ĐẶC ĐIỂM ĐỊA HÓA CỦA TẦNG ĐÁ MẸ MIOCENCE TRUNG QUA HAI GIẾNG KHOAN A4 A7, KHU VỰC BỒN TRŨNG MÃLAYTHỔCHU

ĐẶC ĐIỂM ĐỊA HÓA CỦA TẦNG ĐÁ MẸ MIOCENCE TRUNG QUA HAI GIẾNG KHOAN A4 A7, KHU VỰC BỒN TRŨNG MÃLAYTHỔCHU ========== ĐẶC ĐIỂM ĐỊA HÓA CỦA TẦNG ĐÁ MẸ MIOCENCE TRUNG QUA HAI GIẾNG KHOAN A4 A7, KHU VỰC BỒN TRŨNG MÃLAYTHỔCHU =========== ĐẶC ĐIỂM ĐỊA HÓA CỦA TẦNG ĐÁ MẸ MIOCENCE TRUNG QUA HAI GIẾNG KHOAN A4 A7, KHU VỰC BỒN TRŨNG MÃLAYTHỔCHU

ĐẠI HỌC QUỐC GIA THÀNH PHỐ HỒ CHÍ MINH TRƯỜNG ĐẠI HỌC KHOA HỌC TỰ NHIÊN

KHOA ĐỊA CHẤT -000 -

KHÓA LUẬN TỐT NGHIỆP

CHUYÊN NGÀNH: ĐỊA CHẤT DẦU KHÍ

ĐẶC ĐIỂM ĐỊA HÓA CỦA TẦNG ĐÁ MẸ MIOCENCE

TRUNG QUA HAI GIẾNG KHOAN

A-4 & A-7, KHU VỰC BỒN

TRŨNG MÃ-LAY-THỔ-CHU.

GVHD: ThS TRẦN THỊ KIM PHƯỢNG

SVTH: PHAN HỒNG THỌ

(Khóa 2004 - 2008)

TP.HỒ CHÍ MINH, THÁNG 1 - 2009

Dầu khí là nguồn tài nguyên thiên nhiên vô giá và quan trọng của nhânloại Nguồn tài nguyên này phục vụ và ảnh hưởng trực tiếp đến cuộc sốngcủa mỗi con người, và hiện đang là vấn đề nóng bỏng ở nhiều quốc gia cảvề mặt kinh tế lẫn chính trị

Hiện nay Việt Nam đang trong giai đoạn phát triển kinh tế theo con đườngcông nghiệp hóa, hiện đại hóa nhằm trở thành một nước công nghiệp hiệnđại Trong đó ngành công nghiệp dầu khí đóng vai trò hết sức quan trọng Vìvậy việc phát hiện ra các mỏ dầu và mỏ khí có giá trị thương mại và ýnghĩa rất lớn

Nhiều nghiên cứu công bố trong những năm gần đây đã minh họa cho

giá trị tiềm năng của các wireline log về đánh giá đá mẹ Nhìn chung, côngviệc tiến hành đến ngày nay tập trung vào việc xác định một cách định tínhnhững thành tạo giàu hữu cơ hay việc định lượng vật chất hữu cơ (VCHC) đểđánh giá tiềm năng của đá mẹ

Trong bài khóa luận này, tôi xin trình bày phương pháp ứng dụng địa hóa dầutrong công tác thăm dò, tìm kiếm và khai thác dầu khí Nhằm mục đích nghiêncứu phương pháp dịa hóa dầu về đá mẹ và ứng dụng của phương pháp nàytrong thăm dò, tìm kiếm và khai thác dầu khí, đồng thời được sự chấp thuậncủa bộ môn Địa Chất Dầu Khí, Khoa Địa Chất, Trường Đại Học Khoa Học TựNhiên, tôi đã thực hiện đề tài:

“ĐẶC ĐIỂM ĐỊA HÓA CỦA TẦNG ĐÁ MẸ MIOCENE TRUNG QUA HAI GIẾNG KHOAN A-4 & A-7 ,

KHU VỰC BỒN TRŨNG MÃ LAY-THỔ CHU”

Mặc dù, đã cố gắng hoàn thiện bài báo cáo này một cách tốt nhất.Nhưng do những khó khăn về nguồn tài liệu không đầy đủ cùng với nhữnghạn chế về kiến thức chuyên môn cũng như kinh nghiệm thực tế nên đề tàikhóa luận này không tránh khỏi những thiếu sót về mặt nội dung lẫn hìnhthức Em mong nhận được những nhận xét góp ý chân thành để đề tàiđược hoàn thiện hơn.

Cuối cùng, em xin cảm ơn quý thầy cô trong khoa Địa chất đã trang bịvốn kiến thức trong suốt quá trình học tập Cảm ơn Cô Bùi Thị Luận đãnhiệt tình hướng dẫn và tạo điều kiện cho tôi trong thời gian thực hiện đềtài Đặc biệt, xin gởi lời cảm ơn sâu sắc đến cô Th.s Trần Thị Kim Phượng,người đã hướng dẫn tôi suốt thời gian hoàn thành luận văn này với tất cảsự nhiệt tình và tinh thần trách nhiệm

Sinh viên thực hiện

Phan Hồng Thọ

Em xin chân thành cảm ơn!

PHẦN CHUNG

CHƯƠNG I:

KHÁI QUÁT CHUNG VỀ ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT KHU VỰC BỒN MÃ LAY-THỔ CHU

I Đặc Điểm Tự Nhiên

I.1 vị trí địa lý

Bồn trũng Ma Lay-Thổ Chu nằm trong vịnh Thái Lan, thuộc lãnh thổ phía TâyNam Việt Nam, cùng với chiều dài khoảng 300Km và chiều rộng khoảng 100

Km, phía Đông Bắc là vùng biển Campuchia, phía Tây Bắc và Tây là vùngbiển Thái Lan và phía Tây Nam là vùng biển Malaysia.

