Khóa luận Phân tích số liệu địa hóa các giếng khoan thuộc lô 15.1 và 15.2 với tầng đá mẹ Oligocene thượng của bồn trũng Cửu Long

Sườn Đông Nam của võng sụp có độ dốc lớn đến 40 – 50o, đá móng nhô cao đến độ sâu 1500m Bồn trũng Cửu Long trải qua các hình thái phát triển bồn khác nhau như : bồntrũng oằn võng trước O

CHƯƠNG I : KHÁI QUÁT VỀ ĐẶC ĐIỂM ĐIẠ CHẤT BỒN TRŨNG CỬU LONG

I VỊ TRÍ ĐIẠ LY Ù :

Bồn trũng Cửu Long nằm ở phiá Đông Bắc thềm lục điạ Việt Nam, có toạ độđiạ lý : nằm giữa 9o-11o vĩ độ Bắc, 106o30’ kinh độ Đông Kéo dài dọc bờ biểnPhan Thiết đến sông Hậu (hình 1)

Bồn trũng Cửu Long có diện tích 56.000 km2 bao gồm các lô 01, 02, 09, 15-1,15-2, 16 và 17 Bồn trũng được giới hạn bởi đới nâng Côn Sơn ở phía Đông Nam.Phía Tây Nam được ngăn cách với bể trầm tích vịnh Thái Lan bởi khối nâng Korat.Phía Tây Bắc nằm trên phần rìa của địa khối Kontum Bồn trũng Cửu Long gồm 2phần : phần biển và một phần nhỏ ở đồng bằng sông Cửu long

II LỊCH SỬ NGHIÊN CỨU BỒN TRŨNG CỬU LONG :

Lịch sử nghiên cứu bồn trũng Cửu Long được chia làm 4 giai đoạn :

1. Giai đoạn trước năm 1975 :

Đây là thời gian hoạt động ồ ạt của các công ty với mục đích là khảo sáttiềm năng dầu khí trên diện khu vực bằng các phương pháp điạ vật lý : từ hàngkhông, trọng lực và điạ chấn để chuẩn bị cho công tác đấu thầu các lô

Năm 1967 : U.S Nauy Oceanographic Office tiến hành khảo sát từ hàngkhông gần khắp lãnh thổ Việt Nam

Năm 1967-1968 : hai tàu Ruth và Santa Maria của Alping GeophysicalCorporation đã tiến hành đo 19500 km tuyến điạ chấn ở phía Nam biển Đôngtrong đó có tuyến cắt qua bể Cửu Long

Năm 1969 : công ty Ray Geophysical Mandreel đã tiến hành đo điạ vật lýbằng tàu N.V.Robray I ở vùng thềm lục điạ miền Nam và vùng phiá Nam BiểnĐông với tổng số 3482 km trong đó có tuyến cắt qua bể Cửu Long

Đầu năm 1970 công ty Ray Geophysical Mandreel lại tiến hành đo đợt hai ởNam biển Đông và dọc bờ biển 8639 km với mạng lưới 30kmx50km Kết hợpcác phương pháp từ, trọng lực và hàng không trong đó có tuyến cắt qua bể CửuLong

Năm 1973, xuất hiện các công ty tư bản đấu thầu trên các lô được phân chia

ở thềm lục điạ Nam Việt Nam, cũng trong thời gian này các công ty trúng thầuđã tiến hành khảo sát địa chấn phản xạ trên các lô và các diện tích có triểnvọng Những kết quả nghiên cứu điạ vật lý đã khẳng định khả năng có dầu củabồn trũng Cửu Long

Từ năm 1973 – 1974, đấu thầu trên 11 lô, trong đó có 3 lô thuộc bể CửuLong : 09, 15, 16 Công ty trúng thầu lô 09 là Mobil, đã tiến hành khảo sát điạvật lý chủ yếu là điạ chấn phản xạ, có từ và trọng lực với khối lượng là 3000

km tuyến

Vào cuối 1974 đầu 1975, công ty Mobil đã khoan giếng khoan tìm kiếm đầutiên trong bồn trũng Cửu Long, BH – 1X, ở phần đỉnh của cấu tạo Bạch Hổ.Giếng khoan này gặp dầu ở độ sâu 2755 – 2819m trong lớp cát kết tại cấu tạođứt gãy thuộc Miocene Hạ và Oligocene Lần thử vỉa thứ nhất ở độ sâu 2819mđã thu được 430 thùng dầu và 200.000 bộ khối khí ngưng tụ Lần thử vỉa thứ hai

ở độ sâu 2755m cho 2400 thùng dầu và 860.000 bộ khối khí trong ngày và đêm

2. Giai đoạn 1975 – 1980 :

Sau ngày miền Nam hoàn toàn giải phóng, tháng 11/1975 Tổng cục Dầu KhíViệt Nam (tiền thân của Petrovietnam ngày nay) quyết định thành lập Công tyDầu Khí Nam Việt Nam Công ty đã tiến hành đánh giá lại triển vọng dầu khíthềm lục địa Nam Việt Nam nói chung và từng lô nói riêng

Năm 1976, Công ty điạ vật lý CGG của Pháp khảo sát 1210,9 km theo cáccon sông của đồng bằng sông Cửu Long và vùng ven biển Vũng Tàu – CônSơn Kết quả của công tác địa chấn bước đầu đã xác lập được các mặt cắt trầmtích khu vực và phát hiện sự tồn tại của các điạ hào ở phần Tây Nam bồn CửuLong

Năm 1978, Công ty Geco (Nauy) thu hồi địa chấn 2D trên các lô 10, 09, 16,

19, 20, 21 với tổng số 11898,5km làm rõ chi tiết trên cấu tạo Bạch Hổ với mạngtuyến 2x2km và 1x1km

Trên lô 15 và cấu tạo Cửu Long (nay là mỏ Rạng Đông) Công ty Deminexvà Geco đã khảo sát 3221,7km tuyến địa chấn mạng lưới 3,5x3,5km Deminexcũng đã khoan 4 giếng trên các cấu tạo triển vọng nhất là Trà Tân (15A-1X),Sông Ba (15B-1X), Cửu Long (15C-1X) và Đồng Nai (15G-1X) song chỉ cóbiểu hiện dầu khí chứ không có dòng dầu công nghiệp

Trong thời gian này, Công ty dầu khí II (Petrovietnam II) đã xây dựng mộtsố cấu tạo theo thời gian tỉ lệ 1/200.000 cho lô 09, 10, 16 và chủ yếu xây dựngbản đồ cấu tạo địa phương tỉ lộ 1/50.000 và1/25.000 phục việc cho công tác sảnxuất

3. Giai đoạn 1980 – 1988 :

Đánh dấu giai đoạn này là sự ra đời Xí nghiệp liên doanh dầu khíVietsopetro cùng với các thành tựu của nó Vietsopetro được ra đời thông quahiệp định hữu nghị hợp tác tìm kiếm thăm dò khai thác dầu khí ở thềm lục địaNam Việt Nam và Liên Xô Việc ra đời mở ra một trang sử mới cho sự pháttriển ngành công nghiệp non trẻ dầu khí Việt Nam

Năm 1980, tàu nghiên cứu POISK (Vietsopetro) đã tiến hành khảo sát4057km tuyến điạ chấn MOP, từ và 3250km tuyến trọng lực trong phạm vi cáclô 09, 15 và 16 Kết quả là chia ra 4 loạt địa chấn C, D, E, F và xây dựng đượcmột số sơ đồ cấu tạo dị thường từ và trọng lực Bughe

Trên cơ sở tổng hợp tài liệu và các kết quả nghiên cứu trước nay,Vietsopetro đã tiến hành khoan các giếng khoan tìm kiếm trên cấu tạo Bạch Hổvà Rồng nhằm tìm kiếm thăm dò trong trầm tích tuổi Miocene và Oligocene Sựnghiên cứu này đã mang lại nhiều thành tựu lớn trong ngành công nghiệp dầukhí Việt Nam :

 Thứ nhất : phát hiện dòng dầu công nghiệp trong tầng cát Oligocenevà tầng đá móng nứt nẻ Mà quan trọng trữ lượng dầu ở mỏ Bạch Hổ bồn trũngCửu Long chủ yếu là từ đá móng nứt nẻ Đã làm biến đổi quan niệm địa chấttrong việc thăm dò tìm kiếm dầu cũng như khai thác ở bồn trũng Cửu Long nóiriêng và thềm lục địa Việt Nam nói chung

 Thứ hai : mỏ Rồng và Đại Hùng cũng đã đưa vào khai thác thươngmại (R-1X, BH-3X, BH-4X, BH-5X) mặc dù số giếng khoan thăm dò hạn chế ởcác cấu tạo Rồng, Đại Hùng, và Tam Đảo trong thời gian này

4. Giai đoạn 1989 đến nay :

Tháng 12 – 1987 “Luật đầu tư nước ngoài” và tháng 7 – 1993 “Luật dầu khíViệt Nam” ra đời đánh dấu thời kì mới trong hoạt động thăm dò, khai thác dầukhí Việt Nam

Đây là giai đoạn hoạt động dầu khí sôi nổi nhất từ trước đến nay trên thềmlục điạ Việt Nam Nhất là ở bồn trũng Cửu Long Các Công ty, Xí nghiệp trongvà ngoài nước đã đẩy mạnh công tác thăm dò, tìm kiếm, khai thác với hàng loạthợp đồng được kí kết : PSC, JOC, BGC Trong đó sự tham gia góp vốn củaPetrovietnam đã giữ 1 vị trí đáng kể và ngày một tăng lên.

