ĐÁNH GIÁ TÍNH CHẤT CƠ LÝ ĐẤT ĐÁ VÀ THÔNG SỐ PVT CỦA GIẾNG KHOAN 05-2-HT-2X BỒN TRŨNG NAM CÔN SƠN

Đề tài này được thực hiện nhằm bước đầu tiếp cận với số liệu thực tế và có được kinh nghiệm về cách phân tích số liệu. Đồng thời, đề tài cũng đi vào phân tích các số liệu thực tế từ giếng 05-2-HT-2X Bồn Trũng Nam Côn Sơn nhằm cung cấp số liệu tra cứu.

Lời mở đầuTrong thế kỷ XXI, khoa học kỹ thuật được phát triển mạnh mẽ Thừa hưởng từnhững thành quả khoa học kỹ thuật tiên tiến, ngành công nghiệp dầu khí cũng đã cónhững bước phát triển vượt bậc Công nghiệp dầu khí Việt Nam cũng không đứngngoài cuộc Mặc dù còn non trẻ nhưng nền công nghiệp dầu khí Việt Nam đang nhanhchóng tiếp cận với mặt bằng chung của thế giới.

Trong công nghiệp khai thác dầu khí nói chung, giai đoạn thăm dò, đánh giá thẩmlượng đóng vai trò then chốt trong việc ra quyết định khai thác cũng như đưa ra giảipháp hữu hiệu nhằm khai thác một cách tối ưu Việc đánh giá được dựa trên nhiều yếu

tố, trong đó yếu tố về tính chất cơ lý đất đá (độ rỗng, độ thấm, độ bão hòa,…) và cácthông số PVT đóng vai trò then chốt Từ tầm quan trọng trên, đề tài “ĐÁNH GIÁTÍNH CHẤT CƠ LÝ ĐẤT ĐÁ VÀ THÔNG SỐ PVT CỦA GIẾNG KHOAN 05-2-HT-2X BỒN TRŨNG NAM CÔN SƠN” đã được thực hiện Đề tài này được thực hiệnnhằm bước đầu tiếp cận với số liệu thực tế và có được kinh nghiệm về cách phân tích

số liệu Đồng thời, đề tài cũng đi vào phân tích các số liệu thực tế từ giếng 2X Bồn Trũng Nam Côn Sơn nhằm cung cấp số liệu tra cứu

05-2-HT-Các số liệu thực tế được tham khảo từ các kết quả đo đạc thăm dò của công ty BPgiếng 05-2-HT-2X Nam Côn Sơn

Nội dung đề tài gồm bốn phần chính:

 Chương một, đề tài trình bày vị trí địa lý và lịch sử nghiên cứu thăm dò khai thácvùng trũng Nam Côn Sơn

 Chương hai đi vào trình bày đặc điểm địa chất Nam Côn Sơn như địa tầng kiếntạo, cấu trúc hình thái bể, các tích tụ Hydrocarbon và hệ thống dầu khí

 Chương ba giới thiệu về tính chất cơ lý và thông số PVT của vỉa

 Chương bốn đánh giá chất cơ lý đất đá và thông số PVT của giếng khoan HT-2X bồn trũng Nam Côn Sơn

05-2-Mục Lục

CHƯƠNG 1: Đặc điểm địa lý tự nhiên và Lịch sử nghiên cứu thăm dò – khai thác

dầu khí bồn trũng Nam Côn Sơn 1

1.1 Đặc điểm địa lý tự nhiên 1

1.2 Lịch sử nghiên cứu thăm dò – khai thác dầu khí bồn trũng Nam Côn Sơn 3 1.2.1 Từ năm 1975 trở về trước 3

1.2.2 Giai đoạn 1976-1980: 4

1.2.3 Giai đoạn 1981-1987 4

1.2.4 Giai đoạn 1988 đến nay 5

CHƯƠNG 2: Đặc điểm địa chất bồn trũng Nam Côn Sơn 6

2.1 Đặc điểm địa tầng 6

2.1.1 Thành tạo móng trước Kainozoi 6

2.1.2 Thành tạo trầm tích Kainozoi 6

2.2 Đặc điểm kiến tạo 9

2.3 Các cấu trúc hình thái bể[] 10

2.3.1 Cấu trúc nâng địa luỹ Đại Hùng 12

2.3.2 Võng sụt Trung tâm 12

2.3.3 Cấu trúc nâng dạng bậc Hồng 13

2.3.4 Cấu trúc nâng dạng khối Đông nam 13

2.3.5 Cấu trúc nâng phân dị Tây-Tây bắc 14

2.4 Lịch sử phát triển địa chất 15

2.4.1 Giai đoạn trước tạo Rift (Paleocene – Eocene) 15

2.4.2 Giai đoạn đồng tạo Rift (Oligocene) 15

2.4.3 Giai đoạn sau tạo Rift (Miocene sớm-Đệ Tứ) 15

2.5 Các tích tụ Hydrocacbon liên quan: 16

2.6 Hệ thống dầu khí – Đặc điểm các tầng Sinh Chứa Chắn 17

2.6.1 Đá sinh 17

2.6.2 Đá chứa 19

2.6.3 Đá chắn 21

CHƯƠNG 3: Giới thiệu về tính chất cơ lý đất đá và thông số PVT của vỉa 23

3.1 Tính chất cơ lý đất đá 23

3.1.1 Độ rỗng 23

3.1.2 Độ thấm 32

3.1.3 Độ bão hòa chất lưu 34

3.2 Thông số PVT 35

3.2.1 Áp suất vỉa 35

3.2.2 Nhiệt độ vỉa 37

3.2.3 Thể tích vỉa 38

CHƯƠNG 4: Đánh giá tính chất cơ lý của giếng khoan 05-2-HT-2X Bồn Trũng Nam Côn Sơn 40

4.1 Đánh giá tổng thể tính chất cơ lý giếng khoan ở điều kiện vỉa theo bảng số liệu nguyên cứu 40

4.1.1 Độ rỗng : Dựa vào bảng phân loại khả năng chứa theo độ rỗng ở bảng (hình 3.2) : 41

4.1.2 Độ thấm : Dựa vào bảng phân loại khả năng thấm của đất đá ở bảng (hình 3.3) 41

4.2 Đánh giá mối tương quan giữa hệ số điện trở suất và độ lổ rỗng 42

4.2.1 Mẫu lõi 1 42

4.2.2 Mẫu lõi 2&3 43

4.2.3 Mẫu lõi 1 và 2&3 44

Đánh giá 44

4.3 Sự thay đổi độ rổng theo chiều sâu mẫu 45

4.3.1 Mẫu lõi 1 45

4.3.2 Mẫu lõi 2&3 46

Đánh giá : 46

4.4 Mối tương quan của độ thấm theo chiều sâu 47

4.4.1 Mẫu lõi 1 47

4.4.2 Mẫu lõi 2&3 48

4.5 Mối tương quan giữa độ rổng và hệ số thấm 49

4.5.1 Mẫu lõi 1 49

4.5.2 Mẫu lõi 2&3 50

4.6 Đánh giá mối liên quan giữa hệ số bão hòa nước và chỉ số điện trở suất 51 4.6.1 Mẫu lõi 1 51

4.6.2 Mẫu lõi 2&3 52

4.6.3 Tương quan chỉ số điện trở suất và độ bão hòa nước ở từng số hiệu mẫu trong mẫu lõi 1 54

4.6.4 Tương quan chỉ số điện trở suất và độ bão hòa nước ở từng số hiệu mẫu trong mẫu lõi 2&3 59

4.6.5 Tương quan chỉ số điện trở suất và độ bão hòa nước trong mẫu lõi 1

64

4.6.6 Tương quan chỉ số điện trở suất và độ bão hòa nước trong mẫu lõi 2&3 65

4.6.7 Tương quan chỉ số điện trở suất và độ bão hòa trong mẫu lõi 1 và 2&3 66

KẾT LUẬN 67

Phụ lục hình

Hình 1.1: Vị trí bể Nam Côn Sơn trên thềm lục địa Việt Nam 2

Hình 2.1: Các cấu trúc hình thái bể Nam Côn Sơn 11

Hình 3.1 Mô tả mật độ của khung đá và các lỗ rỗng bao gồm: hạt, ximăng, các thành phần bụi nằm trong các lỗ rỗng, nước, dầu và một số các vật thể độc lập 23

Hình 3.2: Bảng đánh giá khả năng chứa của đá theo độ rỗng 24

Hình 3.3: Bảng phân loại đá theo tính thấm 32

Hình 4.1: Mối tương quan giữ độ rỗng và hệ số điện trở suất của mẫu lõi 1 42

Hình 4.2: Mối tương quan giữ độ rỗng và hệ số điện trở suất của mẫu lõi 2 và 3 .43

Hình 4.3: Mối tương quan giữ độ rỗng và hệ số điện trở suất của mẫu lõi 1, 2 và 344 Hình 4.4: Mối tương quan giữ độ rỗng và độ sâu của mẫu lõi 1 45

Hình 4.5: Mối tương quan giữ độ rỗng và độ sâu của mẫu lõi 2 và 3 46

Hình 4.6 Mối tương quan của độ thấm theo chiều sâu mẫu lõi 1 47

Hình 4.7 Mối tương quan của độ thấm theo chiều sâu mẫu lõi 2&3 48

Hình 4.8 Mối tương qua giữa độ lỗ rổng và hệ số thấm mẫu lõi 1 49

Hình 4.9 Mối tương qua giữa độ lỗ rổng và hệ số thấm mẫu lõi 2&3 50

Hình 4.10 Tương quan chỉ số điện trở suất và độ bão hòa nước 54

Hình 4.11 Tương quan chỉ số điện trở suất và độ bão hòa nước 55

Hình 4.12 Tương quan chỉ số điện trở suất và độ bão hòa nước 56

Hình 4.13 Tương quan chỉ số điện trở suất và độ bão hòa nước 57

Hình 4.14 Tương quan chỉ số điện trở suất và độ bão hòa nước 58

Hình 4.15 Tương quan chỉ số điện trở suất và độ bão hòa nước 59

Hình 4.16 Tương quan chỉ số điện trở suất và độ bão hòa nước 60

Hình 4.17 Tương quan chỉ số điện trở suất và độ bão hòa nước 61

Hình 4.18 Tương quan chỉ số điện trở suất và độ bão hòa nước 62

Hình 4.19 Tương quan chỉ số điện trở suất và độ bão hòa nước 63

Hình 4.20 Tương quan chỉ số điện trở suất và độ bão hòa nước 64

Hình 4.21 Tương quan chỉ số điện trở suất và độ bão hòa nước 65

Hình 4.22 Tương quan chỉ số điện trở suất và độ bão hòa nước 66

CHƯƠNG 1: Đặc điểm địa lý tự nhiên và Lịch sử nghiên cứu thăm dò –

khai thác dầu khí bồn trũng Nam Côn Sơn 1.1 Đặc điểm địa lý tự nhiên

Bể Nam Côn Sơn có diện tích gần 100.000km2, nằm trong khoảng giữa 6o00’ đến

9o45’ vĩ độ Bắc và 106o00’ đến 109o00’ kinh độ Đông Độ sâu nước biển trong phạm

vi của bể thay đổi rất lớn, từ vài chục mét ở phía Tây đến hơn 1.000m ở phía Đông.Trên địa hình đáy biển các tích tụ hiện tại được thành tạo chủ yếu do tác động củadòng chảy thủy triều cũng như dòng đối lưu, mà hướng và tốc độ của chúng phụ thuộcvào hai hệ gió mùa chính: hệ gió mùa Tây Nam từ cuối tháng 5 đến cuối tháng 9 và hệgió mùa Đông Bắc từ đầu tháng 11 năm trước đến cuối tháng 3 năm sau Trầm tíchđáy biển chủ yếu bùn và cát, ở nơi bờ cao và đảo là đá cứng hoặc san hô Bồn trũngbao gồm các lô 02, 03, 04-1, 04-2, 04-3, 05-1, 05-2, 06, 07, 10, 11-1, 11-2, 12-E, 12-

