ĐÁNH GIÁ TRỮ LƯỢNG dầu và KHÍ hòa TAN CHO TẦNG OLIGOXEN TRÊN KHU vực NAM mỏ m, lô 09 1 THUỘC bể cửu LONG

Trong quá trình thực tập và làm khóa luận, với sự nỗ lực của bản thân và sự hướng dẫn tận tình của các thầy cô giáo trong bộ môn Địa chất Dầu khí, em đã thực hiện khóa luận với đề tài: “

KHOA ĐỊA CHẤT 

KHÓA LUẬN TỐT NGHIỆP CHUYÊN NGÀNH ĐỊA CHẤT DẦU KHÍ

ĐÁNH GIÁ TRỮ LƯỢNG DẦU

VÀ KHÍ HỊA TAN CHO TẦNG OLIGOXEN TRÊN KHU VỰC NAM

Đào tạo, được phép của bộ môn Địa chất Dầu khí – Khoa Địa Chất – Trường Đại học Khoa học Tự nhiên Thành phố Hồ Chí Minh, Liên Doanh Việt-Nga Vietsovpetro, em đã được thực tập tốt nghiệp tại phòng Địa chất mỏ thuộc Viện Nghiên cứu khoa học và Thiết kế dầu khí biển (NIPI) – Liên Doanh Việt-Nga Vietsovpetro Trong quá trình thực tập và làm khóa luận, với sự nỗ lực của bản thân và sự hướng dẫn tận tình của các thầy cô giáo trong bộ môn Địa chất Dầu

khí, em đã thực hiện khóa luận với đề tài: “Đánh giá trữ lượng dầu và khí hòa

tan cho tầng Oligoxen trên khu vực Nam mỏ M, Lô 09-1 thuộc bể Cửu Long”

Khóa luận được hoàn thành dưới sự hướng dẫn tận tình của KSC Lê Đình Lăng – Phòng Địa chất Mỏ – Viện NIPI – Liên doanh Việt-Nga Vietsovpetro

Em xin gửi lời cảm ơn chân thành nhất đến kỹ sư Lê Đình Lăng Trong quá trình hoàn thiện khóa luận, em cũng đã nhận được sự giúp đỡ và chỉ bảo của các cô chú, anh chị trong Viện NIPI, các thầy cô trong bộ môn Địa chất Dầu khí Em xin gửi lời cảm ơn và lời chúc tới tất cả các thầy cô giáo, các cô chú, anh chị và bạn bè đã quan tâm, giúp đỡ để em hoàn thành khóa luận này

Trong quá trình thực hiện đề tài, do khả năng bản thân còn có hạn nên khóa luận không thể tránh khỏi nhiều thiếu sót, em rất mong các thầy cô và các bạn đóng góp ý kiến để khóa luận được hoàn thiện hơn

Em xin chân thành cảm ơn!

TP Hồ Chí Minh, tháng 7 năm 2016

Sinh viên

Nguyễn Lữ Vân Hà

TP Hồ Chí Minh, tháng 7 năm 2016

TP Hồ Chí Minh, tháng 7 năm 2016

MỤC LỤC CHƯƠNG 1: KHÁI QUÁT ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT MỎ M, LÔ 09-1

THUỘC BỂ TRẦM TÍCH CỬU LONG 7

1.1 VỊ TRÍ ĐỊA LÝ 7

1.2 ĐẶC ĐIỂM KINH TẾ NHÂN VĂN 10

1.2.1 Kinh tế 10

1.2.2 Nhân văn 11

1.3 CÁC THÀNH TẠO ĐỊA CHẤT 11

1.3.1 Móng trước Kainozoi 12

1.3.2 Oligoxen dưới, Điệp Trà Cú (Р 3 ) 12

1.3.3 Oligoxen trên, Điệp Trà Tân (Р 3 ) 12

1.3.4 Mioxen dưới, Điệp Bạch Hổ (N 1 ) 13

1.3.5 Mioxen giữa, Điệp Côn Sơn (N 1 ) 15

1.3.6 Mioxen trên, Điệp Đồng Nai (N 1 ) 15

1.3.7 Plioxen + Đệ tứ, Điệp Biển Đông - (N 2 + Q) 15

1.4 KIẾN TẠO 17

1.4.1 Các hệ thống đứt gãy của bể Cửu Long 17

1.4.2 Phân chia, mô tả các đơn vị kiến tạo bể Cửu Long 18

1.4.3 Phân tầng cấu trúc bể Cửu Long 21

1.4.4 Đặc điểm kiến tạo mỏ M 22

1.5 HỆ THỐNG DẦU KHÍ 24

1.5.1 Biểu hiện dầu khí và các tích tụ dầu khí 24

1.5.2 Đặc điểm đá sinh 25

1.5.3 Đặc điểm đá chứa 28

1.5.4 Đặc điểm đá chắn 30

1.5.5 Di chuyển và nạp bẫy 31

1.5.6 Các vỉa sản phẩm Hydrocarbon và các kiểu bẫy 32

1.6 LỊCH SỬ NGHIÊN CỨU MỎ M, LÔ 09-1 34

CHƯƠNG 2: CƠ SỞ TÀI LIỆU VÀ PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU 35

2.1 CƠ SỞ TÀI LIỆU 35

2.1.1 Tài liệu địa chất thăm dò 35

2.1.4 Tài liệu thủy địa chất 58

2.2 PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU 60

CHƯƠNG 3: THÀNH PHẦN VÀ TÍNH CHẤT CỦA DẦU VÀ KHÍ HÒA TAN CỦA TẦNG OLIGOXEN PHÍA NAM MỎ M 62

3.1 PHƯƠNG PHÁP, ĐIỀU KIỆN LẤY MẪU VÀ NGHIÊN CỨU LƯU THỂ VỈA 62

3.2 TÍNH CHẤT DẦU TRONG ĐIỀU KIỆN VỈA 63

3.3 CÁC TÍNH CHẤT DẦU BỀ MẶT 65

3.4 ĐẶC TRƯNG HÓA LÝ CỦA KHÍ TÁCH 66

CHƯƠNG 4: TÍNH TRỮ LƯỢNG DẦU VÀ KHÍ HÒA TAN CỦA TẦNG OLIGOXEN TRÊN PHÍA NAM MỎ M LÔ 09-1 THUỘC BỂ CỬU LONG 68

4.1 PHÂN CẤP TRỮ LƯỢNG 68

4.2 BIỆN LUẬN RANH GIỚI THÂN DẦU VÀ CẤP TRỮ LƯỢNG CHO CÁC TẦNG, VỈA SẢN PHẨM 70

4.3 BIỆN LUẬN CÁC THÔNG SỐ TÍNH VÀ KẾT QUẢ TÍNH TRỮ LƯỢNG DẦU KHÍ 72

4.5 Trữ lượng thu hồi 82

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 83

TÀI LIỆU THAM KHẢO 85

TVDSS True Vertical Depth Subsea

Ppm Parts Per Milion

Psia Pounds Per Square Inch Absolute

PVT Presure – Volume – Temperature

Sw Water Saturation

PLT Production Logging Tool

IP Interactive Petrophysic

2.5 Kết quả minh giải tài liệu ĐVLGK cho trầm tích Oligoxen trên 54

2.6 Thành phần và tính chất nước vỉa Oligoxen trên 59

2.7 Các thông số nước vỉa tầng Oligoxen trên 60

3.1 Kết quả phân tích mẫu dầu vỉa tầng Oligoxen trên 64

3.2 Thành phần và tính chất của khí tách tầng Oligoxen trên 67

4.1 Thông số tính các thân dầu mỏ M 80

4.2 Kết quả tính trữ lượng dầu và khí hòa tan tầng Oligoxen trên

phía Nam mỏ M tại thời điểm 01.01.2016 81 4.3 Trữ lượng thu hồi dầu, khí tầng Oligoxen trên, phía Nam mỏ M