Qua công tác nghiên cứu, phát triển và thực hiện địa chấn 2D (khối lượng21408km) và 3D (khối lượng 7340.6km) trên các cấu tạo triển vọng và các mỏđã phát hiện ở bồn trũng Cửu Long Đến hết 2003, tổng số giếng thăm dò, thẩmlượng, và khai thác lên đến 300 giếng Trong đó riêng Vietsopetro chiếm 70%.Bằng kết quả khoan nhiều phát hiện dầu khí đã được xác định : Rạng Đông(lô 15.2), Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng, Sư Tử Trắng (lô 15.1), Topaz North,Diamond, Pearl, Emerald, Jade (lô 01), Cá Ngừ Vàng (lô 09.2), Voi Trắng (lô16.1), Đông Rồng, Đông Nam Rồng (lô 09-1) Trong đó phát hiện 5 mỏ dầu :Bạch Hổ, Rồng (bao gồm cả Đông Rồng và Đông Nam Rồng), Rạng Đông, SưTử Đen, Ruby hiện đang được khai thác

III ĐẶC ĐIỂM KIẾN TẠO :

Quá trình hình thành Biển Đông nói chung là kết quả hoạt động mảng Ấn đụngmảng Âu - Á và hoạt động hút chìm của đới Borneo Bể trầm tích Cửu Long nóiriêng là bể tách giãn nội lục và nằm trong hàng loạt bể được hình thành trong bốicảnh kiến tạo Biển Đông Có thể khái quát lịch sử kiến tạo khu vực với 3 giai đoạnsau :

Giai đoạn 1 : giai đoạn hút chìm từ Jura muộn – Creta sớm

Giai đoạn 2 : giai đoạn chuyển tiếp từ Creta muộn - Paleocene

Giai đoạn 3 : giai đoạn căng giãn khu vực từ Eocene – hiện tại

Giai đoạn 1 và 2 đã tạo nên đai magma Giai đoạn 3 đã tạo bể trầm tích phủ chồnggối lên đai magma

1) Giai đoạn Jura muộn – Creta sớm :

Giai đoạn đầu tiên này được đánh dấu bằng xâm nhập chủ yếu Diorit (tuổituyệt đối 100 – 130 triệu năm) có thành phần hóa học vôi kiềm điển hình chođới hút chìm Sự phân bố rộng khắp các đá phun trào Andezit của hệ tầng làbiểu hiện bề mặt đặc trưng của đới hút chìm Vành đai núi cực lớn được hìnhthành chủ yếu từ các phức hệ xâm nhập và phun trào hoạt động trong thời kì lâudài Cấu trúc nén ép được phát triển cùng với hệ thống đứt gãy, khe nứt hướngBắc – Nam và Đông – Tây cũng có lẽ được hình thành trong pha này

2) Giai đoạn Creta Muộn – Paleocene :

a Creta muộn :

Giai đoạn 2 bắt đầu từ Creta muộn Các đá Granit, Microgranit và Granitphorphir giàu kali (98 triệu năm trước) và Granit hai mica (80 – 98 triệu nămtrước) cùng với các đai mạch vài phun trào Riolit đã phát triển rộng rãi Hoạtđộng magma thành phần kiềm chiếm ưu thế, cùng với sự giảm đáng kể hoạtđộng magma vôi – kiềm chứng tỏ hoạt động hút chìm đã ngừng Vào cuối phanày, phần trung tâm đai núi bắt đầu sụp lún mạnh với sự thành tạo các đứt gãycăng giãn và các đứt gãy trượt bằng đã tạo nên các cao nguyên trong trung tâmđai núi

b Paleocene :

Đới hút chìm ngừng hoạt động và dựng đứng dần vào Paleocene Làm tăngcường quá trình tách giãn trên các rìa Nam Trung Quốc và Nam Việt Nam, làmthay đổi cân bằng lực lôi kéo của quá trình căng giãn khu vực Đai núi lúc nàysụp lún Hướng tách giãn Tây Bắc – Đông Nam (vuông góc với đới hút chìm)có lẽ bắt đầu vào Paleocene Các trầm tích ngoài khơi có tuổi Eocene nhưngchủ yếu là Oligocene đã khẳng định sự tách giãn bắt đầu từ Paleocene Quátrình này là hệ quả trực tiếp của hệ thống kiến tạo trước đó và có liên quan đến

đới hút chìm mới được thành tạo ở phía Nam biển Đông cổ Đới này cắt ngangqua mảng Thái Bình Dương và hút chìm phần vỏ đại dương ở bể biển Đông cổ.Trong thời kì này, hàng loạt đứt gãy hướng Đông Bắc – Tây Nam đã đượcthành tạo do sự sụp lún mạnh và căng giãn Các đứt gãy chính là những đứt gãythuận trườn thoải, cắm về phía Đông Nam Do kết quả dịch chuyển theo các đứtgãy này mà các khối thuộc cánh treo của chúng bị phá huỷ và xoay khối mạnhmẽ.

3) Eocene – hiện tại :

a Eocene :

Eocene là thời kì khởi đầu quá trình thành tạo bể Cửu Long và Nam CônSơn do tác động của các biến cố kiến tạo nêu trên với hướng căng giãn chính làTây Bắc – Đông Nam Hướng này cũng bị làm phức tạp bởi các biến cố kiếntạo khác Các đứt gãy trượt bằng thường đồng hành với kiến tạo căng giãn vàchúng có thể hoạt động như những đứt gãy biến dạng được định hướng vuônggóc với các đứt gãy căng giãn

b Oligocene :

Trong thời kì Oligocene, đới hút chìm phía Nam bể Biển Đông cổ tiếp tụchoạt động Ứng suất căng giãn ở phía trước đới hút chìm làm đáy bể Biển Đôngcổ tách giãn theo hướng Bắc – Nam và tạo nên Biển Đông (bắt đầu từ 32 triệunăm trước) Trục tách giãn đáy biển phát triển lấn dần về Tây Nam và thay đổihướng từ Đông – Tây sang Tây Nam – Đông Bắc Khối Đông Dương tiếp tục bịđẩy trồi xuống Đông Nam và tiếp tục xoay phải Các quá trình này đã làm tăngcường các hoạt động tách giãn và đứt gãy ở bể Cửu Long Vào cuối Oligocene,phần Bắc của bể bị nén ép và gây nên nghịch đảo địa phương trong các trầmtích Oligocene cùng với một số cấu tạo lồi hình hoa

c Miocene sớm :

Tốc độ đẩy trồi xuống Đông Nam cùng với tốc độ xoay phải của khối ĐôngDương chậm lại Quá trình tách giãn đáy biển tiếp tục tạo nên lớp vỏ mới ởBiển Đông Trong khi đó phần vỏ Biển Đông cổ ở phía Nam lại bị hút chìmdưới cung đảo Kalimantan Quá trình tách giãn đáy biển theo phương Tây Bắc– Đông Nam đã nhanh chóng mở rộng xuống Tây Nam và chấm dứt vào cuốiMiocene sớm (17 triệu năm trước) do bể Biển Đông cổ ngừng hoạt động Cácquá trình này đã gây ra các hoạt động núi lửa ở một số nơi (vào khoảng 17 triệunăm trước), tái căng giãn, lún chìm ở bể Cửu Long làm cho biển tiến mạnh vàobể trong thời gian cuối Miocene sớm

d Miocene giữa :

Lún chìm khu vực tiếp tục tăng cường đã ảnh hưởng rộng lớn đến các vùngBiển Đông Vào cuối thời kì này có một pha nâng lên, đứt gãy xoay khối vàmực nước đẳng tĩnh toàn cầu thấp Ở bể Cửu Long vào thời gian này điều kiệnmôi trường lòng sông đã tái thiết lập ở phần trũng Tây Nam, còn ở phần trũngĐông Bắc là môi trường ven bờ

e Miocene muộn – hiện tại :

Thời kì Miocene muộn được đánh dấu bằng sự lún chìm mạnh ở Biển Đông.Pliocene sớm là thời gian biển tiến rộng lớn và có lẽ đây là lần đầu tiên toànbộ vùng Biển Đông nằm dưới mực nước biển Từ Miocene muộn – hiện tại, bồntrũng Cửu Long hoàn toàn nối với bồn trũng Nam Côn Sơn tạo thành một bồntrũng chung

IV ĐẶC ĐIỂM CẤU TRÚC :