W, 19, 20, 21, 22, 28, 29 và một phần các lô 130, 131, 132, 133, 134, và 135

Bể được hình thành do quá trình tách giãn biển Đông và va chạm của mảng Á-Âuvới mảng Ấn-Úc với lớp phủ Kainozoi dày Trên cơ sở phân tích cấu trúc của móng vàđặc điểm địa chất của lớp phủ Kainozoi, các tác giả đã phân chia 5 đơn vị cấu trúchình thái của bể như sau: 1 Nâng địa luỹ Đại Hùng, 2 Võng sụt trung tâm, 3 Nângdạng bậc Hồng, 4 Nâng dạng khối Đông nam, 5 Nâng phân dị Tây - tây bắc Các cấutrúc hình thái phân cách với nhau bởi các hệ thống đứt gãy Phân tích cấu trúc hìnhthái cho phép các tác giả nhận xét bể Nam Côn Sơn có xu hướng biến dạng theophương đông bắc - tây nam ở đông bắc, sang phương kinh tuyến ở phía tây và tâynam

Bể Nam Côn Sơn bị giới hạn về phía bắc bởi đới nâng Phan Rang, ngăn cách với bểPhú Khánh ở phía tây bắc bởi đới nâng Côn Sơn, ngăn cách với bể Cửu Long ở phíatây và phía nam bởi đới nâng Khorat-Natuna Ranh giới phía đông, đông nam của bểđược giới hạn bởi đơn nghiêng Đà Lạt - Vũng Mây và bể Trường Sa, phía đông nam là

bể Vũng Mây

Vị trí kiến tạo của bể Nam Côn Sơn được thể hiện trên Hình 1 Trên sơ đồ này,chúng ta thấy rất rõ bể nằm trên kiểu vỏ chuyển tiếp giữa các miền vỏ lục địa và kiểu

vỏ đại dương

Miền vỏ lục địa bao gồm các địa khối Inđosini và Tây Borneo với các đai uốn nếpHercyni muộn Thái Lan - Malaysia, các đai pluton Mesozoi muộn rìa lục địa Đông Á.Các cấu trúc này đều chịu tác động mạnh của quá trình hoạt hoá magma-kiến tạo trongMesozoi-Kainozoi, nhờ đó các võng chồng Mesozoi được thành tạo Đai xâm nhậppluton Mesozoi muộn rìa lục địa Đông Á ảnh hưởng trực tiếp đến đặc trưng cấu trúc,thành phần móng của các bể Kainozoi trên thềm lục địa, trong đó có bể Nam Côn Sơn.Trong giai đoạn Kainozoi, thềm lục địa Việt Nam bị chi phối bởi 2 trường kiến tạo cơbản: trường kiến tạo Himalaya và trường kiến tạo Biển Đông Trường kiến tạoHimalaya được đặc trưng bởi quá trình nén ép ở tây bắc và căng giãn ở tây nam, tạonên các cấu trúc toả tia, kéo tách Trường kiến tạo Biển Đông được đặc trưng bởi quátrình tách giãn theo phương đông bắc - tây nam Bể Nam Côn Sơn hình thành và pháttriển trên móng của địa khối Inđosini, bị chi phối bởi hai trường kiến tạo nêu trên đãtạo nên các cấu trúc bậc cao khác nhau, vừa bị phân cắt dọc và phân cắt ngang.

Hình 1.1: Vị trí bể Nam Côn Sơn trên thềm lục địa Việt Nam

Đới nâng Côn Sơn là một phức nếp lồi phát triển kéo dài theo phương đông bắc Ởphía tây nam, đới nâng này gắn liền với đới nâng Khorat-Natuna, nhô cao và lộ ra ởđảo Côn Sơn Đới nâng này chủ yếu cấu tạo bởi các đá xâm nhập và phun trào thuộcđai pluton rìa lục địa Đông Á có tuổi Mesozoi muộn Cần lưu ý rằng, đới nâng Khorat-Natuna là một bộ phận của lục địa Sunda cổ, kéo dài theo phương tây bắc - đông nam

từ Thái Lan qua tây nam Việt Nam và xuống đến đảo Sunda của Inđonesia Đới nângPhan Rang là một bộ phận của địa khối Inđosini bị sụt lún theo quá trình sụt lún của

thềm lục địa Việt Nam Đới này được cấu tạo chủ yếu bởi các đá xâm nhập, phun trào,trầm tích phun trào có tuổi Mesozoi giữa-muộn Như vậy, miền vỏ chuyển tiếp ở đâythực chất là miền vỏ lục địa bị thoái hoá và nhấn chìm trong Kainozoi.

1.2 Lịch sử nghiên cứu thăm dò – khai thác dầu khí bồn trũng Nam Côn Sơn

Dựa vào tính chất, đặc điểm và kết quả công tác của từng thời kỳ, lịch sử thăm dò

và nghiên cứu địa chất – địa vật lý ở đây được chia làm 4 giai đoạn :

1.2.1 Từ năm 1975 trở về trước

Công tác khảo sát khu vực và tìm kiếm dầu khí được nhiều công ty, nhà thầu triểnkhai trên toàn thềm lục địa phía Nam nói chung và toàn thể Nam Côn Sơn nói riêng.Các dạng công tác này do các công ty thăm dò Mỹ và Anh thực hiện như Mandrell ,Mobil Kaiyo, Pecten, Esso, Union Texas, Sun Marathon, Sunning Dale Các nhà thầu

đã thu nổ hàng nghìn km địa chấn 2D với mạng lưới tuyến 4x4km và 8x8km

Với mức độ nghiên cứu đó và dựa trên tài liệu nhận được, các công ty kể trên đãtiến hành minh giải tài liệu địa chấn xây dựng được 1 số bản đồ đẳng thời tỉ lệ1:100000 cho các lô riêng và tỉ lệ 1:50000 cho một số cấu tạo triển vọng Song do mật

độ khảo sát còn thấp nên độ chính xác của các bản đồ chưa cao

Trên cơ sở các kết quả nghiên cứu đạt được cuối năm 1974 đầu 1975, công tyPecten và Mobile đã tiến hành khoan 5 giếng ở các lô trên có cấu tạo khác nhau (Mía– 1X, Hồng – 1X, Dừa – 1X đã phát hiện dầu)

Kết thúc giai đoạn này đã có ba báo cáo đánh giá kết quả nghiên cứu chung cho các

lô, trong đó quan trọng và đáng chú ý nhất là báo cáo của công ty Mandrell

Trong báo cáo này đã đưa ra hai bản đồ đẳng thời tầng phản xạ nông và tầng phản

xạ móng, các bản đồ dị thường từ và trọng lực tỷ lệ 1/500.000 cho toàn thềm lục địaViệt Nam Các bản đồ này phần nào đã thể hiện được đặc điểm hình thái của các đơn

vị kiến tạo lớn bậc I và II và cho thấy sự có mặt của lớp phủ trầm tích Kainozoi dàyhàng nghìn mét trên thềm lục địa Tuy vậy, ở giai đoạn này chưa có một báo cáo tổnghợp nào dù là sơ bộ về đặc điểm cấu trúc, lịch sử phát triển địa chất cho toàn vùng nóichung cũng như các lô nói riêng Các số liệu minh giải và các ranh giới tầng phản xạchuẩn được lựa chọn theo nhiều quan điểm khác nhau trên từng lô, vì vậy gây khókhăn cho công tác tổng hợp toàn bể

1.2.2 Giai đoạn 1976-1980:

Sau khi giải phóng miền Nam nước nhà thống nhất, Tổng cục Dầu khí đã quyếtđịnh thành lập công ty Dầu khí Nam Việt Nam (11-1975), công tác tìm kiếm thăm dòdầu khí được đẩy mạnh Các công ty AGIP và BOW VALLEY đã hợp đồng khảo sát tỉ

mỉ (14.589 km địa chấn 2D mạng lưới đến 2x2km) và khoan thêm 8 giếng khoan 1X, 04B-1X, 12A-1X, 12B-1X, 12C-1X, 28A-1X, 29A-1X) Trên cơ sở khảo sát địachất địa vật lý và khoan, các công ty nêu trên đã thành lập một số sơ đồ đẳng thời theocác tầng phản xạ ở các tỉ lệ khác nhau và đã có báo cáo tổng kết Công ty GECO đãthể hiện quan điểm của mình trong báo cáo “Minh giải địa chấn và đánh giá tiềm năngdầu khí thềm lục địa Việt Nam” của Daniel S và Netleton Công ty AGIP đẵ nêu lênmột số quan điểm về cấu trúc đại chất và đánh giá khả năng dầu khí trên các lô 04 và

04A-12 Công ty dầu khí Nam Việt Nam (công ty 2)O đã tiến hành phân tích nghiên cứu vàtổng hợp tài liệu đã có xây dựng 1 số sơ đồ đẳng thời và bản đồ cấu tạo tỉ lệ 1:100000

và 1:50000 cho các lô và một số cấu tạo phục vụ sản xuất Dưới sự chỉ đạo kỹ thuậtcủa Ngô Thường Sang đã hoàn thành một số phương án công tác địa vật lý và khoantìm kiếm đặc biệt đã hoàn thành báo cáo “Tổng hợp cấu trúc địa chất và triển vọng dầukhí thềm lục địa Nam Việt Nam” đề cập đến nhiều vấn đề lịch sử phát triển địa chấttoàn vùng nói chung và bể Nam Côn Sơn nói riêng, đồng thời cũng nêu lên một số cơ

sở địa chất để đánh giá triển vọng dầu khí toàn vùng nghiên cứu

Song do những điều kiện khách quan, bức tranh chi tiết về cấu trúc địa chất tronggiai đoạn này vẫn chưa được sáng tỏ