DANH SÁCH HÌNH ẢNH

1.1 Vị trí bể trầm tích Cửu Long 8

1.2 Vị trí lô 09-1 trong bể Cửu Long 9

1.3 Sơ đồ phân bố mỏ M bể Cửu Long 9

1.4 Cột địa tầng – thạch học tổng hợp mỏ M 16

1.5 Bản đồ đứt gãy chính bể Cửu Long 18

1.6 Sơ đồ phân vùng kiến tạo bể Cửu Long 19

1.7 Mặt cắt ngang trũng chính bể Cửu Long 21

1.8 Phản xạ vitrinit Ro (%) bể trầm tích Cửu Long 27

2.1 Mặt cắt địa chấn dọc mỏ M, qua các giếng khoan M-6X, 5X,

2.2 Mặt cắt địa chấn ngang qua các giếng khoan M-20P, 5X và 27P 38

2.3 Bản đồ cấu tạo theo tầng phản xạ SH-8 39

2.4 Bản đồ cấu tạo theo tầng phản xạ SH-7 40

2.5 Tương quan giữa các thông số vật lý đá tầng Oligoxen trên mỏ

2.6 Kết quả minh giải tài liệu ĐVLGK M-5X 55

2.7 Kết quả minh giải tài liệu ĐVLGK M-6X 56

4.1 Sơ đồ phân cấp trữ lượng 69

4.2 Bình đồ tính trữ lượng vỉa sản phẩm 28-1 73

MỞ ĐẦU

Dầu mỏ và khí thiên nhiên là một loại khoáng sản quý hiếm, không tái tạo, là nguồn năng lượng và nguyên liệu quý giá cho nhân loại nói chung và Việt Nam nói riêng Ngành công nghiệp dầu khí đã trở thành một lĩnh vực mũi nhọn và có vai trò rất quan trọng trong nền kinh tế quốc dân, hiện nay ở nước ta dầu mỏ là mặt hàng xuất khẩu hàng đầu, đóng góp khoảng ¼ tổng ngân sách nhà nước Trong những mỏ dầu khí đã và đang khai thác ở Việt Nam thì mỏ Bạch Hổ là mỏ dầu lớn nhất được phát hiện trên thềm lục địa Việt Nam do Vietsovpetro điều hành, mỏ được đưa vào khai thác từ năm 1986 Hiện nay mỏ đang ở cuối giai đoạn khai thác thứ 3 và theo dự tính đến năm 2025 thì mỏ sẽ được khai thác hết Tuy nhiên trong giai đoạn đất nước đang tiến hành công nghiệp hóa - hiện đại hóa như hiện nay thì nhu cầu về năng lượng là rất lớn, do vậy bên cạnh việc mở rộng khai thác cũng như việc gia tăng hệ số thu hồi dầu nhằm tăng sản lượng dầu thì không ngừng phải tìm kiếm thăm dò, nghiên cứu các cấu tạo mới nhằm xác định các cấu tạo có triển vọng dầu khí Công tác tìm kiếm – thăm dò dầu khí trên thềm lục địa Việt Nam ngày càng mở rộng nhất là ở bể Cửu Long, một số cấu tạo mới có triển vọng dầu khí đã được phát hiện như Mèo Trắng, Gấu Trắng, cấu tạo

M Do đó, việc nghiên cứu cấu trúc địa chất, đánh giá tiềm năng dầu khí và tính trữ lượng dầu khí của cấu tạo triển vọng là vấn đề hết sức quan trọng

Vì lí do trên em đã chọn đề tài cho khóa luận tốt nghiệp chuyên ngành địa

chất dầu khí của mình là: “Đánh giá trữ lượng dầu và khí hòa tan cho đối

tượng Oligoxen trên khu vực Nam mỏ M, Lô 09-1 thuộc bể Cửu Long”

Mục đích của khóa luận là nghiên cứu cấu trúc địa chất, xác định trữ lượng dầu khí dựa trên các tài liệu địa chấn, địa chất, kết quả thử vỉa, khảo sát PLT, minh giải tài liệu ĐVLGK, phân tích mẫu lõi và chất lưu vỉa

Cấu trúc của khóa luận bao gồm các chương mục chính sau:

Lời cảm ơn

Mục lục

Danh mục hình vẽ

Danh mục bảng biểu

Tài liệu tham khảo

Cấu trúc chi tiết được đưa ra trong phần mục lục

TP Hồ Chí Minh, ngày tháng năm 2016 Sinh viên thực hiện

Nguyễn Lữ Vân Hà

CHƯƠNG 1: KHÁI QUÁT ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT MỎ M,

LÔ 09-1 THUỘC BỂ TRẦM TÍCH CỬU LONG

Bể Cửu Long đã được đấu thầu với sự tham gia của nhiều nhà thầu khác nhau như VIETSOVPETRO, PVEP, PETRONAS, CONOCO, JVPC, riêng khu vực nghiên cứu thuộc lô 09-1 trũng chính của bể Cửu Long (Hình 1.2) do Liên doanh Việt-Nga Vietsovpetro thăm dò khai thác Trong lô 09-1 bao gồm nhiều

mỏ lớn mà tiêu biểu là mỏ Bạch Hổ và các mỏ nhỏ mới được phát hiện như Gấu Trắng, Mèo Trắng và mỏ M (Hình 1.3)

Hình 1.1 Vị trí bể trầm tích Cửu Long

Hình 1.2 Vị trí lô 09-1 trong bể Cửu Long

Hình 1.3 Sơ đồ phân bố mỏ M trong bể Cửu Long

1.2 ĐẶC ĐIỂM KINH TẾ NHÂN VĂN

1.2.1 Kinh tế

1.2.1.1 Vị trí kinh tế

Là một tỉnh nằm trong vùng kinh tế trọng điểm phía Nam, Bà Rịa – Vũng Tàu được Trung ương xác định là cửa ngõ của vùng với nhiều tiềm năng phong phú Vị trí địa lý cộng với sự ưu đãi của thiên nhiên, Bà Rịa – Vũng Tàu đã trở thành vùng kinh tế lớn của cả nước, hướng mạnh vào xuất khẩu và tiếp cận tham gia hội nhập quốc tế từ rất sớm, đóng vai trò rất quan trọng trong nền kinh tế quốc dân Chuyển dịch cơ cấu theo hướng công nghiệp – dịch vụ – nông nghiệp Đây là cơ cấu kinh tế hợp lý được giữ vững trong suốt thời gian qua, riêng ngành công nghiệp chiếm tỷ trọng 75 – 80% trong cơ cấu kinh tế chung của tỉnh

- Đời sống của nhân dân được nâng cao, ổn định sản xuất, đóng góp được nhiều cho ngân sách nhà nước Tổng vốn đầu tư trên địa bàn trong 10 năm lại đây là 31 nghìn tỷ đồng Đặc biệt 2 năm 2001 – 2002 vốn đầu tư trên địa bàn tỉnh huy động ở mức cao (năm 2001 trên khoảng 8000 tỷ đồng, năm 2002 trên 13 nghìn tỷ đồng)

Hiện nay, Bà Rịa – Vũng Tàu đóng góp 30 – 50% vào tổng ngân sách nhà nước, thu nhập GDP bình quân đầu người đạt trên 3000 USD/năm

Có thể nói thành phố là hạt nhân trong vùng kinh tế trọng điểm phía Nam và trung tâm đối với vùng Nam Bộ

1.2.2 Nhân văn

1.2.2.1 Đặc điểm dân cư

Dân số tại thời điểm điều tra năm 2000 là 821.000 người, mật độ dân số 416 người/km2, trong đó dân tập trung ở các thành phố, thị trấn là 271.549 người Mật độ trung bình: 349,8 người/km2, riêng Vũng Tàu là 912,5 người/km2 Dân tộc: Chủ yếu là người Kinh, ngoài ra có các dân tộc khác như Hoa, Châu Ro, Mường, Tày

1.2.2.2 Đời sống văn hóa xã hội

Cùng với phát triển kinh tế, các vấn đề an sinh xã hội trong vùng cũng đạt được những bước tiến đáng kể Những thành phố trẻ nhanh chóng trở thành đầu mối phát triển thương mại, dịch vụ, tài chính, xúc tiến đầu tư, khu công nghiệp

và là một trong những trung tâm chính trị, kinh tế, văn hóa, giáo dục cho các tỉnh vùng Đông Nam Bộ Về công tác giáo dục, đào tạo nguồn nhân lực đã phát triển theo chiều hướng ngày càng gia tăng, số lượng đào tạo thường năm sau cao hơn năm trước; loại hình đào tạo cũng đa dạng, cơ sở vật chất được quan tâm đầu tư

Số lượng trường đại học và cao đẳng trên địa bàn tăng nhanh theo đà phát triển kinh tế

Trong đó, thành phố Vũng Tàu có đội ngũ cán bộ khoa học kỹ thuật vừa đông về số lượng (hàng chục ngàn người), vừa được đào tạo rất đa dạng từ các nguồn khác nhau, có đủ trình độ để tiếp thu khoa học kỹ thuật tiên tiến của thế giới