Do các quá trình hoạt động kiến tạo phức tạp trên có thể chia bồn trũng CửuLong với các cấu trúc địa chất như sau :

 Võng trung tâm Cửu Long

 Gờ nâng trung tâm

 Võng trung tâm Cửu Lon g : chiếm một diện tích khá lớn ở phía Tây

Bắc lô 09 Móng sụp tới độ sâu 6.5 - 7km Trục của võng kéo dài theophương vĩ tuyến sang đến lô 16 Móng sụp tới độ sâu 6.5 – 7km

 Võng Nam Cửu Long : nằm ở lô 09 Móng sụp tới độ sâu 8km Võng

có hình ovan, trục của võng kéo dài theo phương Đông Bắc

 Gờ nâng trung tâm : ngăn cách võng trung tâm và võng Nam Cửu

Long Gờ nâng được nâng cao với độ sâu của móng khoảng 3km chạy theophương Đông Bắc – Tây Nam Đặc trưng cho phương phát triển chung củabình đồ cấu trúc bồn trũng Tại đây tập trung các mỏ dầu quan trọng nhưBạch Hổ, Rồng, Sói…

Nhìn chung bồn trũng Cửu Long là một cấu trúc sụp võng không đối xứng cóphương chính là Đông Bắc – Tây Nam Địa hình đá móng có dạng bậc thang vàthoải dần về phía lục địa Sườn Đông Nam của võng sụp có độ dốc lớn đến 40 –

50o, đá móng nhô cao đến độ sâu 1500m

Bồn trũng Cửu Long trải qua các hình thái phát triển bồn khác nhau như : bồntrũng oằn võng (trước Oligocene), bỗn trũng kiểu rift (trong Oligocene), bồntrũng oằn võng (trong Miocene), bồn trũng thềm lục địa (từ Pliocene đến nay).Các hình thái bồn này tương ứng với các ứng suất căng giãn vì vậy các đứt gãytrong bồn chủ yếu là các đứt gãy thuận và có thành tạo các dạng địa hào, địalũy (hình 2)

Phần lớn các đứt gãy quan trọng trong bồn trũng Cửu Long là đứt gãy thuậnkết thừa từ móng và phát triển đồng sinh với quá trình lắng đọng trầm tích Cácđứt gãy nghịch hiện diện ít do sự nén ép địa phương hoặc nén ép địa tầng.Chúng bao gồm hai hệ thống đứt gãy sâu :

 Hệ thống theo phương Tây Bắc – Đông Nam bao gồm các đứt gãylớn.

 Hệ thống theo phương đứt gãy sâu Đông Bắc – Tây Nam tồn tại ởphần biển của bồn trũng, gồm 2 đứt gãy chạy song song Đứt gãy thứ nhất chạydọc theo rìa biển, đứt gãy thứ 2 chạy dọc theo rìa Tây Bắc khối nâng Côn Sơn.Các đứt gãy này có góc cắm 10 – 15o so với phương thẳng đứng, cắm sâu tớiphần dưới lớp Bazan, hướng cắm về phía trung tâm bồn trũng Hai đứt gãy nàykhống chế phương của bồn trũng Cửu Long trong quá trình phát triển Ngoài hệthống đứt gãy sâu khu vực trong bồn trũng Cửu Long còn tồn tại các đứt gãy cóđộ kéo dài nhỏ hơn

Với các hình thái trên, bồn trũng Cửu Long được chia thành 4 yếu tố cấu trúc :

 Phụ bồn trũng Bắc Cửu Long có cấu tạo phức tạp hơn cả, bao gồmcác lô 15 – 1, 15 – 2 và phần phía Tây lô 01, 02 Các yếu tố cấu trúc chính theophương Đông Bắc – Tây Nam, còn phương Đông Tây thì ít nổi bậc hơn

 Phụ bồn trũng Tây Nam Cửu Long với các yếu tố cấu trúc chính cóhướng Đông Tây và sâu dần về phía Đông

 Phụ bồn trũng Đông Nam Cửu Long được đặc trưng bởi một máng sâucó ranh giới phía Bắc là hệ thống đứt gãy Nam Rạng Đông Ranh giới phía Tâylà hệ thống đứt gãy Bạch Hổ, phía Đông tiếp giáp với một sườn dốc của khốinâng Côn Sơn Tại đây hệ thống đứt gãy phương Đông Tây và phương Bắc Nam

ưu thế

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

V ĐẶC ĐIỂM ĐỊA TẦNG :

1) Phần đá móng trước Kainozoi :

Đá móng là đá magma toàn tinh với các đai mạch Diabaz và Phorphir BazanTrachit được đặc trưng bởi mức độ không đồng nhất cao về tính chất vật lýthạch học như đã phát hiện ở các giếng khoan lô 09 và lô 06 Đá móng ở đâybao gồm các loại Granit biotit, Granodiorit và Alamelit màu sáng, ngoài ra còncó Mozonit thạch anh, Mozodiorit thạch anh và Diorit á kiềm Các đá này tươngđương một số phức hệ của lục địa như :

 Phức hệ Hòn Khoai : được phân bố phía Bắc mỏ Bạch Hổ và dự

đoán có khả năng phân bố rộng rãi ở rìa Đông Nam của gờ trung tâm Thànhphần thạch học bao gồm Granodiorit, Granit biotit

 Phức hệ Định Quán : phân bố rộng rãi ở khu vực trung tâm mỏ Bạch

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

 Phức hệ Cà Ná : cũng tương tự phức hệ Định Quán, phân bố rộng rãi

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

Do các hoạt động kiến tạo mạnh mẽ trước và trong Kainozoi các cấu tạo bịphá hủy bởi các đứt gãy, kèm theo nứt nẻ đồng thời các hoạt động phun tràoAndezit, Bazan đưa lên thâm nhập vào một số đứt gãy và nứt nẻ Tùy theo từngkhu vực đá khác nhau mà chúng bị nứt nẻ, phong hoá ở các mức độ khác nhau.Đá móng bị biến đổi bởi quá trình biến đổi thứ sinh ở những mức độ khácnhau Trong số những khoáng vật biến đổi thứ sinh thì phát triển nhất là canxit,zeolit, kaolinit.

Tuổi tuyệt đối của đá móng kết tinh thay đổi từ 245 triệu năm đến 89 triệunăm Granit tuổi Creta có hang hốc và nứt nẻ cao, góp phần thuận lợi cho việcdịch chuyển và tích thụ dầu trong đá móng

2. Các trầm tích Kainozoi :

(tham khảo hình cột địa tầng tổng hợp bồn trũng Cửu Long – hình 3)

a) Các thành tạo trầm tích Paleogene :

 Trầm tích Eocene :

Với tầng cuội, sạn sỏi, cát, xen lẫn với những lớp sét dày được thấy ở giếngkhoan Cửu Long Cuội có kích thươc lớn hơn 10cm Thành phần bao gồm :Granit, Andesit, Gabro, tẩm sét đen Chúng đặc trưng cho trầm tích Molas đượctích tụ trong điều kiện dòng chảy mạnh, đôi chỗ rất gần nguồn cung cấp Trongtrầm tích này nghèo hóa thạch Các thành tạo này chỉ gặp ở một số giếng khoan

ở ngoài khơi bể Cửu Long, tuy nhiên có sự chuyển tướng cũng như môi trườngthành tạo

 Trầm tích Oligocene :

Theo kết quả nghiên cứu địa chấn, thạch học, địa tầng cho thấy trầm tíchOligocene của bồn trũng Cửu Long được thành tạo bởi sự lấp nay địa hình cổ,bao gồm các trầm tích lục nguyên sông hồ, đầm lầy, trầm tích ven biển, chúngphủ bất chỉnh hợp lên móng trước Kainozoi, ở khu vực trung tâm của bồn trũng

có trầm tích Oligocene được phủ bất chỉnh hợp lên các loạt trầm tích tuổiEocene

Trầm tích Oligocene được chia thành 2 : điệp Trà Cú – Oligocene hạ và điệpTrà Tân – Oligocene thượng

 Trầm tích Oligocene hạ – điệp Trà Cú (E 3 1 tc)

Bao gồm các tập sét kết màu đen, xen kẽ với các lớp cát mịn đến trungbình, độ lựa chọn tốt gắn kết chủ yếu bởi xi măng kaolinit, lắng đọng trongmôi trường sông hồ, đầm lầy hoặc châu thổ Phần bên trên của trầm tíchOligocene hạ là lớp sét dày Trên các địa hình nâng cổ thường không gặphoặc chỉ gặp các lớp sét mỏng thuộc phần trên của Oligocene hạ Chiều dàycủa điệp biến đổi từ 0 – 3500m

 Trầm tích Oligocene thượng – điệp Trà Tân (E 3 2 tt)