Trong giai đoạn này đã có một số báo cáo tổng hợp địa chất địa vật lý được hoảnthành như “phân vùng kiến tạo các vùng trũng Kainozoi thềm lục địa Việt Nam” củatác giả Lê Trọng Cán và nnk năm 1985, và báo cáo: “tổng hợp địa chất địa vật lý, tínhtrữ lượng dự báo Hydrocacbon và vạch phương hướng công tác tìm kiếm dầu khí trong

giai đoạn tiếp theo ở thềm lục địa Nam Việt Nam” của Hồ Đắc Hoài, Trần Lê Đông

1986 và luận án tiến sĩ khoa học địa chất khoáng vật của Nguyễn Giao: “cấu trúc địachất và triển vọng dầu khí của các bể trầm tích đệ tam vùng biển đông Việt Nam 1987

1.2.4 Giai đoạn 1988 đến nay

Sau khi nhà nước ban hành luật đầu tư nước ngoài, 20 nhà thầu đã ký các hợp đồngtriển khai công tác tìm kiếm thăm dò ở bể Nam Côn Sơn Các nhà thầu đã tiến hànhkhảo sát 54.997 km địa chấn 2D và 5399 km2 địa chấn 3D, đã khoan 62 giếng khoanthăm dò và khai thác Mỏ Đại Hùng được đưa vào khai thác năm 1994 , mỏ khí LanTây 2002 Các mỏ khí Rồng Đôi, Rồng Đôi Tây, Hải Thạch cũng chuẩn bị đưa vàokhai thác Trong công tác tổng hợp, các nhà thầu cũng đã có báo cáo lô và báo cáogiếng khoan, song về cơ bản đây chỉ là những báo cáo nhanh phục vụ sản xuất Vềphía tổng cục dầu khí Việt Nam (nay là tập đoàn dầu khí Việt Nam) có một số báo cáonghiên cứu tổng hợp chung cả bể Đó là báo cáo: “chính xác hóa cấu trúc địa chất,đánh giá tìm năng về đề xuất phương hướng thăm dò dầu khí ở bể Nam Côn Sơn” củaNguyễn Giao, Nguyễn Trọng Tín và nnk … năm 1990, “báo cáo địa chất dầu khí vàtiềm năng dầu khí bể Nam Côn Sơn” của Nguyễn Giao, Nguyễn Trọng Tín và Lê VănDung (viện dầu khí), D Willmor và nnk (Robertson) 1991, báo cáo: “Đánh giá tiềmnăng dầu khí bể Nam Côn Sơn” của Nguyễn Trọng Tín và nnk 1993, báo cáo: “Chínhxác hóa cấu trúc địa chất và trữ lượng dầu khí phần phía Đông bể Nam Côn Sơn” củaNguyễn Trọng Tín và nnk 1995, báo cáo: “Đánh giá tiềm năng dầu khí phía Tây bểNam Côn Sơn” của Nguyễn Trọng Tín và nnk 1996, báo cáo: “mô hình hóa bể NamCôn Sơn” của Nguyễn Thị Dậu nnk 2000

CHƯƠNG 2: Đặc điểm địa chất bồn trũng Nam Côn Sơn

2.1 Đặc điểm địa tầng

2.1.1 Thành tạo móng trước Kainozoi

Một số giếng khoan (ĐH-1X, 04-A-1X, 04-2-BC-1X, 10-PM-1X, Hong-1X, 12 –Dừa -1X, 12-C-1X, 20-PH-1X, 28-A-1X-1X…) ở bể Nam Côn Sơn gặp đá móngkhông đồng nhất bao gồm: granit, Granodiorit, diorit và đá biển chất, tuổi của cácthành tạo này có thể là Jura muộn hoặc Creta

Nằm không chỉnh hợp trên móng không đồng nhất là lớp phủ trầm tích Paleogene

-Đệ Tứ có chiều dày biển đổi từ hàng trăm đến hàng nghìn mét

2.1.2 Thành tạo trầm tích Kainozoi

Paleogene Oligocene

Đặc điểm trầm tích nêu trên chứng tỏ hệ tầng Cau được hình thành trong giai đoạnđầu tạo bể

Hinh 2 1 Cột địa tầng tổng hợp bể Nam Côn Sơn

Neogene Oligocene dưới

Hệ tầng Dừa (N 1 1 d)

Hệ tầng Dừa phân bố rộng rãi trong bể Nam Côn Sơn ba gồm chủ yếu cát kết, bộtkết màu xám sáng, xám lục xen kẽ với sát kết màu xám, xám đỏ, xám xanh; các lớp sétchứa vôi giàu vật chất hữu cơ có nơi chứa sét than hoặc các lớp than mỏng Đôi khi cónhững lớp đá vôi mỏng chứa nhiều hạt vụn hoặc đá vôi màu trắng xen kẽ trong hệtầng Tỉ lệ cát/sét trong toàn bộ mặt cắt gần tương đương nhau, tuy nhiên về phía Đôngcủa bể thành phần hạt mịn tăng dần và ngược lại, ở phần rìa Tây tỉ lệ cát kết tăng dogần nguồn cung cấp vật liệu

Cát kết hạt nhỏ đến hạt vừa đôi khi hạt thô (ở phần dưới lát cắt) có độ lựa chọn vàmài mòn tốt

Hệ tầng Nam Côn Sơn (N 1 ncs)

Hệ tầng Nam Côn Sơn phân bố rộng rãi với tướng đá thay đổi mạnh các khu vựckhác nhau Ở ría phía Bắc và Tây – Tây Nam trầm tích chủ yếu là lục nguyên gồm sétkết, sét vôi màu xám lục đến xám xanh, gắn kết yếu xen kẽ các lớp cát – bột kết chứavôi đôi khi gặp một số thấu kính hoặc những lớp đá vôi mỏng chứa nhiều mảnh vụnlục nguyên Cát kết có độ lựa chọn và mài tròn tốt, chứa hóa thạch động vật biển vàglauconit Ở vùng Trung tâm bể mặt cắt gồm các trầm tích lục nguyên và carbonatexen kẽ Nhưng tại một số vùng nâng ở phía Đông, Đông Nam bể đá carbonate lạichiếm ưu thế trong mặt cắt của hệ tầng

Hệ tầng Nam Côn Sơn có bề dày 200-600m và nằm bất chỉnh hợp trên hệ tầngThông – Mãng Cầu.

Tuổi Pliocene được xác định dựa vào Foramimifera đới N19 – N21, tảo carbonate

đới NN12 – NN18 và bào tử phấn hoa đới Dacrydium, hệ tầng tương đương với tầng

Muda của Agip (1980)

Trầm tích Đệ Tứ bao gồm cát gắn kết yếu, xen kẽ với sét và bùn chứa nhiều di tíchsinh vật biển Tuổi Đệ Tứ được xác định dựa vào Foram đới NN22-N23, tảo carbonate

NN19 –NN21 và bào tử phẩn hoa đới Phyllocladus.

Sự hình thành trầm tích của hệ tầng Biển Đông liên quan tới gian đoạn biển tiếnPliocene, trong môi trường biển nông ven bờ, biển nông đến biển sâu

Hệ tầng Biển Đông có bề dày trầm tích thay đổi rất lớn từ vài trăm mét đến vàinghìn mét, nằm bất chỉnh hợp trên hệ tầng Nam Côn Sơn

2.2 Đặc điểm kiến tạo

Bể Nam Côn Sơn phát triển chồng trên các cấu trúc của nền Indochina bị hoạt hóamạnh mẽ trong Phanerozoi và hoạt hóa magma kiến tạo trong Mesozoi muộn Cộngứng với quá trình này ở phía Đông nền Indochina – Vùng biển rìa Đông Việt Nam xảy

ra quá trình giãn đáy biển rìa vào Oligocene với trục tách giãn phát triển theo phươngđông bắc-tây nam Quá trình tách, giãn đáy Biển Đông đã đẩy rời xa hai khối vi lục địaHoàng Sa, Trường Sa và kiến sinh phá huỷ (Taphrogeny) trên cùng thềm lục địa phíaNam, từ đó phát triển các trầm tích Kainozoi tương ứng Đới Nam Côn Sơn với hai đớitrũng sâu: trũng Bắc và trũng Trung Tâm có hướng trục sụt lún cùng hướng trục giãnđáy Biển Đông và nằm phù hợp trực tiếp trên phương kéo dài của trục giãn đáy BiểnĐông là bằng chứng của sự ảnh hưởng này

Bể Nam Côn Sơn là bể không được khép kín, nói chỉ được giới hạn về phía Bắc bởiđới nâng Côn Sơn, phía Tây và phía Nam là đới nâng Khorat-Natuna Còn ranh giớiphía Đông Bắc với bể Phú Khánh và phía Đông với bể Tư Chính-Vũng Mây vẫn chưađược xác định.

Ở phía Đông bể Nam Côn Sơn tồn tại hệ đứt gãy được Ngô Thường San (năm1980) gọi là đứt gãy kinh tuyến 109o Đứt gãy này được phát hiện trên các tài liệu địachấn ở thềm lục địa miền Trung và vùng biển Phan Rang Tại khu vực nghiên cứu, đứtgãy này đóng vai trò ngăn cách giữa thềm và sườn lục địa hiện đại Phương đứt gãykéo dài xuống phía Nam còn chưa đủ tài liệu khẳng định, song có lẽ nó còn tiếp tụcphát triển rồi nhập và các hệ đứt gãy chờ, nghịch Bắc Palawan

Đới nâng Côn Sơn có dạng một phức nếp lồi phát triển kéo dài theo phương ĐôngBắc Ở phía Tây Nam được gắn liền với đới nâng Khorat-Natuna, nhô cao và lộ ra ởđảo Côn Sơn, sau đó chìm dần ở phạm vi các lô 02,03 và rồi lại nâng cao ở Cù LaoDung mà ta gọi là đới nâng Phú Quý Đới nâng Côn Sơn chủ yếu cấu tạo bởi các đáxâm nhập và phun trào trung tính, axit thuộc đá núi lửa rìa Đông lục địa Châu Á tuổiMesozoi muộn

Đới nâng Khorat-Natuna kéo dài từ Thái Lan qua Tây Nam Việt Nam Borneo theohướng tây bắc-đông nam và là một bộ phận của lục địa Sunda cổ Đới nâng được cấuthành bởi tập hợp các thành tạo lục nguyên tuổi Carbon – Permi, Jura – Creta và các

đá biến chất Paleozoi, Mesozoi cũng như các đá magma axit – trung tính tuổiKainozoi, nằm trong đai núi lửa miền Đông Á

2.3 Các cấu trúc hình thái bể [1]

Việc phân chia các cấu trúc hình thái cần phải dựa trên những tiêu chí nhất định,trước hết phải dựa trên hai yếu tố cơ bản là đặc điểm địa hình và cấu trúc địa chất BểNam Côn Sơn hiện nay đã được các trầm tích Kainozoi lấp đầy với độ dày khá lớn.Địa hình đáy biển, với độ sâu trên dưới 100 m, tạo thành một bể khép kín, ít phân dị

Vì vậy, nếu sử dụng đặc điểm địa hình hiện tại để phân tích cấu trúc hình thái thìkhông phản ánh được nội dung, bản chất của các cấu trúc Để khắc phục điều này, cáctác giả đã chọn địa hình của bề mặt móng trước Kainozoi của bể làm tiêu chí quantrọng để phân tích Trong các bản đồ về bề mặt bất chỉnh hợp đã được thành lập theocác tài liệu địa vật lý thì bề mặt móng thể hiện mức độ phân dị rõ rệt nhất

1[] Trong quyển “Địa chất và Tài nguyên dầu khí Việt Nam” của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam do Nguyễn Hiệp chủ biên, Nxb KH&KT, 2007, Nguyễn Giao và Nguyễn Trọng Tín có bài “Bể trầm tích Nam Côn Sơn và tài nguyên dầu khí”: 317-361 mà bạn đọc có thể tham khảo thêm (BBT).