1.3 CÁC THÀNH TẠO ĐỊA CHẤT

Khu vực nghiên cứu thuộc lô 09-1 nằm trong trũng chính của bể Cửu Long Địa tầng của lô cũng tương tự như của bể trầm tích Cửu Long Trên cơ sở các kết quả tài liệu minh giải địa chấn, ĐVLGK, tài liệu mẫu lõi cho thấy khu vực nghiên cứu nói riêng và bể Cửu Long nói chung gồm các phân vị địa tầng trầm tích có tuổi từ trước Kainozoi cho tới Đệ Tứ

Cột địa tầng tổng hợp mỏ M được mô tả ở hình 1.B.3, gồm các thành tạo địa

chất sau:

1.3.1 Móng trước Kainozoi

Trên bình đồ cấu trúc, mặt móng ở khu vực cấu tạo M có cấu trúc đơn nghiêng, kéo dài tuyến tính và nghiêng dần từ phía Bắc xuống phía Nam Theo tài liệu thăm dò địa chấn, mặt móng ở khu vực này chìm sâu xuống đến chiều sâu tuyệt đối (CSTĐ) 5400 m ở phía Bắc và CSTĐ 6650 m ở phía Nam và bị chia cắt bởi hai đứt gãy nghịch lớn chạy gần như song song với nhau theo phương Đông – Bắc Tại khu vực cấu tạo M chưa có giếng khoan nào được khoan vào móng

1.3.2 Oligoxen dưới, Điệp Trà Cú (Р 3 )

Trên mặt cắt địa chấn, trầm tích điệp Trà Cú nằm giữa hai tầng phản xạ SH-11 và SH-BSM Theo kết quả minh giải tài liệu địa chấn 3D, cấu tạo M có cấu trúc khép kín dạng vòm trong tầng SH-11 với kích thước khá nhỏ, chưa có giếng khoan nào khoan đến tầng Oligoxen dưới

Theo kết quả khoan ở các khu vực lân cận, các thành tạo của điệp Trà Cú chủ yếu là các tập sét argillit, bột kết và cát kết xen kẽ nhau cùng với một vài phân lớp mỏng sét vôi và than Chúng được thành tạo trong điều kiện môi trường sông hồ Trong lát cắt của điệp đôi khi bắt gặp các thành tạo có nguồn gốc núi lửa, với thành phần của chúng chủ yếu là pocfit diabaz, gabro-diabaz và tuf bazan

1.3.3 Oligoxen trên, Điệp Trà Tân (Р 3 )

Trầm tích điệp Trà Tân nằm bất chỉnh hợp lên các thành tạo của điệp Trà Cú Trên mặt cắt địa chấn, trầm tích của điệp nằm giữa hai tầng phản xạ SH-7 và SH-

11 Trầm tích của điệp chủ yếu là sự xen kẽ các lớp sét kết và bột-cát kết tướng đồng bằng châu thổ, sông hồ, bồi tích gần bờ và vũng vịnh Trầm tích điệp Trà Tân có tuổi Oligoxen muộn, được xác định theo kết quả phân tích cổ sinh các mẫu mùn khoan của giếng khoan M-1X, 5X do VPI và Viện Địa chất thực hiện

(2012, 2015) bởi lần đầu tiên xuất hiện hóa thạch Verrutricolporites

pachydermus, Cicatricosisporites dorogensis, Jussiena spp và sự phong phú các

tàn dư thực vật đặc trưng như Verrutricolporites pachydermus

Sự khác biệt của các tập sét kết điệp Trà Tân là ở chỗ chúng chứa hàm lượng vật chất hữu cơ cao, đặc biệt trong phần giữa của điệp (Tập D) Chúng đồng thời

là tầng sinh rất tốt và là tầng chắn cho các vỉa dầu khí nằm bên dưới Các vỉa cát kết trong lát cắt của điệp này nằm xen kẹp với các lớp sét argillit có tính thấm chứa khá tốt, chúng là các đối tượng tiềm năng để thăm dò dầu khí ở bể Cửu Long

Căn cứ vào thành phần thạch học, lát cắt điệp này có thể chia ra ba phần Trong phần trên của lát cắt (SH-7 đến SH-8), trầm tích chủ yếu gồm sự xen

kẽ giữa các lớp cát kết hạt mịn đến trung bình với sét kết màu nâu, nâu tối, nâu đen Theo kết quả minh giải tài liệu địa vật lý giếng khoan và thử vỉa, trong lát cắt giếng khoan đã phát hiện ra một loạt các tầng cát kết có tính thấm chứa khá tốt, đây là các đối tượng tìm kiếm dầu khí tiềm năng trong bồn trũng Cửu Long

và là các đối tượng chứa sản phẩm chính của mỏ M

Do tất cả các giếng khoan trong phạm vi cấu tạo M chỉ khoan đến tầng SH-8 nên đặc trưng địa tầng thạch học của lát cắt từ SH-8 đến SH-11 được xác định tương tự theo lát cắt của các giếng khoan ở phía Tây Bắc mỏ Bạch Hổ và giếng khoan TGT-1X ở cấu tạo Tê Giác Trắng

Theo kết quả liên kết giếng khoan, phần giữa của điệp Trà Tân (từ SH-8 đến SH-10) bao gồm chủ yếu là các tập sét dày màu đen, xám đen xen kẹp với các phân lớp mỏng bột kết và cát kết Trong lát cắt đôi chỗ còn bắt gặp các lớp mỏng

đá vôi và than nâu

Phần dưới của lát cắt (từ SH-10 đến SH-11) chủ yếu là cát kết hạt mịn đến hạt thô, màu nâu tối, hoặc nâu đen, đôi chỗ gặp các lớp cuội kết, dăm kết Cấu tạo M có cấu trúc khép kín trong tầng SH-10 theo kết quả minh giải tài liệu địa chấn 3D

1.3.4 Mioxen dưới, Điệp Bạch Hổ (N 1 )

Trầm tích điệp Bạch Hổ với tổng chiều dày khoảng 1000 – 1500 m, phát triển rộng khắp lô 09-1 và trong khu vực nghiên cứu Chúng bắt gặp trong tất cả các giếng khoan ở khu vực các cấu tạo M, Gấu Trắng, Bạch Hổ và Rồng Trầm tích của điệp phủ bất chỉnh hợp góc lên các thành tạo của điệp Trà Tân Theo tài

liệu địa chấn, lát cắt của điệp này nằm giữa các tầng phản xạ địa chấn SH-3 và SH-7

Trầm tích của điệp lắng đọng trong các điều kiện đồng bằng châu thổ (có mặt các mảnh hữu cơ loại 1 – 2), sông hồ (có mặt bào tử phấn hoa loại

Botryococcus spp, Pediastrum spp…), vũng vịnh, bồi tích biển nông gần bờ (giàu

hóa thạch của các loại tảo biển như Aptrodinium spp…) Theo kết quả phân tích

cổ sinh địa tầng các mẫu mùn khoan của giếng M-1Х, 5X trong lát cắt điệp này

chứa các hóa thạch Ammonia spp…, rất giàu hóa đá bào tử phấn loại Acrostichum

aureum, Crassoretitriletes nanhaiensis, Osmundacidites spp , do vậy trầm tích

của điệp này có tuổi Mioxen sớm

Tại khu vực cấu tạo M, chiều dày trầm tích điệp Bạch Hổ thay đổi trong khoảng từ 984 m (M-1Х) ở phía Bắc đến 1055 m (M-6X) ở phía Nam Chúng bao gồm các lớp cát kết có màu từ vàng nhạt đến nâu tối xen kẹp với các lớp sét màu xám hoặc vàng đỏ Trên cơ sở thành phần thạch học, lát cắt của điệp Bạch

Hổ được chia ra hai phần: trên và dưới

Phần dưới (SH-5 đến SH-7), theo kết quả mô tả mẫu mùn khoan và mẫu lõi, phần này chủ yếu là cát kết và bột kết xen kẹp với các lớp sét kết màu xám tối, xám đến xám vàng, xám đỏ Cát kết có màu xám sáng, hạt mịn đến trung bình, chọn lọc trung bình, bán mài mòn, gắn kết bởi xi măng sét (Hình 1.4) Theo kết quả minh giải tài liệu địa vật lý giếng khoan và thử vỉa trong lát cắt các giếng khoan phát hiện một loạt các vỉa cát kết có tính thấm chứa tốt, đây là các đối tượng tìm kiếm dầu khí tiềm năng trong bể Cửu Long và là các đối tượng chứa sản phẩm tại mỏ M