Gồm các trầm tích sông hồ, đầm lầy và biển nông Ngoài ra vàoOligocene thượng bồn trũng Cửu Long còn chịu ảnh hưởng của các pha hoạtđộng magma với sự có mặt ở đây các thân đá phun trào Bazan, Andesit.Phần bên dưới của trầm tích Oligocene thượng bao gồm xen kẽ các lớp cátkết hạt mịn và trung, các lớp sét và các tập đá phun trào Bên trên đặc trưngbằng các lớp sét đen dày Ở khu vực đới nâng Côn Sơn, phần trên của mặtcắt tỉ lệ cát nhiều hơn Chiều dày điệp này biến đổi từ 100 – 1000m

b) Các thành tạo trầm tích Neogene :

 Trầm tích Miocene hạ – điệp Bạch Hổ (N 1 1 bh) :

Trầm tích Bạch Hổ bắt gặp trong hầu hết giếng khoan đã được khoan ở bồntrũng Cửu Long Trầm tích điệp này nằm bất chỉnh hợp trên các trầm tích cổhơn Bề mặt của bất chỉnh hợp được phản xạ khá tốt trên các mặt địa chấn Đâylà bề mặt bất chỉnh hợp quan trọng nhất trong địa tầng Kainozoi Dựa trên tàiliệu thạch học, cổ sinh, địa vật lý, điệp này được chia thành 3 phụ điệp

 Phụ điệp Bạch Hổ dưới (N 1 1 bh 1)

Trầm tích của phụ điệp này gồm các lớp cát kết lẫn với các lớp sét kếtvà bột kết Càng gần với phần trên của phụ điệp khuynh hướng cát hạt thôcàng rõ Cát kết thạch anh màu xám sáng, hạt độ từ nhỏ đến trung bình, độlựa chọn trung bình, được gắn kết chủ yếu bằng xi măng sét, kaolinit, lẫn với

ít cacbonat Bột kết màu từ xám đến nâu, xanh đến xanh sẫm, trong phầndưới chứa nhiều sét Trong phần rìa của bồn trũng Cửu Long, cát chiếm mộtphần lớn (60%) và giảm dần ở trung tâm bồn trũng

 Phụ điệp Bạch Hổ giữa (N 1 1 bh 2)

Phần dưới của phụ điệp này là những lớp cát hạt nhỏ lẫn với những lớpbột rất mỏng Phần trên chủ yếu là sét kết và bột kết, đôi chỗ gặp vết thanvà glauconite

 Phụ điệp Bạch Hổ trên (N 1 1 bh 3)

Nằm chỉnh hợp trên các trầm tích phụ điệp Bạch Hổ giữa Chủ yếu là sétkết xanh xám, xám sáng Phần trên cùng của mặt cắt là tầng sét kết Rotalitcó chiều dày 30 – 300m, chủ yếu trong khoảng 50 – 100m, là tầng chắn khuvực tốt cho toàn bể

Trầm tích điệp Bạch Hổ rất giàu bào tử Magnastriatites howardi và phấnShorae Trầm tích của điệp có chiều dày biến đổi từ 500 – 1250m, đượcthành tạo trong điều kiện nông và ven bờ

 Trầm tích Miocene trung – điệp Côn Sơn (N 1 2 cs)

Trầm tích điệp này phủ rất chỉnh hợp trên trầm tích Miocene hạ, baogồm sự xen kẽ giữa cát tập cát dày gắn kết kém với các lớp sét vôi màuxanh sẫm, đôi chỗ gặp các lớp than

 Trầm tích Miocene thượng – điệp Đồng Nai (N 1 3 đn)

Trầm tích được phân bố rộng rãi trên toàn bộ bồn Cửu Long và một phầncủa đồng bằng sông Cửu Long trong giếng khoan Cửu Long 1 Trầm tích củađiệp này nằm bất chỉnh hợp trên trầm tích điệp Côn Sơn Trầm tích phầndưới gồm những lớp cát xen lẫn những lớp sét mỏng, đôi chỗ lẫn với cuội,

sạn kích thướt nhỏ Các thành phần chủ yếu là thạch anh, một ít những mảnhđá biến chất, tuff và những thể pyrite Trong sét đôi chỗ gặp than nâu hoặcbột xám sáng Phần trên là cát thạch anh với kích thước lớn, độ chọn lọckém, hạt sắc cạnh Trong cát gặp nhiều mảnh hóa thạch sinh vật, glauconite,than và đôi khi cả tuff.

 Trầm tích Pliocene – Đệ Tứ – điệp Biển Đông (N2 –

Qbđ)

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

CHƯƠNG II : CƠ SỞ ĐỊA HÓA HỮU CƠ TRONG NGHIÊN CỨU ĐÁ MẸ

I ĐÁ MẸ :

1) Khái niệm :

Đá mẹ là loại đá có thành phần thạch học mịn hạt chứa phong phú vật liệuhữu cơ và được chôn vùi trong điều kiện thuận lợi (khử và nghèo oxy) cũng nhưcó bề dày thích hợp (trên 100m) Theo định nghĩa này thì đá mẹ có ba loại :

 Đá sét : hạt mịn, được thành tạo trong môi trường nước

yên tĩnh và là môi trường khử do đó thuận lợi cho sự lắng đọng và tích tụ vậtchất hữu cơ tạo dầu khí

 Đá silic : là loại do sự lắng đọng của sét silic ở nơi phát

triển diatom và radiolaria (trùng tia) với những thành hệ trầm tích biển sâucó khả năng tạo dầu

 Đá Cacbonat : liên quan tới bùn vôi, sau khi giải phóng

nước tạo thành sét vôi và các ám tiêu san hô chứa nhiều vật liệu hữu cơ Ngoài ra còn có khái niệm khác : đá mẹ là loại đá đã tích lũy đầy đủ vậtchất hữu cơ Đã sinh và đẩy dầu khí với số lượng thương mại Có thể phân cấpđá mẹ như sau :

 Đá mẹ tiềm tàng : là loại đá vẫn còn được che đậy với trình độ khoa học

kĩ thuật hiện tại chưa khám phá và khai thác được

 Đá mẹ tiềm năng : là loại đá có khả năng sinh dầu khí nhưng chưa đủtrưởng thành về nhiệt độ

 Đá mẹ hoạt động : là loại đá có khả năng sinh dầu khí

 Đá mẹ không hoạt động : là loại đá vì lý do nào đó không sinh ra dầukhí

2) Số lượng vật chất hữu cơ :

Theo tiêu chuẩn địa hóa hữu cơ thì đá mẹ phải chứa một lượng vật chấthữu cơ nào đó và trong các điều kiện biến chất khác nhau chúng sản sinh racác sản phẩm hữu cơ tương ứng Mỗi giai đoạn biến chất sẽ có lượng vật liệuhữu cơ hòa tan trong dung môi hữu cơ (Bitum) và phần còn lại không hòa tantrong dung môi hữu cơ hay còn gọi là Kerogen

Trong địa hóa hữu cơ chỉ tiêu điềm chỉ cho lượng vật chất hữu cơ có trongđá mẹ gọi là %TOC (%Total Organic Carbon - % tổng hàm lượng hữu cơcarbon) Chỉ tiêu này đánh giá đá mẹ với tiêu chuẩn sau :

 Đối với đá mẹ là đá sét : TOC% = 0,5 – 2%, dưới 0,5% không là đámẹ

 Đối với đá mẹ là đá cacbonat : TOC% ≥ 0,25%, dưới 0,25% không làđá mẹ

3) Loại vật chất hữu cơ :

Chất lượng vật chất hữu cơ căn cứ trên loại vật liệu hữu cơ Mà sinh vậtlà yếu tố chính để phân loại vật liệu hữu cơ Dựa trên nguồn gốc cũng như môitrường sống của chúng thì có 2 loại vật liệu hữu cơ :

 Sapropel : là loại vật liệu được cung cấp từ vi sinh vật

(phytonplankton, zooplankton), vi khuẩn và tảo sống trong môi trường nước.Loại vật liệu này vô định hình do cấu tạo kém bền vững

 Humic : là loại vật liệu được cung cấp từ thực vật bậc cao trên cạn,

có cấu trúc do có cấu tạo bền vững

Thêm vào đó là loại thành phần hóa học hữu cơ có trong cả Sapropel vàHumic cũng là một trong các chỉ tiêu đánh giá chất lượng vật liệu hữu cơ(bảng 1) Thường căn cứ vào 4 loại phổ biến tạo dầu khí : Lipits, Proteins,Carbohydrates và Lignin :

 Lipits : là loại vật chất hữu cơ không tan trong nước Bao gồm các chất

béo như mỡ động vật, dầu thực vật, và sáp (lá cây) Các chất béo được tậndụng trong nguồn năng lượng dự trữ của sinh vật Còn sáp thì được tạo ravới chức năng bảo vệ (điển hình ở lá cây) Lipit còn là vật liệu chủ yếu tạodầu

 Proteins : là những polymer có độ trật tự cao được thành tạo từ

những amino axit riêng lẻ Và chứa hầu hết hợp phần Nitơ trong sinh vật.Proteins cấu thành nhiều loại vật liệu khác nhau như sợi cơ, tơ, xốp của sinhvật Đặc biệt quan trọng trong các chu trình sinh khoáng hóa như thành tạovỏ sò chẳng hạn Proteins chiếm 50% trọng lượng khô của động vật Chúnglà nguồn vật liệu chủ yếu tạo dầu - khí

 Carbohydrates : là những polymer của monosaccarit có công thức

công bản là Cn(H2O)n hay còn gọi là các phân tử đường và polymer hữu cơ.Đó là thành phần phong phú nhất trong động vật và thực vật Chúng lànguồn năng lượng và thành tạo các mô thứ yếu của thực vật và một số độngvật Carbohydrates là nguồn vật liệu chủ yếu tạo khí – than

 Lignin : là polyphenol được tạo nên từ các phức chất có cấu trúc

phức tạp, bền vững hơn cellulose, do trong cấu trúc của chúng có chứa cácvòng aromatic, rất phổ biến trong các mô thực vật cũng như cấu thành cácsợi quang học ở thực vật Chúng là nguồn vật liệu cơ bản tạo than

Bảng 1 : hợp chất hữu cơ trong sinh vật.