Về khí hậu nằm trong vùng biển Tây Nam Việt Nam, bồn trũng Mã Lay-ThổChu đặc trưng cho khí hậu xích đạo chia làm hai mùa rõ rệt, mùa mưa từ tháng

5 đến tháng 10 và mùa khô đến từ tháng 11 đến tháng 4, nhiệt độ trungbình là 20-29 (độ C), lượng mưa trung bình là 225 mm/năm

Về cấu trúc, bồn trũng có dạng kéo dài phương TB-ĐN, tiếp giáp với bồntrũng Pattani phía Tây Bắc, bồn trũng Penyu phía Nam và bồn trũng Tây Natunaphía Đông Nam, còn phía Đông là đới nâng Khorat- Natuna Chiều dày trầm tíchcủa bể có thể đạt tới 14 km Thềm lục địa Tây Nam Việt Nam( TLĐTN) là vùngrìa Đông Bắc của bồn trũng Ma lay-Thổ Chu, kéo dài phương TB-ĐN với diệntích khoảng 100.000 km2, chiếm xấp xỉ 31% tổng diện tích vùng biển chung, baogồm các lô 37, 38, 39, 40, 41, 42, 43, 44, 46, 48/95, 50, 51, B, 52/97

Trong đó, giếng khoan A -4 và A-7 nằm ở lô 52/97, nằm ở phía bắc bồn trũng Malay – Thổ Chu

Hình 1: Thềm lục địa Tây Nam Việt Nam trong khung cảnh vịnh Thái Lan

I.2 Lịch sử nghiên cứu bồn trũng khu vực Mã Thổ Chu

Lay 1973 Mandrel khảo sát 1790km tuyến địa vật lý với mạng 50x50km.

-1980 tàu địa vật lý Liên Xơ khảo sát 1780km tuyến địa chấn với mạng 65x65km.-1980 tàu địa vật lý “viện sỹ Gubkin” khảo sát 4000km tuyến địa chấn, từ và trọng lực thành tàu với mạng 20x30km và 30x40km

-1990 FINA khảo sát 11076km tuyến địa chấn

-1991 PETROFINA tiếp tục khảo sát 4000km tuyến địa chấn 2D và 466 km2 tuyến địa chấn 3D

-1996-1998 Unocal khảo sát 4663 km tuyến địa chấn 2D với mạng 0.5x0.5km và

1264km2 tuyến địa chấn 3D

-1997 Unocal phát hiện khí ở giếng B-KL-1X

-1999 Unocal khảo sát 1813km2 tuyến địa chấn 3D

-2000 phát hiện khí ỏ cấu tạo Ác Quỷ,Cá Voi

-2004 phát hiện khí ở cấu tạo Vàng Đen

II Đặc Điểm Địa Chất

II.1.Đặc điểm địa tầng khu vực nghiên cứu

Trong phạm vi bồn trũng nói chung và khu vực nghiên cứu nói riêng, địa tầng được chia thành hai phần cơ bản:

- Thành tạo móng trước đệ tam

- Thành tạo trầm tích đệ tam

II.1.1 Thành tạo móng trước đệ tam

Đá móng trước đệ tam là phần nằm sâu của bồn trũng nên có rất ít thông tin được biết Theo tài liệu khoan của công ty Fina và Unocal thực hiện ở các đới nâng thuộc rìa Bắc Đông Bắc, đá móng của bồn trũng chủ yếu là đá trầm tích biến chất tuổi Jura-Crêta với một vài thể đá magma xâm nhập và trầm tích biến chất tuổi Paleozoic; ngoài ra, một ít đá carbonate cũng được bắt gặp Theo nghiên cứu ở giếng khoan Kim Quy – 1X, đá móng trước đệ tam bao gồm sét, bột và một ít cát kết đã bị biến chất có tuổi Creta Sự hiện

diện của mặt bất chỉnh hợp góc trên bề mặt móng cho thấy một thời gian dài đá móng đã bị nâng lên và xói mòn mạnh mẽ Thông tin về bề dày của móng không được biết đến nhiều nhưng theo tài liệu địa chấn có thể bề dày của móng tăng dần về phía Tây Bắc của khu vực nghiên cứu.

II.1.2 Thành tạo trầm tích đệ tam

Các đơn vị địa tầng trầm tích của khu vực nghiên cứu được sử dụng theo thang phân chia của Esso( EPMI) dựa trên các thông tin địa chấn - địa tầng ở phần phía Bắc và phía Nam của bồn trũng Mã Lay - Thổ Chu, được đánh dấu theo mẫu tự từ A tới M tương ứng các nhóm địa tầng từ trẻ tới cổ, và mỗi tập nhỏ bên trong được đánh số theo thứ tự lớn dần Hầu hết những ranh giới địa tầng đều trùng hợp với các mặt bất chỉnh hợp xói mòn xác định tại rìa của bồn trũng, ngoại trừ nóc của tập I là trùng vói mặt tràn lũ cực đại (maximum flooding surface)

Các đơn vị cổ nhất của bồn- Tập M đến tập J có tuổi Oligicene sớm đến đầu Miocene sớm chủ yếu thành tạo trong môi trường lục nguyên- đầm hồ Trẻ hơn là các trầm tích I, H tuổi cuối Miocene sớm – đầu Miocene giữa tích tụ trong môi trường địa chất tương đối ổn định Biển thoái xảy ra trong một vài giai đoạn tương ứng thời điểm giữa tập H nhưng sau đó được liên tục bởi giai đoạn biển tiến mạnh mẽ được đánh dấu ở phần trên tập H và tập F tuổi Miocene giữa Đến tập E tuổi gần cuối Miocene giữa lại chiếm ưu thế bởi các giai đoạn biển thoái Sau đó là các chu kì biển tiến suốt trong giai đoạn của Miocene giữa thành tạo tập D Cuối tập D được đánh dấu bởi một bất chỉnh hợp cực đại MMU Bước sang thời kỳ Miocene muộn- Pleistocene trầm tích tập B và tập A đánh dấu thời kỳ biển tràn trên toàn bồn trũng

Hệ Paleogene

Thống Oligocene

Phụ thống Oligocene hạ

Đây là các tập trầm tích cổ nhất trong bồn trũng, chúng lấp đầy các địahào trong suốt giai đoạn khởi thủy của tách giãn và tạo rift cho đến giai đoạn đầu của pha lún võng, tuổi của chúng có thể cổ hơn tuổi Eocene muộn Bề dày của trầm tích này thay đổi từ 0 mét trên mặt móng cho đến hơn 5000 mét ở trung tâm bồn trũng Trầm tích tập O tới L chủ yếu là trầm tích hạt vụn tướng bồi tích aluvi lấp ở các địa hào và phủ trên địa hình, trầm tích đầm hồ là các tập sét dày có khả năng sinh dầu ở đáy hồ và các tướng trầm tích hồ đi kèm như turbidite hồ, tam giác châu đầm hồ và tướng ven hồ

Tập K

Trầm tích tập K đại diện cho đới chuyển tiếp từ đồng hồ tạo rift sang giai đoạn đầu của pha lún võng, chủ yếu tích tụ trong môi trường sông hồ đến đầm hồ Phủ trên trầm tích tập K là tập sét hồ “K shale” phân bố rộng trongtoàn bồn trũng

Bề dày trầm tích của tập thay đổi từ 680 đến 1160 mét với thành phần chủ yếu là sét kết màu đỏ xen kẹp với các lớp cát, bột kết, đôi chỗ hiệndiện một ít lớp than và sét giàu vật chất hữu cơ có thể được tích tụ ở phía

trên khu vực đồng bằng ven biển ( Upper Coastal Plain) Càng vể phía Đông, trầmtích tập J càng chịu ảnh hưởng bởi yếu tố sông.