Phần trên (SH-3 đến SH-5), chủ yếu là các lớp sét dày màu xám, xám xanh xen kẹp với hàm lượng tăng dần theo chiều sâu các lớp bột kết và cát kết Tại phần trên cùng của lát cắt phân bố tập sét kết rotalit, là tập sét phân bố rộng khắp trên toàn bồn trũng Cửu Long (Hình 1.4) Theo tài liệu địa vật lý giếng khoan ở phần này không có các vỉa có tiềm năng dầu khí

1.3.5 Mioxen giữa, Điệp Côn Sơn (N 1 )

Trầm tích của điệp Côn Sơn chủ yếu là cát kết hạt trung đến thô, bột kết xen kẹp với các lớp sét kết đa màu, đôi chỗ bắt gặp các tập than mỏng Ở khu vực cấu tạo M, theo kết quả khoan, tổng chiều dày trầm tích của điệp từ 950 – 1000 m Trầm tích của điệp này được thành tạo trong môi trường bồi tích sông, đầm hồ, đồng bằng ven bờ Chúng gần như nằm ngang và hơi uốn lượn theo nóc điệp Bạch Hổ, đơn nghiêng về phía Nam Kết quả liên kết địa tầng cho thấy trầm tích của điệp nằm giữa SH-2 và SH-3 trên mặt cắt địa chấn

Theo kết quả khoan, tài liệu carota khí và kết quả phân tích mẫu mùn khoan, trong lát cắt của điệp Côn Sơn ở khu vực này không chứa các vỉa có tiềm năng dầu khí

1.3.6 Mioxen trên, Điệp Đồng Nai (N 1 )

Trầm tích điệp Đồng Nai phân bố khắp bể Cửu Long Trong khu vực cấu tạo

M, theo kết quả khoan, carota khí và tài liệu phân tích mẫu mùn khoan, trầm tích điệp Đồng Nai có chiều dày từ 690 – 1240 m, gồm chủ yếu là cát kết hạt trung – thô màu xám sáng, đôi chỗ màu nâu hoặc xanh lá – nâu xen kẹp với các lớp sét

và bột Trong lát cắt điệp này không có các vỉa có tiềm năng dầu khí

1.3.7 Plioxen + Đệ tứ, Điệp Biển Đông - (N 2 + Q)

Trầm tích của điệp này chủ yếu là cát bở rời, hạt mịn đến trung bình, xen kẽ với các lớp sét Sét có màu xám, rất giàu các mảnh vụn và hóa thạch sinh vật biển và glauconit Trầm tích lắng đọng trong các điều kiện biển nông, ven bờ, một vài nơi còn phát hiện có cả đá vôi Trầm tích của điệp phổ biến khắp bể, gần như nằm ngang và thoải dần về phía Đông Chiều dày của điệp này khoảng

600 m Theo kết quả khoan, trong lát cắt trầm tích điệp Biển Đông ở khu vực nghiên cứu không có các tầng chứa dầu khí

Hình 1.4 Cột địa tầng-thạch học tổng hợp mỏ M

1.4 KIẾN TẠO

1.4.1 Các hệ thống đứt gãy của bể Cửu Long

Ở bể Cửu Long tồn tại các hệ thống đứt gãy theo phương Đông Bắc – Tây Nam, Á Đông – Tây, Tây Bắc – Đông Nam và Bắc – Nam trong đó hướng Đông Bắc – Tây Nam là phương chủ đạo (Hình 1.5)

+ Hệ thống đứt gãy phương Đông Bắc – Tây Nam: Gắn liền với quá trình tạo rift, là yếu tố chính khống chế đới trung tâm Rồng – Bạch Hổ Các đứt gãy có biên độ dịch chuyển trong Oligoxen dưới trong khoảng 200 – 1000 m và tăng dần

600 – 1500 m vào đầu Oligoxen muộn rồi lại giảm xuống 100 – 200 m vào cuối Oligoxen và đầu Mioxen

+ Hệ thống đứt gãy Đông – Tây: Hệ thống này có tuổi hoạt động trẻ hơn phân cắt các đứt gãy của hệ thống Đông Bắc – Tây Nam Nhiều chỗ đã quan sát

rõ hiện tượng dịch chuyển ngang theo mặt trượt Đông – Tây Các đứt gãy hệ thống này phổ biến ở các lô 16 và 17, biên độ dịch chuyển có thể đạt tới 200 –

1000 m vào Oligoxen và giảm dần vào Mioxen

Ngoài các hệ thống đứt gãy chính trên, bể Cửu Long còn tồn tại các hệ thống đứt gãy mang tính địa phương sau:

Hệ thống đứt gãy Tây Bắc – Đông Nam: Hệ thống này chỉ phát hiện ở lô 15 với biên độ nhỏ 200 – 800 m vào trước Mioxen sau đó giảm dần

Hệ thống đứt gãy Bắc – Nam: Là các đứt gãy nằm ở khu vực Bắc của bể với biên độ nhỏ và chiều dài thường dưới 10km

Hệ thống đứt gãy đồng trầm tích: Thường xảy ra cùng thời gian với quá trình trầm tích, các đứt gãy này có chiều dài không quá 4 – 5 km

Hệ thống đứt gãy sau trầm tích: Chiếm đa số ở bể Cửu Long, chúng có chiều dài lớn và biên độ từ vài trăm mét đến 2000 m Các đứt gãy này tập trung phía Tây bể Cửu Long ít hơn phía Đông và Đông Bắc

Các hệ thống đứt gãy chính có biên độ lớn tạo nên các đới nứt nẻ trong khối nhô móng làm tăng độ rỗng, độ thấm của tầng móng và tầng móng trở thành tầng chứa quan trọng của bể Cửu Long Ngoài ra sau khi tích tụ dầu khí đã được hình

thành nhưng do quá trình kiến tạo, các đứt gãy hoạt động mạnh mẽ xuyên cắt qua bẫy nên dầu khí trong bẫy sẽ dịch chuyển đi chỗ khác, nơi có điều kiện thuận lợi

để chứa nó

Tóm lại, đứt gãy vừa có thể đóng vai trò trong tạo bẫy chứa và chắn dầu khí, nhưng nó lại vừa có thể đóng vai trò phá hủy Do đó việc nghiên cứu kiến tạo cho vùng hay một cấu tạo là công việc hết sức quan trọng phục vụ cho công tác tìm kiếm – thăm dò

Hình 1.5 Bản đồ đứt gãy chính bể Cửu Long

1.4.2 Phân chia, mô tả các đơn vị kiến tạo bể Cửu Long

Việc phân chia các đơn vị cấu tạo được dựa trên đặc điểm cấu trúc địa chất của từng khu vực với sự khác biệt về chiều dày trầm tích và thường giới hạn bởi những đứt gãy hoặc hệ thống đứt gãy có biên độ đáng kể Nếu coi bể Cửu Long

là đơn vị cấu trúc bậc 1 thì trong bể Cửu Long chia ra các cấu trúc bậc 2 gồm: Trũng phân dị Bạc Liêu; Trũng phần dị Cà Cối; Đới nâng Cửu Long; Đới nâng Phú Quý; Trũng chính bể Cửu Long; Sườn nghiêng Tây Bắc; Sườn nghiêng Đông Nam; Trũng Đông Bắc; Trũng Tây Bạch Hổ; Trũng Đông Bạch Hổ; Đới nâng Trung Tâm; Đới nâng phía Tây Bắc; Đới nâng phía Đông; Đới phân dị Tây Nam và Đới phân dị Đông Bắc (Hình 1.6)

Lô 09-1 thuộc trũng chính bể Cửu Long Đây là phần lún chìm chính của bể, chiếm tới ¾ diện tích của bể, gồm các lô 15, 16 và một phần các lô 01, 02,

09 và 17

Theo đường đẳng dày trầm tích 2 km thì trũng chính Cửu Long thể hiện rõ nét là một trung khép kín dạng hình trăng khuyết với vòng cung hướng ra phía Đông Nam Toàn bộ triển vọng dầu khí của bể Cửu Long đều tập trung ở vùng này Vì vậy cấu trúc của trũng được nghiên cứu khá chi tiết và được phân ra thành các đơn vị cấu trúc nhỏ hơn như một bể thực thụ Các đơn vị bậc 3 bao gồm: trũng Đông Bắc, trũng Tây Bạch Hổ, trũng Đông Bạch Hổ, sườn nghiêng Tây Bắc, sườn nghiêng Đông Nam, đới nâng Trung Tâm, đới nâng phía Bắc, đới nâng phía Đông, đới phân dị Đông Bắc, đới phân dị Đông Nam (Hình 1.7)