Hình 2.2: Các cấu trúc hình thái bể Nam Côn Sơn

Sự phân dị địa hình của địa hình móng liên quan chặt chẽ với địa động lực của khuvực trong Kainozoi Tiêu chí cấu trúc ở đây được dựa trên không những cấu trúc móng

mà còn dựa vào cấu trúc của các lớp phủ Kainozoi, độ dày và đặc điểm biến dạng củachúng Tên gọi của các kiểu cấu trúc hình thái có thể gắn với địa danh hoặc vị trí khuvực Ranh giới của các kiểu cấu trúc hình thái thường trùng với ranh giới của các hệthống đứt gãy, mà sự thể hiện của chúng trên địa hình bề mặt móng là những vách dốcđứng, có sự thay đổi độ sâu rất nhanh Dựa trên những tiêu chí trên, các cấu trúc hìnhthái của bể Nam Côn Sơn có thể được phân chia như sau (Hình 2 2)

2.3.1 Cấu trúc nâng địa luỹ Đại Hùng

Đây là cấu trúc hình thái nằm ở đông bắc của bể, kéo dài theo phương đông bắc tây nam, được ngăn cách bởi khối nâng Côn Sơn ở phía đông bắc bằng một đới sụt sâuđến 6000-8000 m Đới sụt này chính là biểu hiện trực tiếp của đứt gãy tây bắc ĐạiHùng Càng đi về phía nam, đứt gãy này có xu hướng chạy theo phương á vĩ tuyến,làm cho địa lũy càng được mở rộng Cánh đông nam của cấu trúc hình thái cũng đượcgiới hạn bởi hệ thống đứt gãy chạy theo phương đông bắc - tây nam, thể hiện trên địa

-hình là một vách dốc từ độ sâu 10.000 đến 13.000 m Hai hệ thống đứt gãy này đã làmcho địa luỹ có hình thái bất đối xứng Cấu trúc hình thái được bắt đầu từ cấu tạo nângđịa phương ở đông bắc của vùng, nơi đặt giếng khoan 4B-1X Tại đây móng nhô caođến độ sâu 2000 m Đi về phía đông nam, móng tiếp tục lún chìm đến độ sâu 3000 m(ở giếng khoan 04A-1X); 3200-3400 m (ở giếng khoan ĐH-1; ĐH-3 thuộc lô 05-1) và 5000-6000 m (ở phía đông bắc của lô 11-1) Như vậy bề mặt móng trước Kainozoihoàn toàn trùng với cấu trúc nâng Đại Hùng, nơi đang khai thác mỏ dầu khí quan trọngcủa bể Nam Côn Sơn Cấu trúc hình thái còn bị xê dịch bởi hàng loạt các hệ thống đứtgãy trẻ có phương kinh tuyến Lớp phủ Kainozoi ở đây chủ yếu là các trầm tích lụcnguyên có tuổi Miocen sớm-giữa, đá vôi Miocen giữa và trên cùng là trầm tích Miocenmuộn - Đệ tứ.

2.3.2 Võng sụt Trung tâm

Đây là một võng sụt chiếm diện tích lớn ở trung tâm và phía đông của bể Nam CônSơn, chiếm toàn bộ diện tích của lô 05-3, một ít của lô 05-2 ở phía đông và lô 11-2 ởphía tây Võng sụt kéo dài theo phương đông bắc - tây nam, trùng với phương chungcủa bể trầm tích Kainozoi nguyên sinh Nam Côn Sơn Tuy vậy, về mặt hình thái, võngTrung tâm có hình dạng rất phức tạp, bị thu hẹp diện tích ở phần giữa do khối nâng ởphía đông nam của bể nhô cao Khối nâng này đã chia võng thành hai phần Phần phíabắc có diện tích trùng với phần phía bắc của lô 05-3, được giới hạn bởi đường đẳngsâu 14.000 m của móng Đường đẳng sâu này tạo cho phần nam của võng có dạng bầudục, mà trục dài chạy theo phương tây bắc - đông nam Như vậy, có thể nhận xét rằng,võng Trung tâm có xu hướng chuyển trục lún chìm từ phương vĩ tuyến ở phía bắc sangphương tây bắc - đông nam ở phía nam Võng sụt Trung tâm được đặc trưng bởi quátrình kiến tạo sụt lún mạnh từ độ sâu 1400 m ở ven rìa đến 14.000 m ở trung tâm.Građien sụt lún ở đây có thể đạt tới 500-1000 m Trũng được lấp đầy bởi các trầm tíchOligocen dưới cùng với đặc trưng thành phần phức tạp và độ dày lớn Không loại trừkhả năng có mặt các thành tạo Eocen ở trung tâm của võng Phần trung tâm của võng,tuy chiều sâu lớn, nhưng tồn tại một số cấu trúc nâng bậc cao, có kích thước không lớnnhư cấu tạo Thổ tinh, Mộc tinh, Thiên ứng Đó là các cấu trúc kiểu địa luỹ có tiềmnăng chứa dầu khí Các thành tạo Kainozoi ở đây có khả năng bị phức tạp hoá bởi cácthành tạo magma hình nấm, các đai mạch

2.3.3 Cấu trúc nâng dạng bậc Hồng

Cấu trúc hình thái này nằm ở phía nam của bể Nam Côn Sơn trên phạm vi diện tíchcủa các lô 12E, 12W và chạy theo phương đông bắc - tây nam Cánh đông nam củacấu trúc này được giới hạn bởi hệ thống đứt gãy Hồng, tạo thành vách dốc đứng với độsâu của móng ở vị trí từ 1000 m bị sụt đến trên 6000 m Phía bắc của cấu trúc hình thái

bị giới hạn bởi đứt gãy chạy theo phương vĩ tuyến, ngăn cách với cấu trúc hình tháinâng Tây Bắc Đứt gãy này nằm ở phía nam của giếng khoan 12C-1X Tính nâng dạngbậc của cấu trúc hình thái được thể hiện rõ nét trên độ sâu hiện tại của bề mặt móng.Phần nhô cao nhất của móng đến độ sâu 1000 m nằm trên cấu tạo Hồng (tại vị trígiếng khoan Hồng-1X) Từ đây móng hạ thấp dần về phía tây bắc trên những độ sâukhác nhau Có thể ghi nhận ba bậc của móng ở các độ sâu 3000-3200 m; 3800-4200 m

và 6000 m Các bậc này đều liên quan chặt chẽ đến các cánh sụt của hệ thống đứt gãychạy theo phương đông bắc - tây nam Từ đây có thể suy đoán được cự ly dịch trượtthẳng đứng của chúng đạt tới hàng vài trăm m Trên địa hình mặt móng các bậc nàytạo thành những trũng bất đối xứng song song, kéo dài Các trũng có độ sâu lớnthường nằm ở phía tây bắc

2.3.4 Cấu trúc nâng dạng khối Đông nam

Cấu trúc hình thái nâng dạng khối phân bố ở đông nam bể, trên phạm vi lô 06; 06-1,

bị giới hạn ở phía tây bởi đứt gãy Dừa, phía bắc là đứt gãy chạy theo phương vĩ tuyến,gần trùng với vĩ độ 7o50’ Tại đây, địa hình móng được nâng cao nhất tới độ sâu 3400

m ở giếng khoan 06-D-1X Khác với các cấu trúc hình thái đã nêu trên, cấu trúc này cóđặc trưng là bị chia cắt thành từng khối bởi các hệ thống đứt gãy chạy theo phương ákinh tuyến và á vĩ tuyến Kích thước của mỗi khối đạt khoảng hàng chục kilometvuông Khu vực tây bắc bị sụt lún mạnh nhất và chuyển tiếp dần xuống võng Trungtâm Nhìn chung trên toàn bộ bể, cấu trúc hình thái này bị chia cắt, phá huỷ mạnh nhất.Phía tây của cấu trúc là khối nâng Dừa, nơi có móng nhô cao đến độ sâu 4200 m Khốinâng này có diện tích khoảng 400 km2 nâng lên như là một cấu tạo độc lập

2.3.5 Cấu trúc nâng phân dị Tây-Tây bắc

Cấu trúc hình thái này nằm ở phía tây và tây bắc của bể, trên các lô 27, 28, 29 vànửa phía tây của các lô 19, 20, 21, 22 Chúng bị giới hạn bởi đứt gãy Sông Đồng Nai ởphía đông và đứt gãy Sông Hậu ở phía tây Cấu trúc chạy theo phương hầu như là kinhtuyến Được giới hạn phía bắc bởi khối nâng Côn Sơn, nơi địa hình móng nâng cao

gần 300 m, cấu trúc hình thái có phương thay đổi rõ rệt so với khối nâng này Đặctrưng phân dị của cấu trúc được thể hiện trên địa hình móng là những dải sụt dạng bậc

từ tây sang đông, từ đứt gãy Sông Hậu sang đứt gãy Sông Đồng Nai, nơi móng có độsâu từ 1500 đến 3000 m Như vậy, cấu trúc được đặc trưng bởi sự sụt nghiêng về phíađông do kết quả hoạt động đứt gãy khối tảng phát triển theo phương bắc nam tạo nên.Bên cạnh đó, tính phân dị còn được thể hiện bởi các trũng hẹp sâu đến 3000-4000 mcủa bề mặt móng, chạy theo phương đông bắc - tây nam Phía tây của đứt gãy SôngHậu, nơi tiếp xúc với khối nâng Khorat-Natuna, địa hình móng tương đối ổn định, pháttriển như là một đơn nghiêng, nghiêng dần về phía đông Bên cạnh những hệ thống đứtgãy chạy theo phương kinh tuyến, tại đây còn gặp những hệ thống đứt gãy chạy theophương đông bắc - tây nam Các hệ thống đứt gãy này đều bị xê dịch bởi hệ thống đứtgãy theo phương kinh tuyến với cự li tới hàng trăm m Điều đó chứng tỏ hệ thống đứtgãy phương kinh tuyến là những đứt gãy trẻ Chiều dày của trầm tích Kainozoi ở đâyđạt tới 5000 m