Tập I

Trầm tích tập I phủ trực tiếp trên trầm tích tập J, tại một số giếng khoan thuộc khối nâng Kim Long trầm tích tập I phủ bất chỉnh hợp trên bề mặt móng Các tập trầm tích này được lắng đọng trong môi trường sông hồ cho đến tam giác châu (?) thành tạo trong quá trình sụt lún nhiệt Trầm tích tập I được đặc trưng bởi các lớp cát hạt mịn và các lớp than, sét giàu vật chất hữu cơ là một trong những tầng sinh của khu vực Đánh dấu trong giai đoạn tầng I là sự kiện mực nước biển xuống thấp ( lowstand) sau đó là các giai đoạn biển tiến cho các tập trầm tích Miocene trung

Phụ thống Miocene trung

Các tập trầm tích được đặc trưng bởi tướng sông- tam giác châu thành tạotrong suốt quá trình sụt lún nhiệt Giai đoạn này thành tạo các tập trầm tích từ H đến D với sự hiện diện của một chuỗi các giai đoạn mực biển cao

(highstand) và mực biển thấp (low stand) chi phối sự có mặt rộng rãi theo

chiều đứng và chiều ngang của các lớp than và sét than - đá mẹ quan trọng của bồn trũng Mã Lay - Thổ Chu Theo từng giai đoạn highstand and lowstand, cáctập cát chứa cũng thay đổi hướng phân bố và dạng hình học trong không gian

ba chiều Trong giai đoạn thành tạo tập H, hiện diện một đợt biển tiến bao phủđột ngột lên các trầm tích mực biển thấp của của tập I Cuối Miocene giữa thành tạo tập D cũng được đánh dấu bằng giai đoạn biển tiến

Nhìn chung, sự gia tăng ảnh hưởng của biển ở những lớp cát trán tam giác châu (delta front) thì liên quan đến giai đoạn mực biển cao; trong khi đó, liênquan đến ảnh hưởng của sông là giai đoạn mực biển thấp

Phụ thống Miocene thượng – Thống Pliocene

Trầm tích tập B và A phủ trực tiếp trên bất chỉnh hợp MMU – pha nghịch đảo ở cuối thời kỳ hình thành tập D Các tập trầm tích này chủ yếu lắng

đọng trong chu kỳ biển tiến mạnh tạo nên những lớp phủ trầm tích tưong đối lớn trên khắp bồn trũng với bề dày thay đổi từ 900 đến 1400 mét Sự hiên diện của những lớp sét dày là đặc điểm thuận lơi tạo nên khả năng chắn giữ hydrocacbon sinh ra từ các trầm tích bên dưới.

Hình 2: Cột địa tầng tổng hợp bồn trũng Mã Lay-Thổ Chu

II.2 Đặc điểm cấu kiến tạo

II 2.1 Phân tầng cấu trúc

Cấu trúc địa chất bồn trũng Mã Lay - Thổ Chu có hai tầng chính: trước ĐệTam và Đệ Tam

Tầng cấu trúc trước Đệ Tam được thành tạo bởi nhiều pha khác nhau

trong thời kỳ trước Rift bị uốn nếp và phân dị mạnh bởi các hệ thống đứt gãy với các hướng khác nhau, có thành phần thạch học không đồng nhất vàcó tuổi khác nhau ở bể trầm tích Tầng này bao gồm toàn bộ phức hệ móng cố kết, biến tính carbonate, đá phun trào, xâm nhập có tuổi Paleozoic, Mezozoic Phức hệ này lộ ra và quan sát thấy ở các đảo và vùng ven rìa TâyNam Bộ

Ở bồn trũng Mã Lay – Thổ Chu đá móng chủ yếu là các đá lục nguyên biến chất ở mức độ thấp Đá vôi tuổi từ Carbon muộn đến Jura Tầng

móng trưóc Đệ Tam được đánh dấu bằng tập địa chấn SHB và nhận biết bởicác đặc trưng trường sóng địa chấn yếu hoặc không có phản xạ, hỗn độn không phân dị hoặc phân dị kém

Hình 3: Lược đồ mặt cắt ngang qua thềm lục địa Tây Nam Việt Nam

Tầng cấu trúc Đệ Tamlà tầng trầm tích Paleogene – Neogene – Q, phủ trực tiếp lên tầng móng tuổi trước Đệ Tam, hình thành và phát triển cùng quá trình thành tạo bồn trũng Đệ Tam từ Oligocene đến hiện đại Trầm tích Đệ Tamtrong bồn trũng Mã Lay - Thổ Chu chủ yếu là lục nguyên, có nơi dày 9 – 14km Trong đó phần thềm lục địa Tây Nam có chiều dày trầm tích Đệ Tam lớn nhất khoảng 4.000m

II 2.2 Các yếu tố cấu trúc và kiến tạo

Các đơn vị cấu trúc

Bồn trũng Mã Lay - Thổ Chu hình thành do quá trình tách giãn kéo toạc dưới ảnh hưởng của đứt gãy Three Pagodas Hệ thống đứt gãy của bể ở phía Bắc chủ yếu có hướng kinh tuyến, còn phía Nam chủ yếu có hướng TB-

ĐN với các cấu trúc chính: Đơn nghiêng Đông Bắc, Đơn nghiêng Tây Nam, Địa hào Đông Bắc, Địa lũy trung tâm và Địa hào trung tâm

Thềm lục địa Tây Nam là nơi gặp nhau của trũng Pattani có hướng cấu trúc bắc – nam và bồn trũng Mã Lay - Thổ Chu có hướng TB-ĐN Vì thế , đặc điểm cấu trúc địa chất và tiềm năng dầu khí ở đây bị chi phối và khống chế bởi sự hình thành và phát triển của các bể trên.