Các hợp chất hữu cơ Lipits, Proteins, Carbohydrates và Lignin đượcchuyển hóa thành các sản phẩm hữu cơ trong các quá trình trưởng thành Sảnphẩm hữu cơ tan trong dung môi hữu cơ gọi là Bitum chiếm 10% trong vật liệuhữu cơ chuyển hóa Phần còn lại là sản phẩm hữu cơ không tan trong dung môihữu cơ còn gọi là Kerogen Đây cũng chính là tiền thân của dầu khí

Dưới kính hiển vi, Kerogen là những mảnh vụn hữu cơ Một vài mảnh vụnthì có kiến trúc Những mảnh vụn có kiến trúc xuất phát từ thực vật như mô, bàotử phấn và tảo chúng được nhóm với nhau tạo thành một đơn vị sinh học gọi làmaceral Chính các maceral này quyết định loại Kerogen hay nói cách khácchính là định chất lượng vật liệu hữu cơ

Có 3 nhóm maceral quan trọng : Vitrinite, Exinite, Inertinite

 Vitrinite : là loại maceral ưu thế trong nhiều Kerogen và là thànhphần chính của than đá Nó có nguồn gốc hoàn toàn từ mô gỗ (Lignin) vàthực vật trên cạn cấp cao

 Exinite : là loại maceral dẫn xuất từ tảo, bào tử phấn, phấn hoa vàsáp lá cây Exinite thường không chiếm nhiều phần trăm, nhưng nếu cóthì thường liên quan đến môi trường đầm hồ và biển nông

 Inertinite : là loại maceral có nhiều nguồn gốc khác nhau và bịoxy hóa trước khi trầm tủa Nó là thành phần chính trong than củi.Inertinite thường chiếm số lượng thứ yếu trong Kerogen và phong phú chỉkhi vật liệu hữu cơ tái sinh nhiều lần

Thành phần còn lại của Kerogen là các mảnh vụn vô định hình dẫn xuất từđộng vật Chúng dễ bị phá huỷ cơ học và biến đổi hóa học do vi khuẩn và nấm

Do vậy, các mảnh vụn vô định hình dễ tạo dầu hơn các maceral có kiến trúcbền vững Vật chất vô định hình này cũng có mặt trong nhóm Exinite của cácmaceral

4) Chất lượng vật chất hữu cơ :

Khi nói đến chất lượng vật chất hữu cơ thì cần quan tâm đến loại vật liệuhữu cơ như đã trình bày ở trên Mức độ sinh Hydrocacbon, và loại Hydrocacbonlà vấn đề chính trong định chất lượng vật chất hữu cơ

Căn cứ vào số lượng các maceral và các mảnh vụn vô định hình trongKerogen quyết định khả năng tạo Hydrocacbon :

 Kerogen có khuynh hướng tạo dầu tốt chứa 65% Exinite và mảnhvụn vô định hình

 Kerogen có khuynh hướng tạo khí lỏng và condensat chứa 35 –65% Exinite và mảnh vụn vô định hình

 Nếu Exinite và mảnh vụn vô định hình ít hơn 35% thì có 2 trườnghợp

 Vitrinite chiếm ưu thế : tạo khí khô

 Inertinite chiếm ưu thế : không tạo dầu

Các hợp phần Kerogen bị khống chế bởi loại maceral và nguồn gốcpolymer sinh học hay hợp chất hữu cơ Mà dầu khí được thành tạo từ các loạiKerogen Đặc trưng cho sự hiện diện các loại Kerogen thường được biểu diễnbằng biểu đồ tỉ số giữa các nguyên tử H/C và O/C (bảng 2 và biểu đồ 1)

Từ các loại Maceral và vật chất vô định hình cũng như nguồn gốc vật liệu,Kerogen được chia làm 4 loại theo Tissot, Bard, Espitalie,1980 :

Loại Kerogen Nguồn gốc Các hợp phần hữu

cơ

Khả năng tạo Hydrocacbon

I – Algal Môi trường tảo

biển, đầm hồ và

Các hợp phần tảocủa exinite và vài

Tạo dầu rất tốt

than tảo vật liệu hữu cơ vô

định hình giàu thànhphần Lipits

II – Mixed

Marine

Phân huỷ ở môitrường khử hầuhết ở môi trườngbiển

Các mảnh vụn vôđịnh hình chủ yếu từphytoplankton,

zooplankton, và sinhvật bậc cao

Tạo dầu tốt

III – Coaly

Các mảnh vụntrên cạn (lục địa)(gỗ, nhựa và môthực vật)

Hầu hết từ nhómVitrinite, một vài từnhóm Exinite (khôngphải tảo) và sảnphẩm phân huỷ vôđịnh hình

Chủ yếu sinhkhí

IV – Inert (trơ)

Than củi hóathạch, và vật liệuoxi hóa từ thựcvật trên cạn (lụcđịa)

Inertinite, và một vàisản phẩm phân huỷ Tổ phần trơkhông sinh

dầu, sinh khírất ít

5 Độ trưởng thành vật liệu hữu cơ :

Sau khi vật liệu hữu cơ bị vùi lấp dưới sâu, chúng vẫn tiếp tục quá trìnhchuyển hóa để biến thành dầu – khí Đây là quá trình lâu dài, vì để bước vàogiai đoạn thành tạo dầu – khí phải có những nhiệt độ cũng như độ sâu thích hợpcho từng giai đoạn Quá trình này rất quan trọng nó quyết định tạo nên các sảnphẩm dầu – khí, được chia làm 3 giai đoạn :

a) Giai đoạn chưa trưởng thành – Diagenesis :

Trầm tích lắng đọng trong môi trường nước, lượng nước lớn (độ rỗngkhoảng 80% trong sét ở độ sâu 5m, tức nước chiếm 60% trọng lượng toàn bộtrầm tích) Độ sâu chôn vùi trong giai đoạn này khoảng vài trăm mét

Giai đoạn này ưu thế không phải là ở áp suất và nhiệt độ mà là hoạt độngdữ dội của vi sinh vật cùng phân hủy vật chất hữu cơ Trong đó có nhóm vi sinhvật phân huỷ vật chất hữu cơ ưa khí thì tồn tại trên lớp trên cùng của trầm tích

Nhóm vi sinh vật kị khí khử Sulfat để lấy Oxi cho hoạt động sống của chúng.Đồng thời chúng cũng sinh ra các sản phẩm hóa học CO2, H2O, CH4, NH3.

Hai nhóm vi sinh vật này sau khi chết góp phần cùng sinh khối làm giàuLipits cho vật chất hữu cơ Do đó ở sinh khối nghèo Lipits cũng có khả năng tạodầu

Với tích tụ hàng loạt vật chất hữu cơ thông qua các phản ứng hóa học thìvật chất hữu cơ sẽ chuyển thành Axit Humic Dưới dạng Axit Humic tập trungsẽ biến thành than theo độ sâu tăng dần (từ than nâu mềm  than nâu cứng than đá) Còn dưới dạng phân tán các Axit Humic sẽ chuyển hoá thành dầu

Ở cuối giai đoạn Diagenesis xảy quá trình trùng ngưng vật chất hữu cơban đầu và vật chất hữu cơ do vi sinh vật tạo ra thành phân tử lớn hơn gọi làGeopolyme, sau đó biến thành Kerogen

b) Giai đoạn trưởng thành – Catagenesis :

Quá trình lắng đọng trầm tích bên trên sẽ làm trầm tích bên dưới lún sâuhơn có thể đạt tới 300m-1000m chuyển sang giai đoạn Catagenesis, sâu hơn cóthể đạt tới 2000m Nhiệt độ có thể đạt được 50 - 150oC Áp suất khoảng 300 –

1000 hoặc 1500 bar

Ở độ sâu này, có sự biến đổi nhiệt độ và áp suất đáng kể trong lúc hoạtđộng của sinh vật hầu như bị ngưng lại, chúng bị thu hẹp lại thành các bào tửngưng hoạt động Vật chất hữu cơ trong giai đoạn này biến đổi mạnh Qua tiếnhóa từ Kerogen sẽ chuyển thành dầu khí