Từ việc phân tích cấu trúc hình thái trên có thể nhận xét là các cấu trúc hình thái ở

bể Nam Côn Sơn có phương cấu trúc khác nhau Ở phía đông, đông bắc của bể, cấutrúc địa luỹ Đại Hùng, võng sụt Trung tâm đều có phương đông bắc - tây nam Ở phíatây và phía nam các cấu trúc hình thái có phương kinh tuyến Ở góc đông nam của bể,trên cấu trúc nâng khối tảng đông nam các khối cũng có xu hướng chạy theo phươngđông bắc - tây nam Các cấu trúc hình thái này cũng bị khống chế bởi những hệ thốngđứt gãy có phương khác nhau: phương đông bắc - tây nam và phương á kinh tuyếnbắc-nam Như vậy, trên bình đồ cấu trúc hiện tại, bể Nam Côn Sơn có xu hướng thayđổi phương cấu trúc từ đông bắc - tây nam sang bắc-nam Đây là một vấn đề cần đượctiếp tục nghiên cứu trên cơ sở phân tích địa động lực khu vực

2.4 Lịch sử phát triển địa chất

Lịch sử phát triển bể Nam Côn Sơn gắn liền với quá trình tách giãn Biển Đông và

có thể được chia làm 3 giai đoạn chính: Giai đoạn trước tách giãn (Paleocene Eocene), giai đoạn đồng tách giãn (Oligocene), giai đoạn sau tách giãn (Miocene sớm(?) – Đệ Tứ)

-2.4.1 Giai đoạn trước tạo Rift (Paleocene – Eocene)

Trong giai đoạn này chế độ kiến tạo toàn khu vực nhìn chung bình ổn, xảy ra quátrình bào mòn và san bằng địa hình cổ, tuy nhiên một đôi nơi vẫn có thể tồn tại những

trũng giữa núi Ở phần trung tâm của bể có khả năng tồn tại các thành tạo molas, vụnnúi lửa và các đá núi lửa có tuổi Eocene như đã bắt gặp trên lục địa.

2.4.2 Giai đoạn đồng tạo Rift (Oligocene)

Do đặc điểm cấu trúc địa chất phức tạp nên còn tồn tại những quan điểm khác nhau

về giai đoạn tạo rift của bể Nam Côn Sơn

Đây là giai đoạn chính thành tạo bể gắn liền với giãn đáy Biển Đông Sự mở rộngcủa Biển Đông về phía Đông cùng với hoạt động tích cực của hệ thống đứt gãy ĐôngBắc – Tây Nam đã làm xuất hiện địa hào Trung Tâm của bể kéo dài theo hướng đôngbắc – tây nam và dọc theo các đứt gãy này đã có phun trào hoạt động Các thành tạotrầm tích Oligocene gồm các trầm tích vụn chủ yếu thành tạo trong các môi trườngđầm hồ và đới nước lợ ven bờ (brackish littoral zone) với các tập sét kết, bột kết dàyxen kẽ cát kết hạt mịn và môi trường đồng bằng châu thổ thấp (lower delta plain) gồmcác kết hạt mịn, bột kết, sét kết với các lớp than mỏng Pha kiến tạo vào cuốiOligocene đã chấm dứt giai đoạn này và làm thay đổi bình đồ cấu trúc của bể, hìnhthành bất chỉnh hợp khu vực cuối Oligocene – đầu Miocene

2.4.3 Giai đoạn sau tạo Rift (Miocene sớm-Đệ Tứ)

Do ảnh hưởng của sự giãn đáy và tiếp tục mở rộng Biển Đông, đồng thời kèm theo

sự nâng cao mực nước biển đã gây nên hiện tượng biển tiến, diện tích trầm đọng được

mở rộng đã hình thành hệ tầng Dừa (N1-d) và hệ tầng Thông-Mãng Cầu (N12tmc) phân

bố rộng rãi trong bể từ Tây sang Đông Song ở phía đông của bể do ảnh hưởng của phacăng giãn xảy ra chủ yếu vào Miocene giữa mà một số nhà nghiên cứu gọi là thời kỳphát triển rift muộn, tạo thành các trầm tích có tướng từ biển nông đến biển sâu, trong

đó trầm tích carbonate phổ biến khá rộng rãi ở các lô phía Đông của bể (các lô 04,05

và 06)

Trong giai đoạn này nhìn chung chế độ kiến tạo khá bình ổn hơn so với giai đoạntrước Song ở một số nơi vẫn quan sát thấy sự nâng lên bào mòn và cắt cụt một số cấutrúc dương đã có (ở các lô 04, 05) Về cơ bản chế độ kiến tạo oằn võng và lún chìmnhiệt, cũng như các pha biển tiến và ngập lụt khống chế trên diện tích toàn bể Hầu hếtcác đứt gãy đều kết thúc hoạt động vào cuối Miocene Trong Pliocene – Đệ Tứ pháttriển thềm lục địa, bình đồ cấu trúc không còn mang tính kế thừa các giai đoạn trướcranh giới giữa các trũng gần như được đồng nhất trên toàn khu vực

Bể Nam Côn Sơn (số 3, hình trên) có vị trí đúng vào phần kéo dài của phần táchgiãn đáy Biển Đông, thể hiện rõ nhất qua bản đồ từ và trọng lực, vì thế có thể xếp bểnày vào kiểu căng giãn dạng rift điển hình nhất ở Việt Nam, nhất là cho giai đoạn tạorift Miocen giữa.

Như đã đề cập ở phần trên, trong bể Nam Côn Sơn có hai hệ đứt gãy rõ nét là hệ đứtgãy B-N phân bố ở sườn phía Tây bể và hệ đứt gãy ĐB-TN phân bố từ Trung Tâm bể

về phía Đông và chúng có thể đã thể hiện hai giai đoạn kiến tạo, hai giai đoạn cănggiãn có cơ chế khác nhau, đó là sự trượt bằng cục bộ theo phương B-N trong Oligocen

ở phía Tây và tác động của sự mở rộng do giãn đáy ĐB-TN của Biển Đông trongMiocen giữa có ảnh hưởng chủ yếu ở Trung Tâm và phía Đông bể

2.5 Các tích tụ Hydrocacbon liên quan:

Dầu và khí được phát hiện trong trong tất cả các đối tượng:

 Móng nứt nẻ Đệ Tam( mỏ Đại Hùng, các cấu tạo 04-A, Bồ Câu)

 Cát kết tuổi Oligocene ( các cấu Dừa, Hải Thạch, Thanh Long…)

 Cát kết tuổi Miocene (các mỏ Đại Hùng, Rồng Đôi, Rồng Đôi Tây…)

 Carbonate tuổi Miocene (các mỏ Lan Tây, Lan Đỏ, Đại Hùng…)

 Cát kết tuổi Pliocene ( mỏ Hải Thạch, các cấu tạo Mộc Tinh, ThanhLong)

Tương ứng với các dạng bẫy trong bồn Nam Côn Sơn chủ yếu sau:

Bẫy cấu trúc gồm những nếp oằn cuốn, những khối đứt gãy nghiêng kéo dài

 Bẫy trong khối đá móng nhô cao do bị phong hóa nứt nẻ

 Bẫy ám tiêu được hình thành trong các thành tạo carbonate, chúngnằm chủ yếu ở tầng Miocene trung và Miocene thượng

 Bẫy địa tầng, có dạng vát nhọn trên cánh đới nâng Các đá chứa nàygồm cát kết thạch anh xen lẫn các mảnh vụn calcite và chúng nằmtrong tầng trầm tích lục nghuyên Oligocene và Miocene

Ở bể Nam Côn Sơn, chiều sâu của vỉa dầu khí trong trầm tích Đệ Tam đạt tới gần4600m (GK 05-1B-TL-2X) là chiều sâu lớn nhất phát hiện dầu khí trên thềm lục địaViệt Nam hiện nay

2.6 Hệ thống dầu khí – Đặc điểm các tầng Sinh Chứa Chắn

2.6.1 Đá sinh

Tầng sinh cho tất cả tập hợp triển vọng ở bể Nam Côn Sơn đã được phát triển chođến nay chủ yếu là đá mẹ có tuổi Oligocene phân bố trong các địa hào và trầm tíchMiocene sớm phân bố rộng rãi trong bể Để đánh giá tiềm năng sinh dầu, khí sẽ nghiêncứu các vấn đề sau:

 Tiềm năng hữu cơ

 Môi trường lắng đọng và phân hủy vật chất hữu cơ

Trầm tích Oligocene chủ yếu là cát kết, bột kết và than, mới chỉ được mở ra ở một

số giếng khoan trong các lô: 05,06,12,20,21 và 22 Do quá trình trầm tích lắng đọng vàbảo tồn vật chất hữu cơ trong từng khu vực khác nhau nên tiềm năng hữu cơ cũng khácnhau Có thể có những nhận xét riêng cho từ lô qua các thông số địa hóa đặc trưng chotừng vấn đề cần giải quyết

Trầm tích Oligocene có khả năng sinh được mở ra ở các giếng khoan DH-1X vàDH-3X đặc trưng bởi các tập sét kết, bộ kết có hàm lượng TOC biến thiên từ 0,44 –1,35%wt Như vậy, đá mẹ thuộc loại từ trung bình đến tốt Xen kẹp với các tập sét kết,bột kết là các tập than, sét than cũng có khả năng sinh hydrocarbon tốt Tại giếngkhoan DH-1X ở độ sâu 2.900 – 2.960m than chiếm 15% trong mẫu TOC: 65,18%wt;S2: 166,12mg/g, giếng khoan DH-3X ở độ sâu 3.750m có TOC: 58,27@wt; S2:154,48mg/g Tại GK 05-1B-TL-2X ở độ sâu 4.164-4.825m mẫu sét kết có TOC:0.92 ÷4%, S2: 0.97 ÷ 6.57 mg/g

Ở lô 20 trầm tích Oligocene có mặt từ độ sâu 2.837 ÷ 3.637m (GK 20-PH-1X) vớihàm lượng TOC: 0,16 ÷2,9%wt, S2: 1,8mg/g và HI: 140mgHC/gTOC không đủ chocác chỉ tiêu của một tầng sinh hydrocarbon Đá mẹ ở đây có khả năng sinh khí thuộcloại trung bình đến tốt Cũng như lô 20, ở lô 21 và lô 22 mới chỉ khoan 2 giếng khoan:

21-S-1X và 22-TT-1X, cho thấy hàm lượng TOC trung bình, 1,46%wt, S2: 1,78mg/g

và HI: 95mgHC/gTOC

Tóm lại, trầm tích Oligocene ở bể Nam Côn Sơn thuộc loại đá mẹ trung bình đếntốt, khả năng sinh khí – condensat cao Tuy nhiên, vẫn gặp những tập sét bột giàu vậtchất hữu cơ (lô 05,12E) và các tập sét than có ý nghĩa tốt cho việc sinh thành dầu

Trầm tích Miocene dưới.

