CƠ SỞ LÝ THUYẾT VỀ NGHIÊN CỨU ĐỊA HOÁ

CHƯƠNGIII : ĐÁ MẸ, CÁC CƠ SỞ ĐÁNH GIÁ VÀ CÁC CHỈ

TIÊU NGHIÊN CỨU TẦNG ĐÁ MẸ……… Trang 30.

.CHƯƠNG IV: DỰA VÀO CHỈ SỐ ĐỊA HOÁ ĐÁNH GIÁ KHẢ

NĂNG SINH DẦU CỦA TẬP ĐÁ MIOXEN HẠ……….…… Trang 47

KẾT LUẬN………….……….………… Trang 66

TÀI LIỆU THAM KHẢO

MỞ ĐẦU

Dầu khí và các sản phẩm chế biến từ dầu đã được biết đến từ xa xưa Lúc đầu con người đã dùng nó để thắp sáng hoặc chữa bệnh Nhu cầu về dầu khí và các sản phẩm chế biến từ dầu gia tăng đột ngột vào đầu thế kỉ XX do sự xuất hiện của động cơ đốt trong cũng như do sự phát triển nhanh chóng của các ngành công nghiệp Do vậy dầu mỏ và khí đốt tự nhiên ngày càng đóng vai trò quan trong trong cuộc sống con người.

Hiện nay, dầu khí cũng như các sản phẩm của nó được sử dụng trong tất cả các ngành kinh tế trên thế giới Dầu khí không chỉ được sử dụng như một chất đốt truyền thống mà còn như một dạng nguyên liệu qúi giá cho công nghiệp hóa học Từ dầu khí đã điều chế được một lượng rất lớn các sản phẩm để dùng trong công nghiệp, nông nghiệp và trong cuộc sống hàng ngày như: sợi tổng hợp, chất dẻo, cao su nhân tạo, phân bón…

Với những lợi ích vô cùng to lớn như vậy cùng với việc giá dầu thế giới đang tăng cao, công tác tìm kiếm - thăm dò các mỏ dầu mới và khai thác các mỏ dầu cũ một cách hiệu quả nhất trở nên cần thiết hơn bao giờ hết Ở Việt Nam, bồn trũng Cửu Long là khu vực được thăm dò chi tiết và có những hoạt động khai thác mạnh mẽ nhất Khoá luận này với đề tài “ Đặc điểm và khả năng sinh dầu của tầng đá mẹ Mioxen_hạ bồn trũng Cửu Long ” giúp em có thể tìm hiểu một cách khái trong khu vực mỏ,khả năng sinh dâù , một vấn đề cơ bản khi nghiên cứu giếng khoan.

Em xin cảm ơn thầy cô trong khoa Địa Chất đã trang bị cho em những kiến thức cơ bản của ngành học, em xin cảm ơn cô Bùi Thị Luận đã tận tình hướng dẫn giúp em hoàn thành khoá luận tốt nghiệp Xin gởi lời cám ơn đến các bạn cùng khoá đã giúp đỡ tôi trong suốt quá trình học.

TP Hồ Chí Minh, tháng7năm 2007

Sinh viên thực hiện Nguyễn Mai Hùng

PHẦN 1:

KHÁI QUÁT ĐẶC ĐIỂM ĐỊA LÝ - ĐỊACHẤT BỒN TRŨNG CỬU LONG

CHƯƠNG I:

VỊ TRÍ ĐỊA LÝ VÀ ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT

BỒN TRŨNG CỬU LONG

I.1 VỊ TRÍ ĐỊA LÝ:

Bồn trũng Cửu Long là một vùng trũng đứt gãy sâu và lớn vào Đệ

Tam sớm thuộc thềm lục địa Việt Nam, có tọa độ địa lý khoảng 90 - 110 vĩ Bắc và 106030’ - 1090 kinh Đông kéo dài theo phương Đông Bắc - Tây Nam.( hình 1)