Đặc điểm đứt gãy

Hệ thống đứt gãy của bồn trũng Mã Lay - Thổ Chu hình thành và chịu sự chi phối của các hệ thống đứt gãy trượt bằng khu vực chính có hướng TB-ĐN là:

-Hệ thống đứt gãy Hinge

-Hệ thống đứt gãy Three Pagodas

-Các đới phá hủy chính hướng B-N được xác định bởi các hệ đứt gãy:-Hệ thống đứt gãy Bergading- Kapal

-Hệ thống đứt gãy Dulang

-Hệ thống đứt gãy Laba- Mesah

Về phía rìa Bắc của bồn, hệ thống đứt gãy Dulang và Laba-Mesah chuyển sang hướng TB- ĐN và tạo nên một loạt các trũng hẹp kiểu kéo toạc

Ở khu vực thềm lục địa Tây Nam hệ thống đứt gãy chủ yếu là đứt gãy thuận có phương B-N, TB-ĐN Ngoài ra còn có một số đứt gãy theo phương á

vĩ tuyến Chính các hệ thống đứt gãy này tạo nên kiểu cấu trúc sụt bậc nghiêng về phía trung tâm bồn trũng và hình thành các địa hào và bán địa hào xen kẽ nhau

Các đứt gãy phương B-N là đứt gãy thuận, xuyên cắt từ móng với biên độ dịch chuyển từ vài chục mét đến hành nghìn mét Chúng hoạt động và phát triển đến cuối thời kỳ Miocene, thậm chí có đứt gãy hoạt động đến tận Pliocene Hoạt động của hệ thống đứt gãy B -N làm cho đơn nghiêng có sự

sụt bậc về phía Tây và hình thành một loạt nếp lồi, lõm xen kẽ nhau theo phương đứt gãy.

Các đứt gãy có phương á vĩ tuyến và á kinh tuyến được phát hiện chủ yếu ở các lô 45, 46, 51 Các đứt gãy trên diện tích các lô 45- 51 hoạt động mạnh mẽ từ móng cho đến hết thời kỳ Miocene, một số thậm chí phát triểnđến tận Pliocene

Hình 4: Các hệ thống đứt gãy chính của bồn trũng Mã Lay- Thổ Chu

II.2.3 Lịch sử phát triển địa chất

Lịch sử địa chất Đệ Tam bồn trũng Mã Lay- Thổ Chu nằm trong tiến trình phát triển địa chất chung của các bồn trũng trầm tích khu vực Đông Nam Á và Việt Nam, có thể được chia thành các giai đoạn chính:

Giai đoạn tạo rift Eocene(?)- Oligocene:

Hoạt động kiến tạo chủ yếu tác động mạnh mẽ đến khu vực nghiên cứu là quá trình tách giãn nội lục (Intra- Cratonic rifting) hay còn gọi là giai đoạn đồng tạo rift tạo nên các bồn trầm tích Đệ Tam chủ yếu ở bồn trũng Mã Lay- Thổ Chu và trũng Pattani Quá trình tách giãn Eocene(?) – Oligocene xảy ra dọc theo đới cấu trúc Trias cổ, dẫn tới việc hình thành hành loạt các đứt gãy thuận có hướng B-N ở phấn Bắc vịnh Thái lan và đứt gãy có hướng TB-

ĐN ở bồn trũng Mã Lay-Thổ Chu Ban đầu quá trình trầm tích bị ngăn cách bởi các bán graben ( haft graben), sau đó là các thành tạo trầm tích lục nguyêncó tướng lục địa- đầm hồ, tam giác châu và ven bờ lấp đầy các bồn trũng phụ mở rộng, bao gồm chủ yếu là cát sét, các tập bồi tích( fluviolacustrine), trầm tích dòng xoáy( braided streams); trầm tích cổ nhất là Oligocene Do các đứt gãy phát triển từ móng trước Kainozoic, nên các thành tạo Oligocene thương bị phân dị, chia cắt mặt địa hình cổ thành các đới nâng hạ không đềucủa móng trước Kainozoic tạo ra một hình thái kiến trúc hết sức phức tạp Vào cuối Oligocene do chuyển động nâng lên, quá trình trầm tích bị gián đoạn và bóc mòn Sự kiện này được đánh dấu bằng bất chỉnh hợp cuối Oligocene,đầu Miocene sớm

Giai đoạn sau tạo rift Miocene- Đệ Tứ:

Miocene sớm bắt đầu băng pha lún chìm, oằn võng- biển tiến, đây chính là giai đoạn đặc trưng cho pha chuyển tiếp từ đồng tạo rift đến sau tạo rift

Vào Miocene giữa tiếp tục thời kỳ lún chìm của bồn trũng mà nguyên nhân chủ yếu là do giảm nhiệt của thạch quyển Hoạt động giao thoa kiến tạo do sự thay đổi hướng hút chìm của mảng Ấn Độ theo hướng Đông Bắc vả chuyển động của mảng Úc lên phía Bắc vào cuối Miocene giữa- đầu Miocene muộn có thể là nguyên nhân của chuyển động nâng lênvà dẫn tới việc hình thành bất chỉnh hợp Miocene giữa Trên cơ sở kết quả định tuổitập basalt liên quan tới bất chỉnh hợp chính ỏ bồn Phisanulok, tuổi của bất chỉnh hợp trên là 10,4 triệu năm ( Legendre và nnk, 1988).

Thời kỳ cuối Miocene muộn đến hiện tại là pha cuối cùng của tiến trình phát triển bồn, đó là sự tiếp tục của giai đoạn sau tạo rift

Vào Pliocene – Đệ Tứ, quá trình sụt lún chậm dần và ổn định, biển tiến rộng khắp, mạnh mẽ, các bồn và các phụ bồn lân cận trong cùng vịnh Thái Lan được liên thông với nhau Lớp phủ trầm tích hầu như nằm ngang, không bị tác động bởi các hoạt động đứt gãy hay uốn nếp và tạo nên hình thái cấu trúc hiện tại của khu vực này

Hình 5: Sơ lịch sử phát triển địa chất bồn trũng MaLay-Thổ Chu

III Đặc Điểm Các Tầng Sinh - Chứa - Chắn

III.1 Đá sinh

Bồn trũng Mã Lay – Thổ Chu được xác định có hai hệ thống chính:

- Hệ thống Oligocene/ Miocene: hệ thống này có đá mẹ sinh kerogen loại I

tuổi Oligocene, thành phần thạch học là đá phiến sét đầm hồ thành tạo trong giai đoạn đồng tạo rift Loại này sinh dầu có độ nhớt cao là kết quả của quá trình chuyển hóa các vật liệu hữu cơ nguồn gốc thực vật môi trường đầm hồ Đá chứa chính là các tập cát kết sông tuổi Miocene sớm và giữa hình thành trong giai đoạn đầu của quá trình sụt võng do nhiệt (nhóm địa tầng

J, I, H) Chúng được chắn bởi các tầng trầm tích hạt mịn phân bố giữa các hệtầng.