Đặc trưng cho giai đoạn này là vật chất hữu cơ biến đổi mạnh mẽ thànhcác cao phân tử và quá trình cracking các cao phân tử này Nên vào đầu giaiđoạn một lượng dầu nhỏ được sinh ra sau đó chuyển dần sang pha khí ướt lànhững khí có trị số Carbon >2 (C2+)

Cuối giai đoạn Catagenesis, nhiệt độ và áp suất lớn quá trình cracking xảy

ra mạnh mẽ và dầu bắt đầu chuyển sang pha khí Nhưng quá trình dầu chuyểnsang pha khí không chiếm ưu thế trong cả giai đoạn Catagenesis

Giai đoạn Catagenesis còn gọi là giai đoạn chính tạo dầu hay cửa sổ tạodầu

c) Giai đoạn quá trưởng thành – Metagenesis :

Giai đoạn này nhiệt độ khoảng 180oC – 270oC xảy ra các quá trìnhcracking hoàn toàn thành CH4 Ưu thế giai đoạn này là sinh khí Cuối của giaiđoạn này khí cũng biến mất và chỉ còn lại Graphit (>270oC) Nghĩa là giai đoạncracking và biến chất mãnh liệt Do đó các nhà địa chất dầu chủ yếu nghiêncứu ở độ sâu 300 – 1000m

II CÁC PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU ĐÁ MẸ :

1 Phương Pháp LECO :

Phương pháp phân tích này dùng cho tất cả các mẫu đá cần nghiên cứu vềđá mẹ Mẫu được chọn 10 – 100 gram nghiền nhỏ qua rây 50 – 60 micro rồitiến hành loại bỏ cacbon vô cơ bằng cách tác dụng với axit clohydric (HCl) Saukhi mẫu được làm khô sẽ được đốt tự động trong lò đốt của máy LECO – 421tới 1350oC Lượng CO2 thoát ra sẽ được ghi nhận để tính tổng hàm lượngcacbon hữu cơ theo công thức sau:

100

* C

* M M

F

* st o

CO2



 đ

COZM

%TOC

2792.0F

2

CO  :hệ số chuyển đổi

Mo (g): khối lượng mẫu đá ban đầu

Mđ (g): khối lượng mẫu đá đã loại cacbonat để đưa vào lò đốt

2

CO

M (g): khối lượng mẫu chuẩn

Cst (%): hàm lượng cacbon trong mẫu chuẩn

Chỉ tiêu phân loại đá mẹ:

2 Phương Pháp Nhiệt Phân Rock – Eval (RE) :

Phương pháp này được ứng dụng trong nghiên cứu địa hóa dầu khí nhằmđánh giá tiềm năng của đá mẹ

Tiến hành nhiệt phân Rock – Eval vật chất hữu cơ, từ 80 – 100mg đá (cókhi tới 500mg) tùy mức độ phong phú vật liệu hữu cơ Tăng nhiệt độ từ thấpđến cao, ta thu được các sản phẩm sau:

+ Ở nhiệt độ thấp (khoảng 90oC) trong vòng 1-1.5 phút, được lượng khíHydrocacbon lỏng thấp phân tử (C1-C17), lượng này kí hiệu So Nhưng lượngnày rất nhỏ so với phần còn lại nên thường không xét

+ Nâng nhiệt độ lên khoảng 300oC trong 2 phút, ta thu được lượngHydrocacbon lỏng dạng dầu, kí hiệu S1 Lượng này tương đương lượng Bitumdạng dầu, là lượng Hydrocacbon tự do

+ Tăng nhiệt độ từ từ đến khoảng nhiệt độ 300 – 500oC (<600 oC), nhậnđược lượng Hydrocacbon tiềm năng (tức là lượng Hydrocacbon phản ánh tiềmnăng của đá mẹ), kí hiệu S2

+ Sau đó máy tự động giảm nhiệt độ (từ 600 oC-300 oC) Tiếp tục đốt phầnHydrocacbon còn lại ở nhiệt độ <600 oC, ta nhận được S3 là lượng CO2 đượctạo thành

Các chỉ tiêu phân tích trên RE gồm:

S1(kg/tấn đá) là lượng Hydrocacbon tự do trong đá, tức là lượngHydrocacbon sinh ra từ đá mẹ

S2(kg/tấn đá) là lượng Hydrocacbon tiềm năng trong đá, tức là lượnghydro còn lại trong đá mẹ

S1+S2(kg/tấn đá) là tổng tiềm năng của hudrocacbon trong đá mẹ

Tmax là nhiệt độ cực đại khi xác định lượng nhiệt độ S2 Tmax sẽ tăng khi độtrưởng thành nhiệt của Kerogen trong đá tăng Kết quả thực tế sự tăng độtrưởng thành trong quá trình nhiệt phân Tmax là ngày càng nhiều Bitum thànhtạo do nhiệt từ Kerogen Bởi vậy nhiệt độ ngày càng cao dần sẽ đòi hỏi đạtđến điểm cao nhất của thành tạo nhiệt S2 Nhiệt độ Tmax sẽ tiếp tục tăng chotới giai đoạn quá trưởng thành và thành tạo nhiệt của Bitum trở nên khônghiệu quả

Dữ liệu Tmax (oC)ø được so sánh với một tỉ lệ trưởng thành (hình 4) Điểnhình ở giai đoạn trưởng thành hoặc cửa sổ tạo dầu khoảng nhiệt độ từ 430 oCđến 470oC Một số nhóm địa hóa khác thì dùng giá trị Tmax ở 435oC chứng tỏmẫu thí nghiệm đang vào giai đoạn Catagenesis

Nhiệt độ Tmax từ giai đoạn cracking S2 trong quá trình nhiệt phân thựcnghiệm thường cao hơn nhiệt độ trưởng thành nhiệt của Kerogen ở tự nhiên

Do đó với phương pháp nhiệt phân, nhiệt độ cao hơn được dùng để thúc nhanhquá trình trưởng thành nhiệt

 Từ kết quả phân tích trên RE có thể tính:

(%) 10

S ) S S ( 83 0 TOC  1 2  4 với S4 là hàm lượng cacbon hữu cơ còn lại

2 1

1 S S

S PI

HI  2 (mg/g): phản ánh lượng Hydrocacbon lỏng giải phóng ra khỏiđá mẹ, được dùng xác định chất lượng đá mẹ và phân loại nguồn gốc vật chất hữu

cơ sinh dầu-khí

 Chỉ tiêu đánh giá phân loại đá mẹ (theo Hoàng Đình Tiến –Nguyễn Việt Kỳ, 2003):

S 1 (kg HC/tấn đá) Phân loại đá mẹ

S 1 +S 2 (kg HC/tấn đá) Tổng tiềm năng Hydrocacbon của đá mẹ

>12 Đá mẹ sinh dầu rất tốt

 Chỉ tiêu đánh giá sự có mặt của Hydrocacbon tại sinh hay di

cư (theo Hoàng Đình Tiến – Nguyễn Việt Kỳ, 2003):

PI= S 1 /(S 1 +S 2 ) Sự có mặt của Hydrocacbon di cư hay tại sinh

 Chỉ tiêu đánh giá mức độ trưởng thành nhiệt của đá mẹcũng như vật chất hữu cơ (theo Hoàng Đình Tiến – Nguyễn Việt Kỳ, 2003):

T max ( o C) Đánh giá độ trưởng thành của 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)

3 Phương Pháp Đo Phản Xạ Vitrinite :

Phương pháp đo phản xạ Vitrinite được thực hiện trên kính hiển vi phản xạLEITZ Lấy 10 – 20g đá nghiền nhỏ, sau đó loại cacbonat bằng acid HCl và loạisilicate bằng HF Mảnh Vitrinite có mặt trong Kerogen được thu hồi và đút trongmột khối nhựa trong suốt, sau đó được mài phẳng và soi dưới kính hiển vi để tìmcác hạt Vitrinite đẳng thước dưới ánh sáng tia tới Mỗi mẫu đo trên 50 mảnhVitrinite và cần loại trừ giá trị ngoại lai để nhận được giá trị phổ biến và đạidiện cho mẫu nghiên cứu

 Các chỉ số phản xạ của Vitrinite dùng để đánh giá sự trưởngthành nhiệt của đá mẹ:

R o (%) Đánh giá độ trưởng thành của đá mẹ

0.6 – 0.8 Đá mẹ trưởng thành (giai đoạn đầu tạo dầu)0.8 – 1.35 Đá mẹ trưởng thành muộn (sinh dầu mạnh nhất)

>1.35 Quá trưởng thành (sinh khí condensat)

4 Phương Pháp Chiết Tách Bitum :

Các hợp phần Hydrocacbon lỏng (Bitum) trong đá được chiết trongdischlormethane đun sôi trong 12 – 24 giờ trên bộ thiết bị SOXTHERM Saukhoảng thời gian trên Bitum đã được chiết ra hòa tan trong dung môi sẽ đượcthu hồi bằng cách cho bay hơi dung môi trên bộ thiết bị cất xoay Quá trình nàysẽ làm bay hơi một phần Bitum Vì vậy chỉ thu được các hợp phần Bitum cóchứa phân tử C15+ mà thôi, hỗn hợp này gọi là Hydrocacbon lỏng bao gồmHydrocacbon no – thơm – hợp phần nặng (nhựa và asphalten)