Hình 1.6 Sơ đồ phân vùng kiến tạo bể Cửu Long (Địa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam)

 Trũng Đông Bắc

Là trũng sâu nhất có chiều dày trầm tích có thể đạt đến 8km Trũng có phương kéo dài dọc theo trục chính của bể, nằm kẹp giữa hai đới nâng và chịu khống chế bởi các đứt gãy chính hướng Đông Bắc – Tây Nam

 Trũng Tây Bạch Hổ:

Trong một số tài liệu trũng này được ghép chung với trũng Đông Bắc Tuy nhiên, về đặc thù kiến tạo giữa hai trũng này có sự khác biệt đáng kể, đặc biệt là phương của các hệ thống đứt gãy chính Trũng Tây Bạch Hổ bị khống chế bởi các đứt gãy kiến tạo có phương á vĩ tuyến, tạo sự gấp khúc của bể Chiều dày trầm tích của trũng có thể đạt tới 7,5 km

 Trũng Đông Bạch Hổ

Nằm kẹp giữa đới nâng Trung Tâm về phía Tây, sườn nghiêng Đông Nam về phía Đông – Đông Bắc và đới nâng Đông Bắc về phía Bắc Trũng có chiều dày trầm tích đạt tới 7 km và là một trong ba trũng tách giãn của bể

 Đới nâng Trung Tâm

Là đới nâng nằm kẹp giữa hai trũng Đông và Tây Bạch Hổ và được giới hạn bởi các đứt gãy có biên độ lớn với hướng đổ chủ yếu về phía Đông Nam Đới nâng bao gồm các cấu tạo dương và có liên quan đến những khối nâng cổ của móng trước Kainozoi như: Bạch Hổ, Rồng Các cấu tạo bị chi phối không chỉ bởi các đứt gãy thuận hình thành trong quá trình tách giãn mà còn bởi các đứt gãy trượt bằng và chờm nghịch do ảnh hưởng của sự siết ép vào Oligoxen muộn

Hình 1.7 Mặt cắt ngang trũng chính bể Cửu Long (Địa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam)

1.4.3 Phân tầng cấu trúc bể Cửu Long

Với các đặc điểm cấu trúc như trên và các đặc điểm địa tầng của bể Cửu Long, dựa vào các quan hệ bất chỉnh hợp, người ta chia cấu trúc bể Cửu Long thành hai tầng cấu trúc chính như sau:

1.4.3.1 Tầng cấu trúc móng trước Kainozoi

Tầng cấu trúc này được thành tạo bởi các đá móng trước Kainozoi bao gồm các loại đá móng biến chất (phyllit), các đá móng thuộc nhóm granitoid như granit, granodiorit, diorit thạch anh Chúng là các khối nhô cổ ăn sâu vào bồn trũng hoặc các khối nâng ven rìa tạo thành mặt móng cổ gồ ghề, phân dị ngoài ra còn có các loại đá móng phong hóa, nứt nẻ Bề mặt của tầng cấu trúc này gồ ghề biến dị mạnh và nhiều đứt gãy lớn phá hủy

1.4.3.2 Tầng cấu trúc trầm tích Kainozoi

Tầng cấu trúc này bao gồm tất cả các đá được thành tạo trong giai đoạn Kainozoi và được chia ra làm 3 phụ tầng cấu trúc Các phụ tầng này được phân biệt với nhau bởi sự biến dạng cấu trúc, phạm vi phân bố và bất chỉnh hợp

1.4.3.2.1 Phụ tầng cấu trúc dưới

Phụ tầng cấu trúc dưới được thành tạo bởi hai tập trầm tích: Tập trầm tích phía dưới có tuổi Oligoxen dưới – điệp Trà Cú, phủ bất chỉnh hợp lên móng phong hóa Tập trầm tích phía trên tương ứng với trầm tích Trà Tân, phạm vi mở rộng đáng kể, chủ yếu là sét, bột được lắng đọng trong môi trường sông hồ, châu thổ và được giới hạn phía trên bởi bất chỉnh hợp Oligoxen – Mioxen

1.4.3.2.2 Phụ tầng cấu trúc giữa

Phụ tầng cấu trúc này là các trầm tích của điệp Bạch Hổ, Côn Sơn, Đồng Nai được lắng đọng trong môi trường rìa châu thổ có tuổi Mioxen Phụ tầng cấu trúc này ít bị ảnh hưởng hơn của các đứt gãy, chúng chỉ tồn tại ở phần dưới, càng lên phía trên càng ít dần và mất hẳn ở tầng trên cùng

1.4.3.2.3 Phụ tầng cấu trúc trên

Phụ tầng cấu trúc này được thành tạo bởi các trầm tích của điệp Biển Đông

có tuổi từ Plioxen đến Đệ Tứ Phụ tầng cấu trúc này có cấu trúc đơn giản và các trầm tích được phân lớp như nằm ngang, gần như không bị phân cắt bởi các đứt gãy

1.4.4 Đặc điểm kiến tạo mỏ M

Trên bình đồ cấu trúc, cấu tạo M nằm trên cánh nghiêng Tây Bắc của đới nâng Bạch Hổ, thuộc cấu trúc bậc III trong bể Cửu Long, với kích thước 2.5 х 5.5 km Theo tài liệu địa chấn, chiều dày của lớp phủ trầm tích trong khu vực này thay đổi trong phạm vi từ 5400 m ở phía Bắc đến 6650 m ở phía Nam Chiều sâu mặt móng ở nơi nhô cao nhất khoảng -5400 m

Cấu trúc địa chất của khu vực này được hình thành đồng thời với sự phát triển kiến tạo chung của bể Cửu Long Do đó, lát cắt địa chất của khu vực nghiên cứu cũng được chia thành 3 tầng kiến trúc: Móng trước Kainozoi, Oligoxen và Mioxen-Plioxen

Hình thái cấu trúc hiện nay của các tầng đều bị ảnh hưởng của các pha tách giãn bắt đầu từ thời kỳ Creta muộn

Các hoạt động co giãn kiến tạo của vỏ trái đất liên tiếp xảy ra trong suốt thời

kỳ Eoxen đã dẫn đến sự hình thành mặt móng hết sức phức tạp Trong khu vực nghiên cứu, mặt móng bị khống chế bởi hai đứt gãy nghịch lớn chạy gần như song song với nhau theo phương Đông - Bắc và hệ thống đứt gãy á kinh tuyến và

á vĩ tuyến

Trong thời kỳ Oligoxen, sự phát triển về cấu-kiến tạo của khu vực hầu như hoàn toàn kế thừa từ trước đó Các yếu tố kiến tạo chính tác động lên sự hình thành cấu trúc của móng tiếp tục tác động lên cấu trúc của phức hệ Oligoxen Do hoạt động kéo dài của pha nén ép muộn ở khu vực cấu tạo M, hệ thống đứt gãy hướng Đông Bắc – Tây Nam trong Oligoxen dưới (điệp Trà Cú) tiếp tục đóng vai trò chủ đạo và tắt hẳn trong Oligoxen trên Về tương quan hình thái học, sự ảnh hưởng của cấu-kiến tạo mặt móng đến cấu trúc của tầng Oligoxen giảm dần từ dưới lên trên

Trong thời kỳ Mioxen-Plioxen, hoạt động kiến tạo được đặc trưng bởi cơ chế lún chìm bình ổn, san phẳng bề mặt cấu tạo và sự tắt đi nhanh chóng của hệ thống đứt gãy Trong lát cắt Mioxen dưới hầu như chỉ còn quan sát thấy hệ thống đứt gãy theo phương á vĩ tuyến

Kết quả minh giải tài liệu địa chấn 3D cho các diện tích ít nghiên cứu của lô 09-1 do Viện NCKH&TK thực hiện (2012) cho thấy, cấu tạo M phân bố trong tầng trầm tích phủ lên trên mặt móng (SH-BSM), tại nơi mà mặt móng có dạng đơn nghiêng về phía Nam

Bình đồ cấu trúc của phức hệ Oligoxen dưới (SH-11) ở cấu tạo M phát triển

kế thừa mặt móng cả về mặt hình thái cấu trúc lẫn hệ thống đứt gãy Hầu hết các đứt gãy phá hủy đều đi lên từ móng và xuyên vào trầm tích Oligoxen dưới, tuy nhiên, mạng lưới đứt gãy thứ cấp cũng như biên độ của các đứt gãy chính trong tầng này bị giảm đi ít nhiều