- Hệ thống Miocene/ Miocene: đá mẹ sinh chủ yếu là các tầng sét than

giàu vật chất hữu cơ tuổi Miocene sớm và giữa Loại đá mẹ này đặc trưng sinh khí và khí condensate Đá chứa và chắn cũng như hệ thống trên, riêng đáchứa tướng sông ngòi và châu thổ phân bố xen lẫn với đá sinh Ngoài ra, tầng sét dày thuộc tập A và B cũng được xem là tầng chắn mang tính khu vực, hầu hết đá mẹ phân bố trong khu vực nghiên cứu chưa đủ trưởng thành để có thể sinh ra hydrocarbon Các nghiên cứu địa hóa cho thấy các phát hiện dầu khí trong khu vực có nguồn gốc dịch chuyển từ vùng sâu hơn phía trung tâm bồn Và tầng J với tỷ lệ cát cao, lại nằm gần tầng sinh đóng vai trò là tầng dẫn lý tưởng

III.2 Đá chứa, đá chắn và bẫy

Ở bồn trũng Mã Lay - Thổ Chu tồn tại những tập cát tiềm năng thành tạo trong các giai đoạn đồng và sau tạo rift, trong môi trường tam giác châu ven hồ, sông ngòi và châu thổ

Ở khu vực nghiên cứu nói riêng và bồn trũng Mã Lay - Thổ Chu nói chungquá trình diagenesis xảy ra rất sớm liên quan đến gradient địa nhiệt cao ở vùngnày, điều đó đã làm giảm chất lượng đá chứa theo chiều sâu một cách đáng kể, đặc biệt là ở những tập cát kết hạt mịn Ở độ sâu nông hơn

2100 m, quá trình diagenesis hầu như mới bắt đầu, đá chứa nhìn chung có chất lượng tốt (độ rỗng tối đa có thể lên đến 27%) Ở độ sâu lớn hơn, xảy ra quá trình hòa tan feldspar, thành tạo thạch anh thứ sinh và kaolinite, chuyển đổi kaolinite thành dickite ở nhiệt độ 130 - 140oC Ở nhiệt độ cao hơn > 150 – 170oC ứng với độ sâu chôn vùi lớn, quá trình thành tạo thạch anh thứ sinh và illite mạnh mẽ hơn làm giảm rõ rệt khả năng thấm của đá, đặc biệt là cát kết hạt mịn Tuy nhiên, với cát kết hạt thô ở bên dưới độ sâu 3000 m vẫn có thể cho khả năng chứa tốt

Một trong những nhân tố ảnh hưởng lớn đến chất lượng đá chứa cát kết là kích thước hạt vụn Trong từng môi trường trầm tích cho những đặc trưng về thạch học nói chung và kích thước hạt nói riêng, chính vì vậy công tácthăm dò tập trung nhiều vào việc xác định môi trường trầm tích của đối tượng chứa nhằm hiểu rõ hơn về tiềm năng dầu khí của chúng.

Nhìn chung, ở khu vực nghiên cứu có thể phân chia năm nhóm môi trường trầm tích của cát chứa dựa trên tài liệu mẫu và địa vật lý giếng khoan:

- Môi trường chủ yếu là ở phần dưới của đồng bằng ven biển (Lower Coastal Plain): bao gồm những tướng cát sông có liên hệ mật thiết với

những lớp than hoặc sét than và sét kết màu xám tích tụ trong môi trường sông ít uốn khúc cho đến uốn khúc mạnh (bao gồm cả các cửa kênh phân phối – distributary channel)

- Môi trường chủ yếu là ở phần trên của đồng bằng ven biển (Upper Coastal Plain): bao gồm các tướng cát sông giống như trên chỉ trừ những

nhóm tướng có liên hệ với các lớp than và sét than Môi trường tích tụ nàykhông bao gồm các cửa kênh phân phối và hầu như chỉ liên quan đến

những tập sét màu đỏ/nâu lắng đọng trong điều kiện giàu oxy

- Môi trường Tam giác châu (Deltaic): liên quan là những cát kết tướng

thô dần lên trên và sét kết màu xám

- Môi trường biển (Marine): hiện diện rất ít trong khu vực nghiên cứu,

thường liên quan đến khoáng glauconite và phosphates

- Môi trường đầm hồ (Lacustrine): liên quan đến những tập sét có bề

dày lớn màu xám đen đến xám tối và cát kết thuộc môi trường tam giác châu đầm hồ và quạt phù sa (fan delta)

Đặc điểm tầng chắn

Chia làm 2 phần:

- Các tầng chắn hạt mịn

- Màn chắn kiến tạo

* Các tầng chắn hạt mịn

- Tầng chắn I: các tập sét Pliocene-Đệ Tứ, dày hàng trăm mét, hàm lượng sét ởn định khoảng 85-90%, đợ hạt nhỏ hơn 0.001mm, xen kẻ trong tầng sét là các lớp bợt kết mỏng

- Tầng chắn II: là các tập sét đáy Miocene dưới, phân bớ khơng liên tục, dày 25-60m, hàm lượng sét dao đợng từ 75-85%, đợ hạt nhỏ hơn 0.001mm

- Tầng chắn III: sét trong tầng Oligocene, dày 50-200m, hàm lượng sét cao 80-90%, đợ hạt 0.001-0.003mm

*Màn chắn kiến tạo

Các hệ thớng kiến tạo là màn chắn kiến tạo rất quan trọng của bồn trũng Hầu hết các bẫy khép kín 3 chiều đều được chắn bởi các đứt gãy, đặc biệt là các cánh nâng của các đứt gãy

Các dạng bẫy

Việc xác định các bẫy chứa dầu trong khu vực nghiên cứu chủ yếu dựatrên bản đồ cấu trúc, nhưng do tính phứa tạp của tầng chứa – không phải làtập cát lớn liên tục mà bao gồm nhiều dải cát có bề dày nhỏ phân bốkhông liên tục theo chiều sâu và chiều rộng – nên cho đến nay vẫn khôngthể xác định được sự phân bố của các tập chứa dầu Mô hình địa chất chocác vỉa chứa cát lòng sông là những bẫy kết hợp địa tầng và những đứtgãy khép kín cấu trúc

Tuy nhiên để có các tích tụ dầu khí thì một yếu tố không thể thiếu đólà các bẫy dầu khí, các bẫy dầu khí đóng vai trò rất quan trọng trong việcchắn giữ và bảo tồn dầu khí để tạo thành các mỏ dầu khí mà ngày naychúng ta khai thác dầu khí từ chúng Ơû khu vực Mã Lai-Thổ Chu tồn tại cácdạng bẫy dầu khí sau:

Bẫy nếp lồi kế thừa từ móng nhô cao

Các bẫy vòm “rollover”

Các dạng bẫy hình hoa.