5 Phương Pháp Phát Quang :

Phương pháp này dựa vào cường độ phát quang của vật chất hữu cơ(Bitum) dưới đèn huỳnh quang Cường độ phát quang khác nhau cho biết hàmlượng khác nhau của Bitum

Nhược điểm: phương pháp này không phản ánh đúng hàm lượng của Bitumcó nhiều thành phần acid vì thành phần acid của Bitum kém phát quang

Ứng dụng: phương pháp này chỉ có tính chất định tính, nhanh chóng chokết quả về đới chứa vật chất hữu cơ hay dầu phong phú Người ta sử dụngphương pháp này để xác định hàng loạt mẫu tại các giếng khoan hay mẫu đất.Sau đó lựa chọn những mẫu có cường độ phát quang cao đem phân tích Bitumhóa

6 Phương Pháp Sắc Ký Khối Phổ :

Là phương pháp xác định sự hiện diện của dấu vết sinh vật đặc trưng trongcấu trúc phân tử Hydrocacbon của mỗi loại vật chất hữu cơ có nguồn gốc khácnhau Mẫu phân tích sắc ký khối phổ là Hydrocacbon no hoặc thơm được tách từBitum hoặc dầu thô Trước khi phân tích mẫu cần được lọc kỹ qua Zeolit phân tử5Ao nhằm làm giàu thêm các cấu tử Hydrocacbon vì các biomarker có mặt trongHydrocacbon với hàm lượng thấp Sau đó mẫu được bơm vào hệ thống GCMS(bao gồm GC – 17A nối QP 5000) được Shimadzu hoặc HP sản xuất.

Kết quả phân tích sắc ký khối phổ được ghi trên bản đồ và tính toán cácbiomarker theo phần trăm cũng như mối quan hệ giữa các thành phần biomarkernhằm xác định dạng môi trường tồn tại vật chất hữu cơ giúp việc phân loạichúng dễ dàng Đồng thời phân bố biomarker có thể gián tiếp xác định mức độtrưởng thành vật chất hữu cơ của đá mẹ

7 Phương pháp xác định màu Kerogen :

Phương pháp này được tiến hành gần giống như việc chuẩn bị mẫu củaphương pháp đo phản xạ Vitrinite Kerogen thu được được rửa sạch và dùngbromit kẽm làm nổi lên phía trên, thu Kerogen nổi Mẫu Kerogen thu được soidưới kính hiển vi, đối sánh với bảng màu chuẩn để xác định độ trưởng thành củaKerogen Độ trưởng thành được biểu hiện từ màu vàng đến đen

8 Phương pháp sắc ký dải Hydrocacbon no, n-ankal C 15 + :

Hydrocacbon no từ phép phân tích tách thành phần nhóm của Bitum hoặcdầu thô đem phân tích trên cột mao quản của máy sắc ký khí GC-14B hay HP-

6980 Nhờ sự hỗ trợ của khí trơ, các phân tử Hydrocacbon lần lượt xuất hiện vàđược ghi trên sắc đồ theo trọng lượng phân tử từ nhẹ đến nặng do các phân tử cónhiệt độ bay hơi khác nhau

Từ kết quả tính toán trên máy kèm sắc đồ ghi ta có thể tính được các thôngsố liên quan khi đánh giá đá mẹ như quan hệ pristan (iC19) và phytan (iC20) dùng

xác định loại và môi trường lắng đọng vật chất hữu cơ Ngoài ra máy có thểphân tích thành phần Hydrocacbon thơm, asphalten và cho cả dầu thô toàn phần Tóm lại phương pháp trên dùng để xác định sự có mặt hay vắng mặt của dichỉ địa hóa Sự vắng mặt di chỉ địa hóa cho thấy các đá mẹ trưởng thành tronggiai đoạn Catagenesis muộn Còn sự có mặt chứng tỏ đá mẹ có mức độ trưởngthành rất thấp hoặc chưa trưởng thành, đồng thời cũng cho ta những cơ sở vềnguồn gốc vật chất hữu cơ sinh dầu.

Để xác định dạng môi trường lắng đọng vật chất hữu cơ người ta sử dụngthông số pristan/phytan, pristan/nC17 và phytan/nC18 từ kết quả phân tích sắc ký n-alkan Được cho dưới bảng sau :

9.

Phương pháp thời nhiệt TTI (mô hình Lopatin) :

Ngoài các phương pháp địa hóa hữu cơ tính toán độ trưởng thành của đámẹ dựa trên các mẫu thí nghiệm và số liệu phân tích Thì phương pháp Lopatincho bức tranh toàn diện về lịch sử chôn vùi của khu vực và dựa vào cách tínhtoán đới trưởng thành giúp nhà địa chất dầu xác định các đới trưởng thành của đátrầm tích dưới sâu

Điểm thuận lợi của cơ sở phương pháp này khi thiếu thốn hoặc không códữ kiện giếng khoan và có đầy đủ dữ kiện địa chấn thì việc lập lại lịch sử chônvùi khá dễ dàng và đơn giản Hai yếu tố để hình thành phương pháp này là thờigian và nhiệt độ được Lopatin phát triển 1971 Dùng để tính toán độ trưởng

Khử yếu Đồng bằng chuyển tiếp 3 - 4 2.0 - 4.5 1.25 - 1.5

Khử Ven bờ, vũng, vịnh, cửasông, nước lợ 1 - 3 1.0 – 2.0 1.0 -1.25

Khử mạnh Biển nông và sâu <1.0 <1.0 <1.0

thành nhiệt của vật liệu hữu cơ trong đá trầm tích Ông đã thành lập chỉ tiêuthời – nhiệt (Time – Temperature Index) để tính toán mức độ trưởng thành

Phương pháp Lopatin về sau được bổ sung thêm đường cong lịch sử chônvùi đã làm hoàn thiện hơn trong việc cấu kết lại cột địa tầng thời gian cũng nhưnhiệt độ chôn vùi Từ đó lập được mô hình Lopatin dùng cho việc dự đoán mứcđộ trưởng thành nhiệt đá mẹ

Như vậy trong mô hình Lopatin có 3 vấn đề chính liên quan :

 Lịch sử thời gian – nhiệt độ chôn vùi

 Đường cong lịch sử chôn vùi

 Tính toán độ trưởng thành

a) Đường cong lịch sử chôn vùi :

Đường cong lịch sử chôn vùi được thiết lập cho một vùng bằng cách vẽtừng tầng đá bị chôn vùi theo thời gian Bắt đầu là lớp đá già nhất và các tầngtrên được vẽ song song với tầng này Ví dụ là đường cong lịch sử chôn vùi đáytầng cổ nhất (móng trước Đệ Tam) của bồn trũng Mã Lay – Thổ Chu theo PhạmVăn Tiềm được thành lập theo bảng dưới đây :

(triệu năm) Tuổi (triệunăm) Bề dàytầng (m)

10 Bào mòn/ ngưng tụ nóc Miocene 0.5 10.5

9 Thành tạo tập T3, Miocene muộn 3 13.5 320

8 Bào mòn/ ngưng tụ Miocene trung 0.5 14

6 Thành tạo tập T5 Miocene sớm –

trung

4 Bào mòn/ ngưng tụ nóc synrift 0.5 24.5

3 Thành tạo tập T7 synrift

Oligocene muộn

2 Bào mòn/ ngưng tụ móng Đệ Tam 1.5 33

Giả định bề dày tầng đá móng trước Đệ Tam là 300m

Ta thấy rằng đáy tầng già nhất của bồn trũng Mã Lay – Thổ Chu có tuổi34.5 triệu năm qua thời gian chôn vùi (biểu đồ 2) , thì hiện nay đáy tầng đá nàynằm ở độ sâu 6210m Đường cong lịch sử chôn vùi được xây dựng bởi cách nốiđiểm Với điểm bắt đầu trầm tích đầu tiên (A) và điểm trầm tích của mặt đáylớp đó ở hiện tại (C) Bước tiếp theo là định vị điểm khống chế đầu tiên từ dữliệu cột địa tầng thời gian Bỏ qua các tác động nén ép, sau 1.5 triệu năm bắtđầu từ A được chôn vùi 340m – điểm B Sử dụng các điểm khống chế cho ởbảng, chúng ta có thể xây dựng biểu đồ bằng cách nối các điểm đó (14 điểm)lại.