Trong phần dưới của phức hệ Oligoxen trên (SH-10) so với lát cắt trầm tích Oligoxen dưới, số lượng và độ dài của các đứt gãy xuyên cắt kế thừa tiếp tục giảm Đáng chú ý là đứt gãy nghịch ở phía Tây cấu tạo vẫn tồn tại trong lát cắt

SH-10, điều đó cho thấy đứt gãy này được hình thành vào thời kỳ Oligoxen muộn

Khác biệt so với các trầm tích nằm bên dưới, trong trầm tích phần giữa của phức hệ Oligoxen trên (SH-8), hệ thống đứt gãy nghịch hoàn toàn biến mất, thay vào đó là hệ thống đứt gãy thuận mới theo phương á vĩ tuyến Chúng là các đứt gãy trọng lực và hoàn toàn không phụ thuộc vào pha nén ép muộn xảy ra vào cuối thời kỳ Oligoxen ở bồn trũng Cửu Long Hệ thống đứt gãy mới này đóng vai trò quan trọng trong việc hình thành các bẫy chứa dầu khí trong trầm tích Oligoxen trên ở cấu tạo M

Trong phần trên cùng của phức hệ Oligoxen trên (SH-7), các đứt gãy chính tiếp tục bị rút ngắn, bên cạnh đó xuất hiện một số đứt gãy nhỏ có phương á vĩ tuyến

Trong lát cắt trầm tích phức hệ Mioxen dưới (SH-5), cấu tạo M kéo dài theo hướng á vĩ tuyến, có một bán vòm kề áp vào đứt gãy ở phía cận Bắc của cấu tạo Phần lớn các đứt gãy phát hiện trong tầng SH-7 tiếp tục phát triển trong tầng trầm tích Mioxen dưới

Tầng SH-3 có bình đồ cấu trúc gần giống với SH-5 Tầng này có đặc điểm chung

là cấu trúc có biên độ, kích thước nhỏ và tương đối bằng phẳng, biên độ các đứt gãy thuận nhỏ, điều đó phản ánh một thời kỳ phát triển địa chất thềm bình ổn của

khu vực nghiên cứu

1.5 HỆ THỐNG DẦU KHÍ

1.5.1 Biểu hiện dầu khí và các tích tụ dầu khí

Đến nay, bể Cửu Long đã phát hiện trên 20 cấu tạo có chứa dầu khí, trong đó

có hơn 10 phát hiện thương mại như: Bạch Hổ, Rồng, Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng, Hồng Ngọc, Rạng Đông, Cá Ngừ Vàng , trong những năm gần đây đã phát hiện thêm và đưa vào khai thác một số mỏ mới như Mèo Trắng, Gấu Trắng và mỏ M Phần lớn các mỏ phân bố trên khối nâng Trung Tâm và đới nâng phía Tây Bắc Các mỏ dầu đều thuộc loại nhiều vỉa (trừ mỏ Đông Nam Rồng chỉ 1 thân dầu trong móng, Mèo Trắng chỉ có trong trầm tích Mioxen dưới) Các thân

khoáng nằm phổ biến ở cả 3 phức hệ sản phẩm: Mioxen dưới, Oligoxen và móng nứt nẻ trước Kainozoi Tuy nhiên dầu ở trong móng vẫn là chủ yếu Cụ thể như tại các mỏ như Đông Nam Rồng, Bạch Hổ, Rạng Đông, Sư Tử Đen và Sư Tử Vàng trữ lượng dầu trong móng chiếm từ 70% đến gần 100% trữ lượng toàn mỏ Tất cả các phát hiện dầu khí đều gắn với các cấu tạo dương nằm trong phần lún chìm sâu của bể với chiều dày trầm tích trên 2.000m tại phần đỉnh Các cấu tạo này đều có liên quan đến sự nâng cao của khối móng bị chôn vùi trước Oligoxen dày và có thể cả Eoxen là những tầng sinh dầu chính của bể Dầu được sinh mạnh mẽ tại các tầng này vào thời cuối Mioxen rồi dồn nạp vào bẫy đã được hình thành trước đó

Trong lô 09-1 đã phát hiện và đưa vào khai thác các mỏ như Bạch Hổ, Rồng

và mới đây là các mỏ như Gấu Trắng, Mèo Trắng và mỏ M Tuy trữ lượng không lớn, nhưng cũng đóng vai trò quan trọng trong việc duy trì sản lượng khai thác của liên doanh Việt-Nga Vietsovpetro

1.5.2 Đặc điểm đá sinh

Theo đặc điểm trầm tích và quy mô phân bố của các tập sét lô 09-1 nói riêng

và bể Cửu Long nói chung, có thể phân ra 3 tầng đá mẹ:

 Tầng sét Mioxen dưới (N1 ) có bề dày từ 250 m ở ven rìa đến 1.250 m ở trung tâm bể

 Tầng sét của Oligoxen trên (P3 ) có bề dày từ 100 m ở ven rìa và tới 1.200 m ở trung tâm bể

 Tầng sét Oligoxen dưới + Eoxen (P3 +P2) có bề dày từ 0 m đến 600 m ở phần trũng trung tâm bể

1.5.2.1 Độ phong phú vật chất hữu cơ

Tầng Mioxen dưới có carbon hữu cơ thuộc loại trung bình, TOC dao động từ 0,6% - 0,87% Wt, các giá trị S1 và S2 thuộc loại nghèo (S1 từ 0,5 – 1,2 kg HC/t.đá, S2 từ 0,8 – 1,2 kg HC/t.đá), chưa trưởng thành để sinh Hydrocarbon

(HC) Vì vậy, dầu trong tầng này là các sản phẩm di cư từ nơi khác đến (HI =

113 – 216,7 kg HC/t.TOC)

Tầng Oligoxen trên rất phong phú vật chất hữu cơ loại rất tốt, TOC dao động

từ 3,5% - 6,1% Wt, các chỉ tiêu S1 và S2 có giá trị rất cao (S1 từ 4 – 12 kg HC/t.đá, S2 từ 16,7 – 21 kg HC/t.đá), đã trưởng thành, giá trị HI đạt 477,1 kg HC/t.TOC

Vật chất hữu cơ tầng Oligoxen dưới thuộc loại tốt và rất tốt TOC = 0,97 - 2,5% Wt, với các chỉ tiêu S1= 0,4 – 2,5 kg HC/t.đá và S2 = 3,6 – 8,0 kg HC/t.đá, quá trưởng thành, chỉ tiêu HI đạt 163,6 kg HC/t.đá

Nhìn chung tiềm năng của vật chất hữu cơ trong trầm tích Oligoxen là rất lớn, còn vật chất hữu cơ trong trầm tích Mioxen dưới thuộc loại trung bình và nghèo

1.5.2.2 Loại vật chất hữu cơ và môi trường tích tụ

Đối với tầng đá mẹ Mioxen dưới, loại vật chất hữu cơ thuộc loại III là chủ yếu (thực vật bậc cao), có xen kẽ loại II, chỉ tiêu Pr/Ph đạt 1,49 – 2,23 chứng tỏ chúng được tích tụ trong môi trường cửa sông, đồng bằng ngập nước và có xen

kẽ biển nông

Đối với tầng đá mẹ Oligoxen trên, vật chất hữu cơ chủ yếu thuộc loại II (động thực vật bậc thấp), thứ yếu là loại I (rong tảo) và ít hơn là loại III Chỉ tiêu Pr/Ph phổ biến 1,6 – 2,3 phản ánh chúng được tích tụ trong môi trường cửa sông, vùng nước lợ - biển nông, một số ít trong môi trường đầm hồ

Đối với tầng đá mẹ Oligoxen dưới + Eoxen, loại vật chất hữu cơ của tầng này chủ yếu loại II, thứ yếu là loại III, không có loại I Các giá trị Pr/Ph cũng chỉ đạt 1,7 – 2,35, phản ánh điều kiện tích tụ cửa sông, nước lợ, gần bờ và một phần đầm hồ

1.5.2.3 Độ trưởng thành của vật chất hữu cơ

Mức độ trưởng thành của vật chất hữu cơ được xác định theo chỉ số phản xạ vitrinit Ro (%) Khi Ro đạt đến 0,6 – 0,8% vật chất hữu cơ mới vào giai đoạn trưởng thành Trong giai đoạn này chỉ giải phóng lượng nhỏ Hydrocarbon khí và lỏng nhẹ ra khỏi đá mẹ Khi vật chất hữu cơ bị chìm sâu và Ro đạt trên ngưỡng 0,8% mới có cường độ sinh dầu mạnh Khi đó điều kiện tăng thể tích khí, HC lỏng, tăng áp suất, giảm độ nhớt, giảm lượng nhựa asphalten và giải phóng hàng loạt HC ra khỏi đá mẹ di cư vào bẫy chứa