Bẫy “khối đức gãy nghiên”

PHẦN CHUYÊN ĐỀ

CHƯƠNG II

CƠ SỞ ĐỊA HÓA TRONG THĂM DÒ DẦU KHÍ.

II.1 CƠ SỞ LÝ THUYẾT VỀ ĐÁ MẸ.

II.1.1 Định nghĩa

Trong lịch sử thăm dò dầu khí thì đá mẹ là dấu hiệu đầu tiên đểđánh giá tiềm năng của một bồn trầm tích Đá mẹ là loại đá có thànhphần hạt mịn chứa phong phú hàm lượng vật chất hữu cơ (VCHC) và đượcchôn vùi trong điều kiện thuận lợi

Vì vậy, tầng đá mẹ phong phú VCHC là tầng trầm tích hạt mịn, dày,nằm ở miền lún chìm liên tục, trong điều kiện yếm khí (vắng oxy) Đồng thờitrong giai đoạn lắng nén VCHC chịu sự tác động và phân hủy của vi khuẩn…

- Phân loại theo thành phần thạch học: đá mẹ có bốn loại: đá mẹ sétphổ biến, được lắng đọng trong các môi trường khác nhau; đá mẹ silic liênquan đến sự lắng đọng sét silic ở nơi phát triển diatomic và radiolaria; đá mẹvôi liên quan đến bùn vôi, sau khi giải phóng nước tạo thành sét vôi và cácám tiêu san hô, sét phiến cháy và than đá trong điều kiện huận lợi sinh ralượng dầu và khí nhất định

-Theo tiêu chuẩn địa hóa thì đá mẹ phải chứa một lượng VLHC nào đóvà trong các điều kiện biến chất khác nhau, chúng sản sinh ra các sản phẩmhữu cơ tương ứng Mỗi giai đoạn biến chất sẽ có lượng VLHC hòa tan đượctrong dung môi hữu cơ (Bitum) và phần còn lại không hòa tan trong dung môihữu cơ hay còn gọi là Kerogene

Từ định nghĩa đó, ta có thể gặp một số cấp đá mẹ như sau:

-Đá mẹ tiềm tàng: đá mẹ vẫn còn được che đậy hoặc chưa khám phá.-Đá mẹ tiềm năng: đá mẹ có khả năng sinh dầu và khí nhưng chưa đủtrưởng thành về nhiệt độ.

-Đá mẹ hoạt động: đá mẹ có khả năng sinh ra dầu khí

-Đá mẹ không hoạt động: đá mẹ vì lý do nào đó không sinh ra dầu khí.Để đánh giá nguồn hydrocarbon thì đá mẹ phải được đánh giá qua bayêu cầu cơ bản sau đây:

-Đá mẹ bao gồm đủ tối thiểu số lượng vật chất hữu cơ (VCHC)

-Đá mẹ bao gồm đủ chất lượng VCHC.

-Đá mẹ trưởng thành về nhiệt.

II.1.2 Số lượng vchc

Tadùngchỉ số TOC (Total Organic Carbon) – tổng số carbon hữu cơ trong đá để xác địnhtrầm tích mịn hạt có phải là đá mẹ hay không

Bảng 1: Tiêu chuẩn phân loại đá mẹ theo số lượng VCHC

Đá mẹ hầu hết ở dạng trầm tích hạt mịn như là những đá bùn và sét hoặcnhững đá vôi micrit (đá vôi chứa hơn 90% micrit hoặc nhỏ hơn 10% vụn sinhhóa), (theo Tissot và Welte, 1984) Yếu tố quan trọng của đá mẹ là VCHC màtheo các nhà địa hóa nguyên tắc lớn nhất khi nói đến đá mẹ đó là TOCthường thì giá trị này lớn hơn 1% Điển hình, giá trị TOC từ ít hơn 1% trong

Bản chất đá mẹ Đá sét Đá Carbonate

TOC% (0.5 - 2)% > 0.25%

những đá mẹ nghèo đến hơn 20% trong những đá giàu hơn gọi là đá phiếncó dầu

II.1.3 Các chỉ tiêu địa hóa nghiên cứu đá mẹ

a TOC (%) (Total organic carbon): tổng số vật chất hữu cơ trong đá, tương tự như

số lượng cacbon hữu cơ, để xác định trầm tích mịn hạt có phải là đá mẹ hay

không Tiêu chuẩn phân loại đá mẹ theo TOC:

- Đối với đá sét TOC = 0,5 - 2%

- Đối với đá cacbonat TOC > 0,25%

TOC(%) Phân loại đá mẹ

< 0,5 Nghèo0,5 – 1 Trung bình1,0 – 2,0 Tốt

> 2,0 Rất tốt

b S 1(kg HC/T đá): lượng hydrocacbon tự do trong đá, tức là lượng hydrocacbon sinh ra từ đá mẹ.

S1(kg HC/T đá) Phân loại đá mẹ

< 0,5 Nghèo0,5 – 1,0 Trung bình1,0 - 2,0 Tốt

> 2,0 Rất tốt

c S 2(kgHC/T đá): lượng hydrocacbon tiềm năng trong đá mẹ, tức là lượnghydrocacbon còn lại trong đá mẹ.