Bồn trũng gồm các lô 01, 02, 09, 15.1, 15.2, 16 và 17 với diện tích gần

56.000 km2 Bồn trũng Cửu Long có dạng bầu dục kéo dài theo phương

Đông Bắc - Tây Nam; giới hạn: phía Đông là biển Đông Việt Nam, phía Nam là khối nâng Côn Sơn, phía Tây là châu thổ Mê Kông, phía Bắc là đới cao của địa khối Đà Lạt

Hình 1: Vị trí bồn trũng Cửu Long

I.2 LỊCH SỬ NGHIÊN CỨU:

Lịch sử nghiên cứu địa chất, tìm kiếm và thăm dò dầu khí tầng

mioxen sớm gắn liền với lịch sử nghiên cứu địa chất dầu khí bồn trũng Cửu Long Gồm ba giai đoạn:

I.2.1 GIAI ĐOẠN TRƯỚC 1975:

Là thời kì điều tra, tìm kiếm ban đầu do các công ty nước ngoài tiến

hành Trong các năm 1967 - 1968, công ty Alpail tiến hành đo 19.000 km tuyến địa chấn khu vực thềm lục địa Nam Việt Nam Từ những năm 1969 -

1970, công ty địa vật lý Mandrel tiến hành khảo sát địa chấn với mạng lưới tuyến 30×50 km trong phạm vi bồn trũng Cửu Long Sau đó, công ty Mobil tiếp tục đan đầy mạng lưới tuyến địa chấn 8×8 km và 4×4 km trong phạm vi

nghiệp tại giếng khoan đầu tiên trên cấu tạo Bạch Hổ Các vỉa dầu thô nằm trong trầm tích tuổi Mioxen sớm, thử vỉa cho lưu lượng 2.400 thùng/ngày.

I.2.2 GIAI ĐOẠN 1976 – 1990:

Là thời kì đẩy mạnh thăm dò, tiến tới khai thác mỏ Bạch Hổ với sự

hợp tác giữa Việt Nam và Liên Xô Công ty Deminex (Tây Đức) đã phủ mạng lưới tuyến địa chấn 3,5×3,5 km và đã khoan tìm kiếm trên các cấu tạo Trà Tân, Sông Ba, Cửu Long và Đồng Nai trong năm 1979 Ở đây, dầu khí đã được phát hiện trong trầm tích tại giếng khoan 15-A-1X ở độ sâu 2307-2313m, nhưng được đánh giá là không có giá trị công nghiệp nên công ty Deminex đã không tiếp tục tìm kiếm thăm dò và rút khỏi Việt Nam năm

1981 Nổi bật trong giai đoạn này là sự ra đời của liên doanh Vietsovpetro gắn liền với việc tìm kiếm thăm dò và khai thác mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng

I.2.3 GIAI ĐOẠN 1990 ĐẾN NAY:

Đây là thời kì mở rộng phạm vi và đối tượng tìm kiếm thăm dò, khai

thác dầu khí trong bồn trũng Cửu Long Sự kiện quan trọng là Vietsovpetro đã phát hiện dầu trong đá móng phong hóa nứt nẻ loại granitoid trên cấu tạo Bạch Hổ và trong đá phun trào trên cấu tạo Rồng Tại phía Tây Bắc của bồn trũng Cửu Long, từ nửa cuối thập niên 90 thế kỉ 20 đến nay, công ty JPVC đã tiến hành khảo sát địa chấn chi tiết với lưới tuyến 1×1 km và khoan tìm kiếm thăm dò, khai thác dầu khí cả trong các đối tượng chứa là trầm tích Oligocene - Miocene sớm và đá móng Mỏ được phát hiện và đưa vào khai thác thương mại là mỏ Rạng Đông (8-1998) Vào tháng 10 năm 1998, công

ty Cuulong JOC được thành lập và tiến hành các hoạt động tìm kiếm thăm dò dầu khí Một lưới tuyến địa chấn 3D được thực hiện và đến 8-2000,

Cuulong JOC khoan giếng SĐ-1T trên cấu tạo Sói Đen đã phát hiện dòng dầu công nghiệp trong các trầm tích Oligocene - Miocene sớm cũng như

trong tầng móng Từ năm 2000 đến nay, hàng loạt giếng khoan tìm kiếm, thẩm định, khai thác đã được khoan trên cấu tạo này Đến 6-2003, mỏ Sói Đen đã cho những thùng dầu thương phẩm đầu tiên Trong các giếng khoan SV-1T, ST-1T trên các cấu tạo Sư Tử Trắng và Sư Tử Vàng đều có phát hiện dầu khí Tiềm năng dầu khí được đánh giá là rất lớn, có thể so sánh với mỏ Bạch Hổ.