Theo kết quả phân tích phản xạ Vitrinit (Ro%) cho thấy các mẫu của vật chất hữu cơ của trầm tích Mioxen dưới chỉ nằm ở bên trái của đường 0,6%, tầng Oligoxen trên chúng nằm xung quanh đường 0,6% (Hình 1.8) Như vậy chỉ có các tầng đá mẹ Oligoxen trên (TTI = 25 – 75) và Mioxen dưới (TTI = 25) mới đạt mức trưởng thành và trưởng thành muộn, các chỉ tiêu Tmax và Ro thường có giá trị cao hơn trong kerogen (Tmax>435o – 446o; Ro>0,6 – 0,8%)

Hình 1.8 Phản xạ vitrinit R o (%) bể trầm tích Cửu Long

1.5.2.4 Quy mô phân đới sinh dầu của các tầng đá mẹ

Sau khi xem xét quy luật phân bố của các chỉ tiêu Ro, Tmax và đặc biệt chỉ tiêu thời nhiệt (TTI) cho thấy thời điểm sinh dầu của 2 tầng đá mẹ dưới (tầng Oligoxen trên và tầng Oligoxen dưới + Eoxen) bắt đầu từ thời Mioxen sớm, nhưng cường độ sinh dầu và giải phóng chúng ra khỏi đá mẹ chỉ xảy ra vào cuối thời kỳ Mioxen giữa – đầu Mioxen muộn tới nay

Đới sinh dầu mạnh của tầng Oligoxen trên bao gồm chủ yếu phần trung tâm

có diện tích khoảng 193 km2 Diện tích đới sinh condensat chỉ tập trung ở phần lõm sâu nhất 24,5 km2

1.5.3 Đặc điểm đá chứa

Đá chứa dầu khí trong bể Cửu Long bao gồm: nhóm đá granitoid nứt nẻ, hang hốc của móng kết tinh, phun trào dạng vỉa hoặc đai mạch và cát kết có cấu trúc lỗ rỗng giữa hạt, đôi khi nứt nẻ, có nguồn gốc và tuổi khác nhau

1.5.3.1 Đá móng trước Kainozoi

Đá chứa granitoid nứt nẻ hang hốc của móng kết tinh rất đặc trưng cho bể Cửu Long Hình ảnh dập vỡ và biến đổi có thể quan sát rõ tại các điểm lộ, với xu hướng dập vỡ và biến đổi mạnh ở phần trên của mặt cắt

Nứt nẻ hang hốc được hình thành do hai yếu tố: nguyên sinh – sự co rút của

đá magma khi nguội lạnh và quá trình kết tinh, thứ sinh – hoạt động kiến tạo và quá trình phong hóa, biến đổi thủy nhiệt tương đương với giá trị độ rỗng nguyên sinh và thứ sinh

Đối với đá chứa móng nứt nẻ độ rỗng thứ sinh đóng vai trò chủ đạo bao gồm

độ rỗng nứt nẻ và độ rỗng hang hốc Hoạt động thủy nhiệt đi kèm với hoạt động kiến tạo đóng vai trò hai mặt: có thể làm tăng kích thước nứt nẻ hang hốc đã được hình thành từ trước, nhưng cũng có thể lấp đầy hoàn toàn hoặc một phần nứt nẻ bởi các khoáng vật thứ sinh Độ rỗng mở trung bình theo thể tích đá trên các mỏ đang khai thác thay đổi trong khoảng 0,5 – 2,9%, độ thấm khí trung bình

dao động từ 2,9 – 16,5 mD, độ bão hòa nước dư thấp 15% (theo tài liệu năm 2011) Nhìn chung, đá móng nứt nẻ có chất lượng tốt, nhiều giếng khoan cho dòng tới hơn 1000 m3/ngày

Thành phần bao gồm các đá: granit, granit-gneis, granobiotit, diorit, monzodiorit, gabro, monzogabro bị các đai mạch diabas, basalt – andesit porphyr cắt qua và bị biến đổi ở mức độ khác nhau dập vỡ và nứt nẻ có khả năng chứa dầu rất tốt

Phần lớn dầu trong bể Cửu Long được khai thác từ móng (Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông, Sư Tử Đen, Sư Từ Vàng ) Trong lô 09-1, chúng ta bắt gặp tầng chứa dầu khí là móng ở mỏ Bạch Hổ, Rồng (Trung tâm Rồng, Đông Rồng, Đông Nam Rồng, Nam Rồng)

1.5.3.2 Đá chứa cát kết Oligoxen

- Cát kết Oligoxen dưới:

Thành phần chủ yếu là acko – lithic, đôi chỗ nằm xen kẽ với các tập đá núi lửa dày, có nguồn gốc quạt bồi tích, sông ngòi nằm trên đá móng kết tinh chuyển sang môi trường tiền châu thổ (prodelta) và đầm hồ ở phần sâu của bể Độ rỗng trong cát kết Oligoxen dưới có thể đạt tới 18%, trung bình là 12 – 16% Độ thấm dao động khoảng 1 – 250 mD Tại phần giữa và trên của mặt cắt Oligoxen dưới cát kết có chất lượng tốt hơn, theo chiều sâu tính chất thấm chứa của đá có xu hướng giảm do ảnh hưởng của quá trình tạo đá và nén ép mạnh

- Cát kết Oligoxen trên:

Chủ yếu là hạt mịn, xen lớp mỏng với sét, bột, đôi khi với các tập đá núi lửa phát triển rộng trên diện tích của bể các vỉa dầu chủ yếu được phát hiện trong tầng này như ở mỏ Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông, Sư Tử Đen Cát kết chủ yếu là acko, acko – lithic Vật liệu trầm tích nguồn cung cấp liên quan tới các khối magma axit ở gần, tích tụ trong môi trường đầm hồ cửa sông, đầm lầy, vũng vịnh thủy triều, trong điều kiện khử với ảnh hưởng của biển tăng dần về phía Đông

Bắc Đá chứa là các tập cát bột kết, thành tạo trong môi trường delta: lòng sông, đồng bằng ngập lụt, tiền châu thổ (prodelta) và biển nông Độ rỗng 12 – 21%, trung bình là 14%, độ thấm từ 2 – 26 mD

1.5.3.3 Đá chứa cát kết Mioxen dưới

Cát kết chứa dầu Mioxen dưới gặp ở giữa hai tầng phản cạ SH-3 và SH-7 Chúng phát triển rộng khắp trong phạm vi bể chủ yếu có nguồn gốc sông ngòi Delta, đồng bằng ngập lụt, vũng vịnh bãi triều, ở đây các vỉa cát kết xen kẽ với bột và sét Cát Grauvac feldspar với acko-lithic và lithic màu nâu xám sáng, xám xanh, độ hạt mịn tới thô Vỉa dầu trong cát kết bắt gặp trên mỏ Bạch Hổ và Đông Bắc Rồng với các tầng sản phẩm 23 – 27 Độ rỗng là 13 – 25%, trung bình là 19%, độ thấm trung bình là 137 mD

Dầu có trong những vỉa cát này gặp khá phổ biến trên hầu khắp các cấu tạo như: Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông, Phương Đông, Hồng Ngọc, Pearl, Sư Tử Đen,

Tập sét Rotalit (tầng sét chứa nhiều Rotalia) nằm ở phần trên của điệp Bạch

Hổ đóng vai trò hết chắn sức quan trọng đối với các vỉa sản phẩm Đá có cấu tạo khối, hàm lượng sét cao (90 – 95%), kiến trúc thuộc loại phân tán, mịn Thành phần chủ yếu là montmorilonit, thứ yếu là hydromica, kaolinnit, hỗn hợp (hydromica – montmorilonit) và ít clorit với kích thước hạt rất mịn và chiều dày

từ 20 đến 300 m Diện phân bố của tầng chắn này là toàn bể Cửu Long

1.5.4.2 Tầng chắn mang tính địa phương

Tầng chắn địa phương I – tầng sét nằm trên nóc tầng phản xạ SH-5 Đây là tập sét tạp, biển nông, nằm phủ trực tiếp trên các vỉa sản phẩm 23 (mỏ Rồng, Bạch Hổ…) Chiều dày tầng chắn dao động từ 60 – 150 m Hệ số phân lớp 0,1 – 0,47 Hàm lượng sét trung bình là 51% Sét phân lớp dày Đây là tầng chắn thuộc loại tốt, phát triển rộng khắp trong phần trũng sâu của bể