S2(kg HC/T đá) Phân loại tiềm năng đá

mẹ

< 2,5 Nghèo2,5 - 5,0 Trung bình5,0 - 10,0 Tốt

> 10,0 Rất tốt

d S 1 +S 2 (kg HC/T đá): tổng tiềm năng của hữu cơ trong đá mẹ

S1+S2(kg HC/T đá) Đánh giá tổng tiềm năng hydrocacbon trong

đá mẹ

< 3,0 Đá mẹ sinh dầu hạn chế3,0 - 6,0 Đá mẹ sinh dầu trung bình6,0 - 12,0 Đá mẹ sinh dầu tốt

> 12,0 Đá mẹ sinh dầu rất tốt

e

T max (0C): nhiệt độ cần thiết cho phép nhiệt phân hydrocacbon tiềm năng củađá mẹ, được coi là một thông số đánh giá độ trưởng thành nhiệt của đámẹ cũng như vật chất hữu cơ

Tmax (0C) Đánh giá độ trưởng thành đá mẹ

< 440 Đá mẹ chưa trưởng thành

440 – 446 Đá mẹ trưởng thành (đầu pha sinh dầu)

446 – 470 Đá mẹ trưởng thành muộn (sinh dầu)

> 470 Quá trưởng thành (sinh khí condensat)

f PI = S1/S1+S2: chỉ ra sự có mặt của hydrocacbon di cư hoặc tại sinh nhằm xácđịnh sự hiện diện của đới sản phẩm

PI Sự có mặt của hydrocacbon di cư hay tại

HI Loại Kerogen Đánh giá khả năng sinh dầu của

đá mẹ

0 – 150 III Chỉ sinh khí

150 - 300 III – II Sinh khí và dầu

> 300 II – I Sinh dầu và khí

h R 0 (%): chỉ số phản xạ vitrinite, đánh giá sự trưởng thành nhiệt của đá mẹ.

R0(%) Độ trưởng thành của đá mẹ

< 0,6 Đá mẹ chưa trưởng thành0,6 - 0,8 Đá mẹ trưởng thành (giai đoạn đầu tạo

dầu)0,8 - 1,35 Đá mẹ sinh dầu mạnh nhất (trưởng thành

muộn)

> 1,35 Sinh khí condensat (quá trưởng thành)

II.2 CÁC PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU ĐÁ MẸ

II.2.1 Phương pháp Leco:

Phương pháp phân tích này dùng cho tất cả các mẫu đá cần được nghiên cứu về đá

mẹ Mẫu được chọn từ 10 – 100 g nghiền nhỏ cho qua rây 50 – 60 micro rồi tiến hành loại bỏ carbon vơ cơ bằng cách tác dụng với axit clohydric (HCl) Sau khi mẫu được làm khơ sẽ được đớt tự đợng trong lị của đớt của máy LECO – 412 tới 1350OC Lượng dioxit carbon thoát ra sẽ được ghi nhận để tính tởng hàm lượng carbon hữu cơ theo cơng thức sau:

(4.1)

Trong đĩ:

 : Hệ sớ chuyển đởi

 : Khới lượng mẫu đá ban đầu

 : Khối lượng mẫu đá đã loại carbonate để đưa vào lò đốt

 : Khối lượng mẫu chuẩn

 Cst (%) : Hàm lượng carbon trong mẫu chuẩn

 TOC (%) : Tổng hàm lượng carbon hữu cơ

II.2.2 Phương pháp chiết tách bitum:

Các hợp phần hydrocarbon lỏng (bitum) trong đá được chiết trong dichlormethane

đun sôi trong 12 – 24 giờ trên bộ thiết bị SOXTHERM Sau khoảng thời gian trên bitum đã

được chiết ra hòa tan trong dung môi sẽ được thu hồi bằng cách cho bay hơi dung môi trên

bộ thiết bị cất xoay Quá trình này sẽ làm bay hơi một phần bitum Vì vậy chỉ thu được các

hợp phần bitum có chứa phân tử C15+, hỗn hợp này được gọi là hydrocarbon lỏng bao gồm

hydrocarbon no – thơm – hợp phần nặng (chứa nhựa và asphalten)

Địa hoá bitum trên cơ sở phân bố vành phân tán các hydrocacbon lỏng dãy dầu trên

đường di cư theo các đới có dộ thấm cao từ vỉa sản phẩm tới bề mặt

II.2.3 Phương pháp nhiệt phân Rock – Eval:

Địa hóa nhiệt phân khắc phục được một số nhược điểm của chiết bitum là phải cần

mẫu khối lượng lớn hơn vài trăm gram Trong khi đó địa hóa nhiệt phân đòi hỏi lượng mẫu

nhỏ (có thể chỉ cần 100 gram mẫu là đủ), nhanh, giải quyết được nhiều mẫu Ngày nay có

thể khái quát quá trình chuyển hóa vật liệu hữu cơ cho các sản phẩm như sau (theo Espitalie

J) Tiến hành nhiệt phân Rock – Eval vật liệu hữu cơ (80 – 100 mg đá có khi tới 500g đá tùy

vào mức độ phong phú vật liệu hữu cơ) từ thấp đến cao ta nhận được các sản phẩm sau đây

tương ứng với các chỉ tiêu được xác định là S0, S1, S2, S3 và Tmax

- SO: là lượng hydrocarbon tự do (khí và hydrocarbon lỏng thấp phân tử C1 – C7) đốt ở

nhiệt độ khoảng 90OC trong vòng 1 – 1,5 phút

- S1 là loại hydrocarbon tách ra ở nhiệt độ khoảng 100 – 300O C trong 2 phút (mg

hydrocarbon/TOC) phản ánh lượng hydrocarbon di cư của mạng dầu, cực đại ở nhiệt độ

khoảng 115 – 120 OC, lượng này tương đương với bitum dạng dầu

Hình 6: Đặc điểm của quá trình nhiệt phân

- Tiếp tục cracking ở nhiệt độ cao từ 300 – 550 OC nhận được S2 phản ánh lượnghydrocarbon tiềm năng trong đá mẹ (peak cao nhất thường khoảng 460 – 500 OC) cũng làchỉ số Tmax phản ánh độ trưởng thành của vật liệu hữu cơ (mg hydrocarbon/TOC, cửa sổ tạodầu Tmax = 435 – 470 OC), lượng này cũng chính là hydrocarbon được tách ra do phân hủynhiệt, nhiệt độ tối đa là 600OC

- Sau đó tự động hạ nhiệt độ xuống tới 300 – 390 OC trong dòng oxygen vật liệu hữu

cơ sẽ cháy sinh ra khí CO2 của kerogene S3 = mg CO2/TOC – tổng lượng CO2 được tạothành

Giai đoạn nhiệt phân S2 cần phải được giới hạn ở một ngưỡng nhiệt độ để xác địnhchính xác giai đoạn chính hình thành CO2 từ vật liệu hữu cơ, đồng thời tránh sự hình thành

CO2 từ các nguồn khác (như calcite, siderite)

Thông thường lượng tổng tiềm năng của hydrocarbon của tầng đá mẹ bao gồm SO +

S1 + S2 + S3 Tuy nhiên, thường lượng SO, S1, S3 không đáng kể hoặc chiếm tỷ lệ nhỏ, đặcbiệt trong trầm tích mới thường không có S1, ngược lại trong trầm tích cổ SO lại vắng mặt và