I.3 ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT:

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:

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

2 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 tiến 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 – Úc 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

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 sớm 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 đồ cấu tạo hoàn toàn bị san 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 của 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 ñaù 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

 Các trầm tích Kainozoi ở bồn trũng Cửu Long bao gồm các phân vị địa tầng có các hoá thạch đặc trưng được xác định bởi các bào tử phấn và vi cổ sinh từ dưới lên gồm:

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, Gabro, 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 trên 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

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

Hình 4 Cột địa tầng tổng hợp bồn trũng Cửu Long

CHƯƠNG II:

CẤU TRÚC ĐỊA CHẤT VÀ TIỀM NĂNG DẦU KHÍ

II.1 CÁC YẾU TỐ CẤU TRÚC CHÍNH:

Các đặc điểm cấu trúc khu vực bồn trũng Cửu Long (được hình thành từ

Eocene đến Oligocene) có thể được chia thành 4 yếu tố cấu trúc chính:

Phụ bồn trũng Bắc Cửu Long: có cấu trúc phức tạp hơn cả, bao gồm các lô

15.1, 15.2 và phần phía Tây lô 01 và 02 Các yếu tố cấu trúc chính theo phương Đông Bắc - Tây Nam, còn phương Đông - Tây thì ít nổi bật hơn, đặc biệt là khu vực phía Đông và Đông Bắc của phụ bồn

Phụ bồn trũng Tây Nam Cửu Long: (hay phụ bồn Tây Bạch Hổ) với các yếu

tố cấu trúc chính có hướng Đông - Tây và sâu dần về phía Đông

Phụ bồn trũng Đông Nam Cửu Long: (hay phụ bồn Đông Bạch Hổ) 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 Đông Bạch Hổ, ranh giới phía Đông tiếp giáp với một sườn dốc của khối nâng Côn Sơn Tại đây, hệ thống đứt gãy phương Đông - Tây và Bắc - Nam chiếm ưu thế

Đới cao trung tâm: (hay đới cao 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 Miocene sớm đến Miocene giữa, bồn trũng Cửu Long là một bồn trũng

đơn giản Nhưng từ Miocene 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.

II.2 HỆ THỐNG ĐỨT GÃY:

Hệ thống đứt gãy của bồn trũng Cửu Long được chia thành bốn nhóm

chính, cơ bản theo các phương: Đông -Tây, Đông Bắc - Tây Nam, Bắc - Nam và các đứt gãy khác (theo các phương khác nhau cùng các đứt gãy nhỏ)

II.3 CÁC SỰ KIỆN KIẾN TẠO MẢNG:

Sự va chạm ở phía Bắc của Ấn Độ và châu Á xảy ra cách đây gần 53

triệu năm và hoạt động kiến tạo nâng lên kéo dài đến ngày nay

Sự dịch chuyển kiến tạo của khối Indochina.

Sự hút chìm dọc máng sâu Phillipine.

Sự tách dãn biển Đông (từ Oligocene muộn đến Miocene sớm).

Sự va đụng ở phía Bắc của mảng Úc với thềm Nam Sunda.