Các mẫu phân tích địa hóa trầm tích Miocene dưới ở các lô 04-3, 05-3, 06, 10, 11-1,11-2, 20, 21 và 12E cho thấy hàm lượng TOC thay đổi từ 0,45 đến 0,8%wt; S2<2mg/gthể hiện đá mẹ có hàm lượng vật chất hữu cơ từ trung bình đến thấp Số mẫu có khảnăng sinh hydrocarbon trung bình đến tốt rất ít chỉ chiếm 23% còn lại 77% tổng sốmẫu thuộc loại nghèo vật chất hữu cơ, không có mẫu nào thuộc loại rất giàu vật chấthữu cơ (TOC > 5%wt) Ở một số giếng khoan trong các lô 10, 11, 04 và 05-1 các mẫusét than rất giàu vật chất hữu cơ và có khả năng sinh hydrocarbon tốt đến rất tốt nhưngthành phần maceral chủ yếu là vitrinit và inertrinit, còn tổ phần liptinit thường thấp10%, điều này cho thấy đá mẹ khả năng sinh khí cao Ở lô 12E tại giếng khoan 12C-1X có hàm lượng TOC đạt tới 0,84%wt và S2 đạt 18,55mg/g ở độ sâu 2.350 ÷ 2.510mtrong tập sét màu xám thuộc loại đá mẹ trung bình và tốt

2.6.1.b Môi trường lắng đọng và phân hủy vật chất hữu cơ.

Căn cứ vào các tỷ số Pr/nC17 và Ph/nC18, cũng như mối tương quan giữa các tỷ số

đó cho thấy vật chất hữu cơ trong các mẫu trầm tích Miocene dưới được lắng đọng chủyếu trong môi trường lục địa, đầm lầy và hỗn hợp (ở các lô 03, 05, 06 và 12) Quátrình phân hủy vật chất hữu cơ xảy ra chủ yếu trong điều kiện oxy hóa và oxy hóa khử.Môi trường phân hủy vật chất hữu cơ của đá mẹ Oligocene mang tính khử cao hơntrong đá mẹ Miocene dưới

2.6.1.c Dạng Kerogen.

Mối quan hệ giữa hai chỉ số HI và Tmax cho thấy dạng đá mẹ Oligocene vàMiocene ở bể Nam Côn Sơn có nguồn gốc vật chất hữu cơ loại III là chủ yếu và một ítloại II Điều này phù hợp với các nhận định ở trên là vật chất hữu cơ được lắng đọngtrong môi trường lục địa

Tóm lại, trầm tích có tuổi Miocene sớm và Oligocene có khả năng sinh dầu khí, đá

mẹ thuộc loại trung bình đến tốt Đặc biệt thành tạo sét than tuổi Oligocene thuộc loại

đá mẹ giàu vật chất hữu cơ Với dạng kerogen loại III là chủ yếu, lại lắng đọng trong

môi trường lục địa, đá mẹ ở bể trầm tích Nam Côn Sơn có tiềm năng sinh khícondensat cao Mặc dù môi trường phân hủy vật chất hữu cơ là thuận lợi: khử yếu vàkhử.

Đá mẹ bể trầm tích Nam Côn Sơn đã trải qua các pha tạo dầu khí, quá trình di cưsản phẩm tới các bẫy chứa thuận lợi đã xảy ra

Nghiên cứu đá chứa và khả năng chứa dựa trên các chỉ tiêu sau:

 Thành phần thạch học, tướng đá và môi trường thành tạo

 Mức độ biến đổi thứ sinh, dạng khe nứt, lỗ hổng

 Độ rỗng, độ thấm

 Dạng vỉa, bề dày và mức độ bảo tồn của chúng

Đá chứa dầu khí trong bể Nam Côn Sơn bao gồm móng phong hóa nứt nẻ trước ĐệTam, cát kết Oligocene, Miocene, Pliocene dưới và đá carbonate Miocene giữa –Miocene trên

Đá chứa móng nứt nẻ phong hóa trước Kainozoi

Theo các tài liệu hiện có, đá nứt nẻ phong hóa của móng trước Kainozoi mới đượcphát hiện ở các giếng khoan ở mỏ Đại Hùng bao gồm granit, granodiorit, ryolit, chúngđặc trưng bở độ nứt nẻ thay đổi khá lớn tuy còn thiếu số liệu để xác định Đới phonghóa nứt nẻ của móng phát triển dọc theo các đứt gãy có thể được dự đoán theo tài liệuđịa chấn 3D

Đá chứa cát kết tuổi Oligocene

Đá chứa cát kết tuổi Oligocene đã được phát hiện ở tại giếng khoan lô 12, lô 05chứa sản phẩm dầu nhẹ, condensat và khí Môi trường thành tạo chủ yếu là vũng vịnh,biển nông, biển ven bờ, phần dưới có sườn tích, lũ tích và các loại dạng lấp đầy cácrãnh sâu Đá chứa chủ yếu cát kết thạch anh, mảnh vụn chủ yếu là calcit Trầm tíchOligocene bị biến đổi mạnh, vì vậy cả hạt vụn và ximăng đều bị tái kết tinh

Các hạt vụn tiếp xúc với nhau chủ yếu theo kiểu tiếp xúc thứ sinh (>60%) Đá rắnchắc, đặc xít, hệ số chặt xít cao, dao động từ 0,750,85, độ rỗng phổ biến từ 1216%,

độ thấm từ 0,11,0mD (đới nâng lô 12) và dự kiến có thế thấp hơn nhiều ở phần trung

tâm và Đông – Đông Bắc (lô 04 và 05) Tại các giếng khoan 12A-1X, Dừa -1X và Dừa2X phát hiện các vỉa chứa có bề dày biến đổi từ 280m, thường gặp từ 1525m Tỷ

số cát trên toàn bộ lát cắt dao động từ 2535%

Đá chứa Miocene và Miocene muộn – Pliocene

Trầm tích Miocene dưới của bể Nam Côn Sơn được thành tạo chủ yếu trong điềukiện delta và biển ven bờ (phần Tây, Tây Nam), biển nông, thềm nông (phần lô 12, 05,04) và thềm sâu (outer-sublitoral) phần Trung tâm và Đông, Đông Bắc Đá chứa gồm

đá kết thạch anh, cát kết đa khoáng, màu xám sáng có xen kẽ bột và sét kết Cát kết có

độ lựa chọn tốt Xi măng giàu carbonate bị biến đổi thứ sinh ở mức trung bình Độrỗng thứ sinh phát triển do carbonate tái kết tinh Kiểu tiếp xúc nguyên sinh giữa cáchạt chỉ đạt 3040%, nhường chỗ cho kiểu tiếp xúc thứ sinh (3555%) Hệ số chặt sítgiảm xuống còn 0,500,75, chủ yếu là khe hổng giữa các hạt

Trầm tích Miocene giữa được thành tạo chủ yếu trong điều kiện thềm nông, riêngphía Tây, Tây Nam gặp trầm tích sườn delta Nét nổi bật là trầm tích Miocene giữa có

bề dày từ 300500m phổ biến trong toàn vùng

Tương tự trầm tích Miocene dưới, trầm tích Miocene giữa cũng biến đổi ở mứctrung bình Cát bột kết gắn kết bởi ximăng sét và calcit tái kết tinh Kiểu tiếp xúc thứsinh từ 3545%, hệ số chặt sít dao động từ 0,50,75 Độ rỗng thứ sinh phát triển docarbonate tái kết tinh

Trầm tích Miocene trên được thành tạo chủ yếu trong điều kiện biển nông trong –ngoài, trừ phần Tây, Tây Nam vẫn còn tiếp tục phát triển trầm tích ven bờ, sườn delta,

bề dày dao động từ vài chục mét ở khu vực giếng khoan 04A-1X đến trên dưới 300m ởgiếng khoan Dừa-1X và trên 500m ở phần Trung tâm bể Nói chung cát, bột đã gắn kếtkhá rắn chắc hoặc trung bình Thành phần các mảnh vụn chiếm ưu thế là các mảnh vụndolomit Trầm tích Miocene trên nói chung nằm trong giai đoạn tạo đá (diagenes) sớm.Các mảnh vụn biotit bị bạc màu, thủy hóa và clorit hóa Các mảnh vụn thạch anh bịgặm mòn, fenspat bị calcit hóa, sét hóa, xuất hiện ximăng calcit tái kết tinh Do quátrình biến chất, giữa các mảnh vụn, nếu như ở trầm tích Pliocene tiếp xúc nguyên sinh100% thì ở Miocene trên đã xuất hiện kiểu tiếp xúc thứ sinh (<35%) Hệ số chặt sít

<0,5

Đá chứa carbonate

Đá chứa carbonate ở bể Nam Côn Sơn được phân bố chủ yếu ở phía đông bể trongcác trầm tích Miocene giữa (hệ tầng Thông – Mãng Cầu) và Miocene trên (hệ tầngNam Côn Sơn) Đá chứa carbonate Miocene giữa phát triển khá rộng rãi trong phạm vicác lô 04, 05, 06, … phía Đông của bể tại các giếng khoan Dừa, Lan Tây, Lan Đỏ,Đại Hùng, 04B-1X gặp đá vôi sinh vật đồng nhất, dạng khối, màu trắng sữa, độ rỗngkhoảng 20-30% Kiểu độ rỗng chủ yếu là độ rỗng giữa các hạt do quá trình dolomithóa và độ rỗng hang hốc do hòa tan, rửa lũa các khoáng vật carbonate Tập đá vôi tạigiếng khoan 12B-1X dày tới 228m, độ rỗng đạt tới 27% chiếm 55% chiều dày lát cắtMiocene trên.