Tất cả những tầng nông hơn và trẻ hơn sẽ có đường cong lịch sử chôn vùicủa các đoạn song song với các tầng khác Việc bỏ qua các tác động nén ép đãtạo nên yếu tạo hình học như vậy

Các đường cong lịch sử chôn vùi được căn cứ trên thông tin có giá trị nhấtđến nhà địa chất Trong nhiều trường hợp dữ liệu sinh địa tầng có giá trị vàtrầm tích khá liên tục, thì dễ dàng xây dựng các đường cong lịch sử chôn vùi vớimức độ tin cậy cao Mặc khác nếu khu vực có nhiều hoạt động kiến tạo hoặcthiếu dữ liệu sinh địa tầng thì dễ dẫn đến dự đoán sai lầm mức độ trưởng thànhcủa đá mẹ

b) Lịch sử thời gian – nhiệt độ chôn vùi :

Hai yếu tố thời gian và nhiệt độ là hai yếu tố không thể thiếu trong mô hìnhLopatin Tuy nhiên nhiệt độ là yếu tố quan trọng nhất để tính toán trong môhình Lopatin

Cần thừa nhận rằng việc gradient địa nhiệt và nhiệt độ trên mặt là hai yếutố cố định trong lịch sử của đá cũng như thừa nhận nhiệt độ bề mặt trung bìnhhằng năm trong khoảng 10 – 20oC Việc lập lại lịch sử thời gian – nhiệt độchôn vùi cũng xuất phát từ việc tính toán gradient địa nhiệt hiện tại và tính toánnhiệt độ dưới mặt bằng đo log đã giúp nhà địa chất ngoại suy ra cổ địa nhiệt(thường áp dụng tính toán với các bồn trũng Đệ Tam) Do đó chúng ta có thểxây dựng lưới nhiệt độ với các khoảng cách đẳng nhiệt bằng nhau cách nhau

10oC và song song với bề mặt trái đất (hình 5a)

Trường hợp khác, nhiệt độ bề mặt không cố định và địa nhiệt thay đổi dođáp lại quá trình nung nóng hoặc nguội lạnh Ví dụ như địa nhiệt thấp nơi tích tụtrầm tích nhanh so với trầm tích thông thường Nhiều trường hợp phức tạp do độdẫn nhiệt và khác nhau thạch học của đá Vì thế các đường đẳng nhiệt khôngsong song với bề mặt trái đất (hình 5b).

c) Tính toán sự trưởng thành :

 Mối quan hệ giữa nhiệt độ và thời gian :

Sự biến đổi vật chất hữu cơ thành Hydrocacbon phải trải qua một quá trìnhđịa chất lâu dài thông qua 2 yếu tố chính : nhiệt độ và thời gian Khi đá mẹ bịchôn vùi càng sâu thì chịu ảnh hưởng của nhiệt độ càng cao, chính cơ chế nàyđã tác động đến vật chất hữu cơ thành Hydrocacbon, dưới ảnh hưởng của nhiệt

độ tăng dần và thời gian chôn vùi Mối quan hệ giữa nhiệt độ, thời gian chuyểnhóa này có thể biểu diễn theo công thức Arrhenius :

K = Ae -E/RT

K : hằng số tốc độ phản ứng (nó liên quan với sự biến đổi của nồng độ vật chất hữu cơ tham gia phản ứng theo thời gian)

A : yếu tố tần suất (sự va đập của những phần tử để xảy ra phản ứng)

E : khả năng hoạt động của những chất tham gia phản ứng

R : hằng số khí (đối với phản ứng vừa có chất lỏng vừa có chất khí)

T : nhiệt độ, tính theo oK = 273 + oCPhương trình trên phản ánh mối quan hệ giữa nhiệt độ – thời gian và nănglượng hoạt hóa của các phần tử Từ đó, ta thấy tốc độ phản ứng phụ thuộc vàothời gian một cách tuyến tính và phụ thuộc vào nhiệt độ theo hàm số mũ

Vai trò áp suất trong quá trình biến đổi vật chất hữu cơ thành dầu xem nhưkhông quan trọng Tuy nhiên, nó trở nên quan trọng trong sự thúc đẩy phản ứngtạo khí Các yếu tố : áp suất, xúc tác, dung môi…cũng có vài ảnh hưởng đến tốcđộ phản ứng nhưng các ảnh hưởng này phụ thuộc nhiệt độ

 Tính chỉ số thời – nhiệt – TTI (Time - Temprature Index) :

Lopatin dựa vào kết quả thực nghiệm tốc độ phản ứng tăng gấp đôi khităng lên 10oC (gần bằng 16,400cal/mol), từ đó ông xác định được chỉ số nhiệtđộ – thời gian trong quá trình trưởng thành của vật chất hữu cơ Cách tính chỉsố này được gọi là chỉ số TTI – chỉ số thời – nhiệt (Time – Temprature) Mụcđích của cách tính này là xác định khoảng thời gian chôn vùi và nhiệt độ từ lúcbước vào giai đoạn trưởng thành, cũng như kết thúc giai đoạn trưởng thành củavật chất hữu cơ, khoảng này được gọi là cửa sổ tạo dầu (Oil Window) hay phatạo dầu chính Ông đã vạch ra các khoảng nhiệt độ theo từng bậc tương ứng

với các khoảng thời gian chôn vùi vật chất hữu cơ để tính toán chỉ số TTI mộtcách thuận lợi trên cơ sở phương trình Arrhenius :

TTI = T n r n

Tn : khoảng thời gian mà nhiệt độ tác động ở từng bậc phản ứng

rn : mức độ gia tăng phản ứng theo khoảng nhiệt độ (được gọi là yếu tố nhiệt độ)

Tổng độ trưởng thành đạt được ở một tầng đá bất kì là tổng độ gia tăng mức độ trưởng thành đạt được trong mỗi khoảng nhiệt độ 10oC Dựa vào phương trình Arrhenius, tốc độ phản ứng hóa học tăng gấp đôi khi tăng lên

10oC, Lopatin và Waples (người Mĩ) đều cho r = 2 Nên :

 TTI = 2 n T

Lopatin chọn quá trình biến đổi mạnh nhất là khoảng nhiệt độ 100– 110oCvới n = 0 Dưới đây là khoảng phân chia mức độ gia tăng tác động tương ứngvới từng khoảng nhiệt độ khác nhau :

Khoảng nhiệt độ ( o C) n 2 n

Như vậy dựa vào biểu đồ đường cong lịch sử chôn vùi và chỉ số TTI ta vẽđược các đới trưởng thành các tầng đá Với :

  TTI < 15 : được gọi là giai đoạn chưa trưởng thành Vật chất hữu cơchưa biến đổi thành dầu khí Tuy nhiên, đôi khi cũng có biểu hiện củaHydrocacbon lỏng

  TTI = 15 -160 : là lúc vật chất hữu cơ đã bước vào giai đoạn trưởngthành hay cửa sổ tạo dầu Trong đó :

  TTI = 75 : vật chất hữu cơ rơi vào đới tạo dầu cực đại.Hydrocacbon sinh ra với dạng lỏng

  TTI > 75 : vật chất hữu cơ tạo khí ẩm và Condensate

  TTI ≥ 160 : vật chất hữu cơ vẫn tiếp tụcchuyển hóa thành Hydrocacbon dưới dạng khí khô Đây là giai đoạn quátrưởng thành

 Lập bản đồ đẳng trị TTI và bản đồ đẳng thời gian :

 Bản đồ đẳng trị TTI là bản đồ đẳng biến đổi vật chất hữu cơ thành lập chotừng tầng đá mẹ một, thông thường chúng ta thiết lập cho tầng nóc và tầngđáy Đây là bản đồ về tình trạng hiện tại, từ đó xác định được khoảng cửa sổtạo dầu

TTI

%Ro TAI

Kết thúc sinh khí ướt 1500 2.2 3.75Kết thúc sinh khí khô 65000

 Bản đồ đẳng thời gian : để xác định quá trình hình thành và dịch chuyển củadầu – khí bước vào ngưỡng sinh dầu – sinh khí, để thiết lập phương hướngtìm kiếm thích hợp.

 Một số vấn đề trong tính toán độ trưởng thành :

Trong cách tính TTI luôn có sai số do thời gian và nhiệt độ Trong đó yếutố sai số do thời gian không ảnh hưởng lớn đến tính toán độ trưởng thành Vìtính toán tuổi đá được dựa trên cổ sinh học và đồng vị phóng xạ, nên có nhữngyếu tố khống chế tốt, đặc biệt đối với các đá Đệ Tam

Về nhiệt độ thì ngược lại, do độ nhạy của mức độ trưởng thành với nhiệtđộ là hàm số mũ Do đó sai số nhiệt độ thường rất lớn Mặt khác nhiệt độ dướisâu hiện tại rất khó đo chính xác Hầu hết được đo log nhiệt độ thì quá thấp vàcần hiệu chỉnh Thêm nữa, dù có tính chính xác nhiệt độ dưới sâu hiện tại thì cổđịa nhiệt cũng mang tính chất ngoại suy

Hầu hết các kiểu trưởng thành áp dụng tương tự nhau cho tất cả các loạiKerogen Mặc dù tính toán thực nghiệm chứng tỏ các loại Kerogen khác nhautạo Hydrocacbon ở các mức độ kiểu trưởng thành khác nhau