II.4 KHỐI INDOCHINA VÀ CÁC BỒN TRŨNG NGOÀI KHƠI CỦA KHỐI:

Sự tách dãn theo phương Tây Bắc - Đông Nam của bồn trũng Cửu

Long bắt đầu từ Eocene muộn đến Oligocene

Sự tách dãn của bồn trũng Cửu Long có liên quan đến sự căng dãn

của vỏ Trái Đất gắn với sự dịch chuyển quay theo chiều kim đồng hồ của khối Indochina

Bồn trũng Cửu Long được hình thành ở phần đuôi của hệ thống đứt

gãy Wang Chao/sông Hậu, nó khống chế vị trí của châu thổ Mê Kông ngày nay

Bồn trũng Cửu Long và Nam Côn Sơn được phân cách bởi đới nâng

Côn Sơn Sự xuất hiện của đới nâng này có khả năng liên quan đến “sự biến đổi của Việt Nam” theo phương Bắc -Nam

“Sự biến đổi của Việt Nam” được xác định bởi sự bẻ gãy sườn thềm ở

ngoài khơi Việt Nam ngày nay Nó phù hợp với sự biến dạng dọc ranh giới phía Đông của khối Indochina Do đó, sự tách dãn theo phương Tây Bắc - Đông Nam lúc ấy và sự toạc vỡ theo phương Bắc - Nam được cho rằng đã xảy ra suốt quá trình thành tạo bồn trũng Cửu Long

II.5 LỊCH SỬ PHÁT TRIỂN ĐỊA CHẤT CỦA BỒN TRŨNG CỬU

LONG:

Bồn trũng Cửu Long hình thành do tạo rift Sự phát triển của bồn liên

quan đến lịch sử kiến tạo khu vực, được chia làm ba thời kỳ chính:

Thời kỳ trước tạo rift: hình thành tầng móng trước Đệ Tam

Thời kỳ đồng tạo rift: từ Eocene đến Oligocene, các hoạt động đứt

gãy liên quan đến quá trình tách giãn tạo nên các khối đứt gãy (chủ yếu là đứt gãy thuận) và các trũng trong bể Các đứt gãy tạo ra nhiều bán địa hào Qúa trình tăng cường các hoạt động tách giãn làm cho bể lún chìm sâu hơn và tạo nên hồ sâu với sự tích tụ các tầng trầm tích sét hồ rộng lớn thuộc tập

D, các trầm tích giàu cát hơn thuộc tập C sau đó Vùng trung tâm bồn trũng chịu tải trọng của các tầng sét hồ dày, mặt cắt đứt gãy trở nên cong hơn và kéo xoay các trầm tích Oligocene Cuối Oligocene, ở phần Bắc của bồn trũng, do sự nén ép của địa phương hoặc địa tầng đã xuất hiện sự nghịch đảo một số nơi, tạo nên một số cấu tạo lồi hình hoa với sự bào mòn, vát mỏng mạnh mẽ của lớp trầm tích thuộc tập C Trầm tích Eocene - Oligocene trong các trũng chính có thể đạt đến 5000m, thành tạo trong các môi trường trầm tích hồ, lòng sông, châu thổ Sự kết thúc hoạt động của phần lớn các đứt gãy và bất chỉnh hợp ở nóc trầm tích Oligocene đánh dấu sự kết thúc của thời kỳ này

Thời kỳ sau tạo rift: từ Miocene đến nay Thời kỳ này, quá trình tách

giãn kết thúc, chỉ có các hoạt động yếu ớt của các đứt gãy, các trầm tích Miocene dưới phủ chờm lên địa hình Oligocene Giai đoạn biển tiến khu vực xuất hiện và biển tiến vào phần Đông Bắc của bồn trũng Cuối Miocene sớm, phần lớn diện tích bồn trũng bị chìm sâu, thành tạo tầng sét biển rộng và chính là tầng chắn khu vực tốt cho cả bồn trũng Ở Miocene giữa, môi trường biển ảnh hưởng ít hơn, phần Đông Bắc bồn trũng chủ yếu chịu ảnh hưởng của các điều kiện ven bờ Từ Miocene 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

A) 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 Eoxen

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

II.6: 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 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

PHẦN 2: Phần chuyên đề

CƠ SỞ LÝ THUYẾT VỀ NGHIÊN CỨU ĐỊA HOÁ

CHƯƠNG I : ĐÁ MẸ, CÁC CƠ SỞ ĐÁNH GIÁ 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

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 Lignin 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 gốc 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 khẳûng 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

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 khẳng 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