S3 lại rất nhỏ Do đó S2 thường được coi là tiềm năng của đá mẹ

Trên cơ sở các thông số này xác định các chỉ số:

- Chỉ số Hydrogen: phản ánh lượng hydrocacbon lỏng có thể giải phóng ra khỏi đá mẹmà không phải là tổng của hydrocacbon lỏng và khí ;

(4.2)

- Chỉ số sản phẩm: hay còn gọi là hệ số chuyển đổi hydrocarbon cơ bản sanghydrocarbon di cư, từ đó xác định được mức độ của đới chứa sản phẩm

(4.3)

II.2.4 Phương pháp đo phản xạ vitrinite R O (%):

Phương pháp đo phản xạ Vitrinite được thực hiện trên kính hiển vi phản xạ LEITZ.Lấy 10 – 20 g đá nghiền nhỏ, sau đó loại carbonate bằng axit HCl và loại silicate bằng HF.Mảnh vitrinite có mặt trong kerogene được thu hồi và đút trong một khối nhựa trong suốt,sau đó được mài phẳng và soi dưới kính hiển vi để tìm các hạt vitrinite đẳng thước dưới ánhsáng phản xạ Mỗi mẫu đo trên 50 mảnh vitrinite và cần loại trừ giá trị ngoại lai để nhậnđược giá trị phổ biến và đại diện cho mẫu nghiên cứu

II.2.5 Phương pháp phát quang

Phương pháp này dựa trên cường độ phát quang của vật chất hữu cơ dưới đèn huỳnhquang (bitum) Cường độ phát quang khác nhau cho biết hàm lượng khác nhau của bitum

Nhược điểm: không phản ánh đúng hàm lượng của bitum có nhiều thành phần axit vìthành phần axit của bitum kém phát quang

Ứng dụng: phương pháp này chỉ có tính chất định tính, nhanh chóng cho kết quả vềđới chứa vật liệu hữu cơ hay dầu phong phú Người ta sử dụng phương pháp này để xácđịnh hàng loạt mẫu tại giếng khoan hay mẫu đất Sau đó lựa chọn những mẫu có cường độphát quang cao đem phân tích bitum hóa

II.2.6 Phương pháp xác định màu của kerogene:

Phương pháp này tiến hành giống như việc chuẩn bị mẫu của phương pháp đo độphản xạ vitrinite Kerogene thu được rửa sạch và dùng bromit kẽm làm nổi lên phía trên, thukerogene nổi Mẫu kerogene thu được soi dưới kính hiển vi đối sánh với màu chuẩn để xácđịnh độ trưởng thành Mức độ trưởng thành được biểu hiện từ màu vàng đến màu đen

Hình 7 Sự thay đổi cường độ phát quang của bitum theo các đới trưởng thành

II.2.7 Phương pháp sắc kí khối phổ:

Đây là phương pháp xác định sự hiện diện của dấu vết sinh vật đặc trưng trong cấutrúc phân tử hydrocarbon của mỗi loại vật liệu hữu cơ có nguồn gốc khác nhau Mẫu phântích sắc ký khối phổ là hydrocarbon no hoặc thơm được tách từ bitum hoặc dầu thô Trướckhi phân tích mẫu cần được lọc kỹ qua zeolite phân tử 5Å nhằm làm giàu thêm cấu tửhydrocarbon vì các biomarker có mặt trong hydrocarbon với hàm lượng rất thấp Sau đómẫu được bơm vào hệ thống GCMS (bao gồm GC – 17A nối QP 5000) được SHIMADZUhoặc HP sản xuất

Kết quả phân tích sắc ký khối phổ được ghi trên biều đồ và tính toán các biomarkertheo phần trăm cũng như mối quan hệ giữa các thành phần biomarker nhằm xác định dạngmôi trường tồn tại vật liệu hữu cơ giúp cho việc phân loại chúng dễ dàng Đồng thời từ các

dạng phân bố biomarker có thể gián tiếp xác định mức độ trưởng thành vật liệu hữu cơ củađá mẹ.

II.2.8 Phương pháp thời nhiệt TTI

Phương pháp thời nhiệt Lopantin dựa trên các mô phỏng địa chất và các phản ứngđứt mạch của hydrocarbon để khái quát hóa tốc độ sụt lún – nén ép cũng như tốc độ nâng –bóc mòn Phương pháp này đưa ra các nhận định về phản ứng hóa học nhằm đơn giản hóacác dạng năng lượng hoạt động Cơ sở lý thuyết để xác định giá trị TTI

Thời Gian Trưởng Thành = Hệ Số Khoảng Thời Gian  Hệ Số Thời Nhiệt

Hệ số thời gian được xác định theo đơn vị triệu năm, trong suốt giai đoạn đó một đơnvị vật chất lắng đọng sẽ được chôn vùi trong một khoảng nhiệt độ là 10OC Hệ số nhiệt độ sẽtăng gấp đôi ứng với mỗi khoảng tăng 10OC theo giá trị gradient địa nhiệt.Mức độ trưởngthành đạt được của một đơn vị vật chất lắng đọng tại bất kì điểm nào trong lịch sử chôn vùilà tổng cộng tất cả các giá trị thời nhiệt TTI từ vị trí chôn vùi ban đầu đến thời điểm đangxét

Quá trình trưởng thành = TTI1 + TTI2 + TTI3 + …

Theo đó, khi mô hình hóa mức độ trưởng thành hiện tại, với tất cả các giátrị thời nhiệt TTI từ thời điểm vật chất đó được chôn vùi cho đến hiện tại đượccộng dồn Việc cộng dồn bao gồm cả những giai đoạn vật chất này bị lún chìm,chôn vùi tĩnh hay kiến tạo nâng Thông thường, mức độ trưởng thành biến đổithẳng đứng theo thời gian chôn vùi, ngay cả khi sự sụt lún đã ngừng hay kiếntạo nâng đang hoạt động Dù vậy, tốc độ hoạt động này biểu hiện dưới dạngcửa sổ tạo dầu và phụ thuộc chủ yếu vào thời gian chôn vùi Công thức tổngquát:

(4.4)

Một thang tỉ lệ được xây dựng để chuyển đổi giá trị thời khoảng TTI cộng dồn thànhmức độ trưởng thành Giai đoạn trưởng thành nhiệt chủ yếu được xem như đã bắt đầu tạiđiểm giá trị TTI là 15 Đỉnh tạo dầu xuất hiện gần điểm TTI là 50 và cửa sổ tạo dầu kết thúckhoảng 180

r n Khoảng nhiệt độ Khoảng thời gian tăng 10 O C ΔT TTI