Đá chắn có tính khu vực là trầm tích hạt mịn tuổi Pliocene sớm có bề dày từ vàichục đến vài trăm mét, được thành tạo trong môi trường biển, phân bố rộng khắp trongphạm vi của bể

Ngoài các tầng đá chắn đã nêu ở trên, còn có màn chắn kiến tạo Vai trò của các mặttrượt đứt gãy trong khả năng chắn cũng đã có một vị trí quan trọng đối với các mỏ(Đại Hùng, Rồng Đôi - Rồng Đôi Tây)

CHƯƠNG 3: Giới thiệu về tính chất cơ lý đất đá và thông số PVT của vỉa3.1 Tính chất cơ lý đất đá

V V

Trong suốt quá trình tồn tại, không gian rỗng luôn tồn tại có thể được lấp đầy hoàntoàn hay chỉ một phần bởi nhiều pha (rắn, lỏng, khí)

Hình 3.3 Mô tả mật độ của khung đá và các lỗ rỗng bao gồm: hạt, ximăng, các thành phần bụi

nằm trong các lỗ rỗng, nước, dầu và một số các vật thể độc lập

Cần phân biệt không gian lỗ rỗng với khe nứt Nếu các khoảng trống có dạng cầu,lồi thì người ta thường gọi chúng là lỗ rỗng; nếu chúng phẳng và có diện rộng thì gọi

là khe nứt Đặc điểm cơ bản của môi trường rỗng là nó có độ lỗ rỗng, nghĩa là có chứa

các khoảng trống Tuy nhiên do sự phát hiện một số các tích tụ dầu có trữ lượng lớnđược chứa trong các khe nứt nên nhiều tài liệu phân chia độ rỗng dạng này thành độrỗng do nứt nẻ.

Cũng có một số tài liệu theo quan điểm của địa chất thuỷ văn thì cho rằng hai kháiniệm độ rỗng và độ hỗng của đá khác nhau Độ rỗng được hiểu là sự tồn tại của các lỗmao dẫn trong đất đá, còn độ hỗng là sự có mặt của các không gian rỗng có hình dạng

và kích thước khác nhau

Hình 3.4: Bảng đánh giá khả năng chứa của đá theo độ rỗng

3.1.1.b Phân loại độ rỗng

Phân loại độ rỗng dựa vào nguồn gốc hình thành các lỗ rỗng:

 Lỗ rỗng nguyên sinh: Xuất hiện khi đất đá được hình thành và bị

thay đổi về độ lớn, hình dạng do quá trình nén ép của các lớp đất đábên trên, quá trình xi măng hóa và sự biến chất của đất đá Nói chung

là hình thành cùng với quá trình thành đá Lỗ rỗng nguyên sinh đượcphân chia làm hai loại:

Lỗ rỗng giữa các hạt (intergranular porosity): Thuộc tính lỗ rỗng giữa các

hạt trầm tích của một loại đá, như lỗ rỗng giữa các mảnh vụn đá hoặcgiữa các mảnh vụn sinh vật của một loại đá carbonate trầm tích Thôngthường các lỗ rỗng này liên kết với nhau và thấy được trong các loại cátkết, cát vôi … Tuy nhiên dạng lỗ rỗng này ít được bảo tồn và thường bịlấp đầy bởi quá trình xi măng hóa trong các thời kì tạo đá

Lỗ rỗng nội hạt (intragranular): Trong khung xương của các sinh vật hóa

thạch, trong vật liệu khung của đá trầm tích carbonate … cũng cho thấycác lỗ rỗng Dạng lỗ rỗng này thường được bảo tồn tốt và khó bị xi mănglấp đầy hơn các loại lỗ rỗng trên Lỗ rỗng nội hạt phổ biến trong các đácát vôi có cốt bộ của sinh vật được tích tụ sớm

Ngoài ra còn có lỗ rỗng dạng bọt hình thành trong các loại đá magma Đó là

do sự thoát hơi khí khi magma đông nguội thành đá cứng rắn

 Lỗ rỗng thứ sinh: Lỗ rỗng thứ sinh được hình thành sau quá trình

tích tụ và tạo đá Nhìn chung có 3 loại:

Lỗ rỗng (gần) đồng sinh (Fenestral porosity): Là dạng lỗ rỗng phát triển

khi các không gian rỗng trong khung đá lớn hơn không gian trống chophép giữa các hạt Dạng lỗ rỗng này hình thành gần đồng sinh với cácpha tạo đá Dạng lỗ rỗng này là tính chất đặc trưng cho các loại đápelmicrite đầm phá (là dạng đá vôi chứa một lượng nhất định các thể vóncục và bùn carbonate, có thể chứa các mảnh vụn nội bồn, dạng trứng cáhoặc thể vón sinh vật) Môi trường này thường là môi trường khử nướcnên tạo ra hiện tượng co rút thể tích Từ đó có được dạng lỗ rỗng do sự

co ngót thể tích Tuy nhiên loại lỗ rỗng này không phổ biến

Lỗ rỗng giữa các tinh thể (intercrystalline porosity): Xuất hiện giữa các

tinh thể và là dạng lỗ rỗng được phát hiện trong nhiều mỏ dầu và khí lớntrên thế giới Trong đá vôi tái kết tinh, lỗ rỗng giữa các tinh thể thì khôngđáng kể trong khi đá dolomite kết tinh thường có lượng lớn các dạng lỗrỗng này Những loại đá có loại lỗ rỗng này thường có kiến trúc dạngđường (saccaroidal) Đây là kiến trúc kết tinh dạng hạt giống khối đường

ổ và các hạt thường tha hình do đó làm cho chúng trở thành dạng đáchứa cực kì tốt

Độ rỗng hình thành do quá trình hòa tan : Đây là quá trình chủ đạo trong

quá trình hình thành độ lỗ rỗng trong đá carbonate, nhưng chính quátrình này cũng có thể tạo ra các lỗ rỗng thứ sinh trong các đá cát kết

Một số các lỗ rỗng có dạng hình tròn Đó là do những hạt tròn gồm bùn

vôi bị chắt lọc ra và để lại lỗ rỗng trong đá Dạng khung lỗ rỗng có chọnlọc được gọi là lỗ rỗng khuôn đúc (moldic porosity) Một số không gianrỗng bất quy tắc cắt qua khung đá cũng rất quan trọng và lỗ rỗng nàyđược gọi là lỗ rỗng dạng cầu (vug), độ rỗng được định nghĩa là độ rỗng

cầu (vuggy porosity) Các dạng đá vôi nếu trải qua quá trình hòa tan trêndiện rộng, lỗ rỗng dạng cầu có thể trở nên rất lớn và tạo thành nhữnghang hốc Với hiện tượng tạo lỗ rỗng do sự hòa tan, những không gianrỗng ở xung quanh đó có thể được liên kết lại với nhau, do đó độ rỗnghiệu dụng có thể thấp hơn so với độ rỗng toàn phần (theo cách phân loạikhác), và đương nhiên độ thấm cũng thấp Những độ rỗng hang hốc nhưvậy có khi đạt đến 5 m như đá vôi Fusselman của đồng dầu Dollarhidevùng Texas (theo Stormont, 1949) và một số bồn dầu lớn trên thế giới.

Độ rỗng do nứt nẻ: xuất hiện trong các tầng đất đá dòn và khi xảy ra các

biến dạng thì dễ bị nứt nẻ hơn là xảy ra các biến dạng dòn Do đó nhữngvỉa chứa nứt nẻ trong đá sét, đá cát kết thạch anh bị ximăng hóa mạnh,

đá vôi, đá dolomite, và dĩ nhiên là cả móng đá như đá granite và các loại

đá biến chất

Ngoài ra còn có các dạng lỗ rỗng thay thế : Đó là do khi các khoáng vật

nguyên sinh bị mang đị do các quá trình hòa tan hay rữa lũa, thì môitrường khi đó sẽ quá bão hòa thành phần của một khoáng vật nào đó.Lúc đó khoáng vật từ môi trường sẽ kết tinh và thay thế vào vị trí khoángvật nguyên sinh Với kích thước nhỏ hơn, sự thay thế các khoáng vật thứsinh này làm cho độ rỗng của đá tăng lên

Phân loại độ rỗng dựa vào mối quan hệ giữa các lỗ rỗng:

 Độ rỗng mở (opened porosity): là độ rỗng có mối liên hệ với nhau,

tức là có sự liên thông giữa các không gian rỗng

 Độ rỗng kín (closed porosity): là độ rỗng của các lỗ rỗng không có

các mối liên hệ với nhau (lỗ rỗng trong đá sét)

 Độ rỗng toàn phần: tổng không gian rỗng bao gồm cả độ rỗng kín và

độ rỗng mở

Phân loại theo tính chất chứa:

 Độ rỗng chung: là độ rỗng theo lý thuyết, cũng là độ rỗng toàn phần:

là tỉ số giữa không gian rỗng với thể tích khối đá Trên thực tế, chỉ cócác lỗ rỗng thong nhau thì khả năng chứa của một loại đá chứa mới cótính thực tế

 Độ rỗng hiệu dụng: chỉ xét đến không gian rỗng trong đá được lấp

đầy bởi dầu và khí Bản thân dầu khí có thể dịch chuyển qua lại trongcác không gian rỗng này Độ rỗng hiệu dụng chiếm từ 40 – 75% độrỗng chung

Phân biệt lỗ rỗng theo hình thái và kích thước của lỗ rỗng :

 Lỗ rỗng hình mạng: kích thước gần bằng mạng tinh thể (vài

amgstron (khoảng trống hình ống trong zeolite, khoảng cách giữa các

lá trong philosilicat) ;

 Lỗ rỗng dạng lạch : chỉ hiện diện trong một số đất đá dễ hòa tan như

đá vôi hay thạch cao và trong các thành phần núi lửa dạng pillow

 Lỗ rỗng dạng keo: kích thước từ 200 – 300 amgstron (kích thước keo

sét) ;

 Vi lỗ rỗng: đường kính nhỏ hơn 1/10 micron Nước trong dạng lỗ

rỗng này chỉ có thể thoát ra do quá trình bay hơi ;

 Lỗ rỗng mao dẫn: đường kích từ 1/10 micron đến 2,5 mm ;

 Lỗ rỗng vĩ mô: kích thước đường kính lớn hơn 2,5 mm

3.1.1.c Các yếu tố ảnh hưởng đến độ rỗng

Trong tự nhiên ta gặp tất cả dạng trung gian của đá cát và sét (cát, cát sét, sét cát,sét) do đó khả năng chứa dầu khác nhau, phải tính tới các hạt lớn hơn 0,1 mm, phảitính đến sự đồng nhất và độ lựa chọn (kích cỡ, loại hạt mịn) Như vậy ta phải nghiêncứu đến 3 yếu tố:

Kích thước hạt:

Trên lý thuyết không ảnh hưởng đến độ rỗng của đá trầm tích nếu như nó được tạo

từ một loại đá trầm tích có dạng cầu lý tưởng Khi đó độ rỗng chỉ phụ thuộc cách sắpxếp của các hạt độ này Khi tâm của các quả cầu ở đỉnh hình lập phương thì khoảng

trống giữa các quả cầu có giá trị lớn nhất Nhưng sắp xếp như vậy là dạng kém bềnvững nhất Khi bị tác dụng bởi các lực có phương tiếp tuyến, các hạt có khuynh hướng

xô chồng lên nhau và khối hình vuông bị nghiêng đi, góc ở đỉnh nhỏ dần khi đạt tới60O Lúc này, khoảng trống của các quả cầu đạt tới mức nhỏ nhất, lúc bấy giờ φ giảmdần từ 0,47 (khoảng trống lớn nhất) đến 0.26 (khoảng trống nhỏ nhất)

Đứng về lý thuyết thì kích thước hạt không ảnh hưởng đến độ rỗng của đá Nhưngthực tế càng giảm kích thước hạt thì độ dính và lực ma sát cũng như khả năng tạo vòm(có nhiều đường cong) tăng lên, do vậy tỉ diện tích bề mặt của hạt so với thể tích vàkhối lượng của đá tăng lên Điều này có nghĩa là kích thước hạt càng nhỏ độ rỗng đávụn càng lớn và những hạt nhỏ có hình dạng không đều đặn thì sự sắp xếp hạt càng trởnên không chặt => độ rỗng tăng Theo nghiên cứu thì từ cát hạt thô tới sét có giá trị độrỗng tuyệt đối như sau:

Bảng 3.1: Độ rỗng tuyệt đối một số loại đá

Kích thước tương đối của quả cầu cũng ảnh hưởng đến độ rỗng của đá Nhìn chung,

độ rỗng giảm khi có sự chênh lệch về kích thước hạt, vì một bộ phận không gian trống

do hạt lớn tạo ra sẽ bị những hạt nhỏ đến chiếm lấy, do đó 1 loại đá có độ chọn lọc hạttốt thì độ rỗng lớn

Hình dạng hạt:

Trong đá cát kết, hình dạng lỗ rỗng phụ thuộc nhiều về hình dạng hạt.Về mặt lýthuyết, đá trầm tích có hạt cầu lý tưởng thì độ rỗng nhỏ nhất, những hạt gần với hìnhcầu sẽ có xu hướng sắp xếp sao cho khoảng không gian trống là nhỏ nhất Như vậy, độrỗng lớn nhất có ở những đá góc cạnh hoặc nửa góc cạnh và có độ lựa chọn tốt (khikích thước đều thì không có hạt nào nhỏ hơn để chui vào khoảng trống giữa các hạtkhác này) Độ rỗng của những hạt đồng nhất hình cầu sắp xếp theo dạng khối lậpphương là 47.6%, của dạng hình thoi là 39.5%, của dạng mặt thoi là khoảng 26%

Mặc khác các phần góc cạnh của hạt cũng có thể chiếm bớt phần không gian trốnggiữa các hạt Rõ ràng là mối quan hệ giữa hình dạng hạt và độ rỗng của đá là hết sứcphức tạp và còn phụ thuộc vào nhiều yếu tố khác nữa.

Phương thức trầm tích:

Những hạt có độ chọn lọc kém thì độ rỗng nhỏ hơn so với hạt có độ chọn lọc cao,

giới hạn độ rỗng phụ thuộc cao vào mức độ chọn lọc Mức độ chọn lọc lại phụ thuộc

sự vận chuyển vật liệu trầm tích: càng xa nguồn độ chọn lọc càng cao

Độ nén dẽ:

Một loại đá khi bị chôn vùi xuống sâu sẽ chịu lực nén dẽ của các đá nằm trên, do đó

độ rỗng giảm đi Trong số các đá trầm tích vụn sét bị nén dẽ nhiều nhất, giảm thể tíchmột cách đặc biệt (cát và bột ít hơn) Như vậy độ rỗng đá trầm tích mảnh vụn giảm dầntheo lực nén (tức là theo độ sâu chôn vùi) Cát kết thạch anh chịu nén dẽ 2% dưới tảitrọng 25000 Kpas tương đương với độ sâu chôn vùi là 1000m, càng xuống sâu lực nénchậm lại (do xuất hiện kháng lực cân bằng trong bản thân các hạt)

Yếu tố thời gian chôn vùi:

Cũng ảnh hưởng đến độ rỗng Ví dụ như cùng loại cát kết nhưng khác tuổi sẽ có độ

rỗng khác nhau, những cát kết càng cổ thì độ rỗng càng kém Rất khó xác định độ rỗngban đầu đã thay đổi như thế nào trong quá trình nén dẽ đối với cát kết cổ, tuy nhiên vớicát kết Đệ Tam thì độ rỗng ban đầu từ 35 – 40% nhưng khi xuống sâu khoảng 100m

độ rỗng giảm đi 0,5 –

0,6%, do đó ta có thể thành lập biểu đồ độ rỗng của cát kết trong một bồn trầm tíchtheo độ sâu chôn vùi Mặt khác, các đá sét chịu tác động nén dẽ hoàn toàn khác với đácát

Độ nén dẽ và độ rỗng của phiến sét:

Hoạt động của đá sét dưới độ nén dẽ khác so với cát kết Có 2 lý do:

 Độ rỗng nội tại cao của sét vừa mới được trầm tích, khoảng 50% ;

 Theo James Momper, đường kính của lỗ rỗng một loại đá sét tiêu biểu

từ 1– 3 nm Lỗ rỗng có kích thước này thì không giảm nhiều trong

quá trình nén dẽ, nhưng 10 – 30% của tổng độ rỗng của sét chứa nhiều

lỗ rỗng lớn hơn, có đường kính từ 0,05 – 20 μm ;m ;L.F.Athy (1930) đưa ra phương trình liên hệ giữa độ rỗng của phiến sét với độ sâuchôn vùi:

_

N RN

tuyet doi

K K

K



(3.2)Trong đó:

 Từ 450 – 1700m, sự mất nước liên kết với tốc độ đều theo chiều sâu,

do đó độ rỗng giảm theo đường thẳng

 Ở khoảng chiều sâu hơn 1700m, độ rỗng của đá giảm dưới 15% Lỗrỗng riêng lẻ có kích thước nhỏ hơn 10-3 μm ;m

Trên thực tế tốc độ giảm độ rỗng theo chiều sâu cũng phụ thuộc vào gradient địanhiệt trong vùng đó

Ảnh hưởng thực tế của quá trình suy giảm độ rỗng chưa được các nhà địa chất Ta

có mối quan hệ giữa độ rỗng và mật độ Lấy trung bình của nhiều giá trị đo được của

mật độ đá phiến sét tại độ sâu (ρ g ) và tại bề mặt ( ρo ), ta có:

(3.3)Thay thế mật độ (I.2) cho độ rỗng ở công thức (I.3), ta có:

(3.4)

Sự suy giảm độ rỗng của sét gây ra 1 phần bởi đá từng phủ lên phiến sét nhưng đã

bị xói mòn Nếu gọi lượng bị xói mòn là X, chiều sâu hiện tại là Y (với Z là hằng số):

(3.5)Khi những lớp đá bị uốn nếp, đá phiến sét có khuynh hướng trở nên mỏng đi ở cánhcủa nếp uốn và tích tụ ở đỉnh và ở chổ trũng Như vậy, độ rỗng giảm nhanh ở cánh.Theo Rubey:

(3.6)Trong đó:

 φ u =Độ rỗng ban đầu (khi chưa uốn nếp) ;

 φ p = Độ rỗng hiện tại (khi uốn nếp) ;

(3.7)(3.8)Trong đó,

 Q = Lưu lượng tổng cộng trong một đơn vị thời gian, cm3/g ;

 A = Tiết diện thẳng góc với hướng chảy, cm2 ;

 l = Chiều dài (quãng đường) dòng chảy, cm ;

 h2 – h1 = Sự giảm thủy lực theo hướng dòng chảy, atm/cm ;

 ρ = Mật độ chất lưu, g/cm2 ;

 μm ; = Độ nhớt chất lưu, mpa ;

 K = Hằng số thấm Darcy, D hoặc Md ;

Như vậy để diễn tả đơn vị độ thấm bằng 1 Darcy thì từ diện tích 1 cm2 chất lưu có

độ nhớt là 1 mpa, sau khoảng thời gian là 1s với độ chênh áp là 1atm/cm Do hầu hếtcác đá chứa dầu đều có độ thấm nhỏ hơn 1 Darcy nhiều Trong công nghiệp dầu khíthường sử dụng đơn vị nhỏ hơn 1000 lần và gọi là miliDarcy (mD) Độ thấm trungbình của đá thường thay đổi từ 5 – 500 mD Từ giá trị độ thấm có thể đánh giá địnhhướng độ thấm của mỏ dầu

Hình 3.5: Bảng phân loại đá theo tính thấm

Các đá có độ thấm tốt là cát kết, sỏi kết, cuội kết, dăm kết, đá vôi nứt nẻ, dolomit vàsét vôi có nhiều khe nứt, than đá bị vỡ vụn Những đá có độ thấm yếu là đá sét, thạchcao và anhydrit không bị nứt nẻ, đá sét vôi, bột kết, cuội kết, cát kết xi măng, sét

3.1.2.b Phân loại độ thấm

Độ thấm tuyệt đối:

Khi chỉ có 1 chất lưu trong đá, độ thấm xác định theo đại lượng darcy, gọi là độ

thấm tuyệt đối, không phụ thuộc bản chất chất lưu mà chỉ phụ thuộc mt chứa

Trong thực tế đá đồng thời có 1 hay nhiều chất lưu khác (nước, dầu, khí) thì độthấm tương đối không có giá trị như thực tế vì giữa các chất lưu có sự giao thoa phứctạp, lúc bấy giờ ta có khái niệm độ thấm hiệu dụng

 Độ thấm hiệu dụng: Thực tế đối với một chất lưu khi nó lưu thongcùng một chất lưu khác, ví dụ: một hệ gồm hai chất lưu dầu, nướccùng gradient áp suất thì dầu và nước cùng chảy qua lỗ rỗng Khi đó,với độ thấm hiệu dụng của dầu KD và của nước KN, ta sẽ có QD và

QN, thì ∑ Q = QD + QN Trong thực tế ta thấy Q ∑ bé hơn QN hoặc

QD nếu chỉ có một pha chảy qua Có thể giải thích là do 2 pha ngăncản sự dịch chuyển của nhau in mạng lỗ rỗng, Q mỗi pha tuỳ thuộcvào tỉ số K, μm ;, các đá chứa khí thì cần độ thấm vài mD còn đá chứadầu thì tối thiểu cần vài chục mD