Tầng chắn địa phương II – tầng sét thuộc điệp Trà Tân giữa và trên phát triển chủ yếu trong phần trũng sâu của bể Chiều dày tầng sét dao động từ 0 đến vài trăm mét Sét có nguồn gốc đầm hồ, tiền delta, phân lớp dày và có khả năng chắn tốt Đây là tầng chắn quan trọng, quyết định sự tồn tại của các bẫy chứa là móng nứt nẻ trước Kainozoi

Tầng chắn địa phương III – tầng sét thuộc điệp Trà Cú Đây là tầng chắn mang tính cục bộ, có diện tích phân bố hẹp Chúng thường phát triển bao quanh các khối nhô móng cổ, rất hiếm khi phủ kín cả phần đỉnh của khối nâng móng Sét chủ yếu là đầm hồ, phân lớp dày, có khả năng chắn khá tốt, đặc biệt là đối với các thân cát lòng sông nằm dưới hoặc trong chúng Những phát hiện dầu trong Bạch Hổ, Đông Rồng và khí condensat (Sư Tử Trắng) là những bằng chứng về khả năng chắn của tầng này

1.5.5 Di chuyển và nạp bẫy

Như đã trình bày ở phần trên, dầu khí trong bể Cửu Long được sinh ra chủ yếu từ tầng đá mẹ chính: Oligoxen trên Sau khi dầu khí được sinh ra, chúng được di chuyển từ các tập đá mẹ vào các tập đá chứa bằng các con đường khác nhau và theo các hướng khác nhau Con đường mà dầu di chuyển có thể là các tập hạt thô phát triển rộng trong lát cắt và theo diện, tiếp xúc trực tiếp với các tập sét sinh dầu hoặc dọc theo các đứt gãy kiến tạo có vai trò như kênh dẫn Trên đường di chuyển dầu có thể bị giữ lại để tạo thành những tích tụ dầu khí nếu ở đó tồn tại yếu tố chắn kín (bẫy chứa), ngược lại chúng bị phân tán và thoát đi

Qua nghiên cứu, hệ số PI trong Mioxen dưới là cao nhất và đạt 0,48 – 0,50 Trong khi đó, VCHC trong Mioxen dưới chưa rơi vào đới sinh dầu Vì vậy dầu tích tụ trong các bẫy này là sản phẩm di cư theo đứt gãy từ nơi khác đến Trong trầm tích Oligoxen hệ số di cư thấp hơn chứng tỏ gần nguồn sinh (PI = 0,2 – 0,36 cho bẫy Oligoxen trên và đạt 0,11 – 0,41 cho bẫy Oligoxen dưới và móng)

Theo lịch sử phát triển địa chất của bể, về cơ bản các dạng bẫy chứa đã đươc hình thành vào giai đoạn tạo rift và đầu giai đoạn sau tạo rift (Mioxen sớm), sớm hơn thời gian dầu khí trong bể bắt đầu di chuyển từ đá sinh Như vậy bể Cửu Long có điều kiện thuận lợi là khi dầu khí sinh ra từ các tầng sinh thì các bẫy đã sẵn sàng tiếp nhận, điển hình là các khối nhô móng, thuộc phần trung tâm bể thường được giới hạn các đứt gãy và tầng sét Oligoxen kề áp nên chúng dễ dàng nạp ngay vào đá chứa và được lưu giữ ở đó

1.5.6 Các vỉa sản phẩm Hydrocarbon và các kiểu bẫy

1.5.6.1 Vỉa sản phẩm đá móng nứt nẻ

Gồm đá magma xâm nhập granotoid và một phần đá biến chất Đá móng nứt

nẻ, phong hóa là đối tượng chứa dầu khí quan trọng của bể

Những phát hiện dầu khí lớn trong bể Cửu Long đều liên quan đến vỉa sản phẩm này: Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông, Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng, Cá Ngừ Trắng

Các bẫy chứa nằm trong các khối móng nhô dạng địa lũy hoặc núi sót bị chôn vùi, khép kín 3 chiều bởi các tập trầm tích Oligoxen hạt mịn phủ lên trên và nằm kề áp xung quanh Bẫy chứa dạng hỗn hợp có liên quan mật thiết với đứt gãy và phá hủy kiến tạo Thân dầu dạng khối thường có chiều cao lớn, tùy thuộc vào mức độ chắn và biên độ khép kín của khối móng nâng cao

Dầu được nạp vào bẫy từ các tầng sinh bao quanh trong Oligoxen dưới, rủi

ro lớn nhất của vỉa sản phẩm này là khả năng bao kín của đá chắn và mức độ dập

vỡ của đá móng

1.5.6.2 Vỉa sản phẩm Oligoxen

Được chia thành 2 vỉa sản phẩm Oligoxen nhỏ hơn: Oligoxen dưới và Oligoxen trên

- Vỉa sản phẩm Oligoxen dưới

Là một trong những đối tượng thăm dò, khai thác chính của bể Cửu Long Các vỉa dầu thương mại được phát hiện trên mỏ Bạch Hổ và Rồng Đá chứa là cát kết hạt thô, màu xám có nguồn gốc đồng bằng bồi tích, sông ngòi, nằm kề áp vào móng, đôi chỗ cát kết cùng với đá móng hợp thành một thân dầu thống nhất hoặc cát kết lòng sông xếp chồng lên nhau tạo thành một tập cát dày, bị các đứt gãy cắt qua tạo thành các khối riêng biệt, bẫy chứa dầu kiểu địa tầng hay phi cấu tạo, bị chắn thạch học và kiến tạo

Tầng chắn của phụ vỉa sản phẩm này là tập hạt mịn nằm phần trên của lát cắt Đôi khi chính các tập sét một tầng cũng đóng vai trò chắn cục bộ Cũng như vỉa sản phẩm móng nứt nẻ, dầu của các tích tụ thuộc Oligoxen dưới được nạp từ chính tầng sinh cùng tên hoặc già hơn

- Vỉa sản phẩm Oligoxen trên

Bao gồm cát kết chứa dầu Oligoxen trên, là cát kết acko xám sáng, nâu vàng nhạt xen kẹp với các lớp mỏng sét, bột kết và đá vôi có nguồn gốc đầm hồ, đồng bằng, sông ngòi Tầng chắn đồng thời cũng là tầng sinh của vỉa sản phẩm này, chính là các tập sét nằm trong lát cắt

Các vỉa dầu đã phát hiện trên mỏ Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông thuộc dạng bẫy địa tầng, bị chắn thạch học mọi phía

1.5.6.3 Vỉa sản phẩm Mioxen dưới

Cát kết chứa dầu Mioxen dưới có nguồn gốc sông ngòi, đồng bằng và biển nông ven bờ Tại một số mỏ Rồng cát kết chứa dầu phần trên dạng acko hạt mịn đến thô xen kẹp với các lớp sét mỏng có điện trở suất thấp (3,5 đến 7 Ohm.m),

còn phần dưới tập trên các khu vực mỏ Bạch Hổ, Đông Bắc Rồng dầu được phát hiện trong các vỉa cát dày hơn, độ hạt trung bình, có điện trở suất từ 7 đên 20 Ohm.m Các bẫy chủ yếu là dạng cấu trúc, vòm, vỉa bị chắn thạch học và kiến tạo

Tóm lại, qua các kết quả nghiên cứu địa tầng, kiến tạo, có thể thấy bể trầm tích Cửu Long là bể trầm tích có nhiều điểm đặc biệt so với các bể trầm tích khác của Việt Nam và thế giới Điều đó thể hiện ở dầu khí ngoài tích tụ trong trầm tích còn có một phần rất lớn có trong đá móng nứt nẻ Đây là một phát hiện mới lạ không chỉ ở Việt Nam mà còn trên thế giới cũng rất hiếm có, mang tính chất đột phá cho công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí không chỉ trong trầm tích mà còn trong đá móng, đi ngược lại với định hướng tìm kiếm thăm dò của các kỹ sư dầu khí trước đây

Qua kết quả nghiên cứu hệ thống dầu khí của bể, có thể khẳng định bể Cửu Long có hệ thống dầu khí hoàn chỉnh với đầy đủ các yếu tố thuận lợi từ khả năng sinh dầu của 2 tầng đá mẹ, các tầng chắn, tầng chứa đến mối tương quan phù hợp giữa thời gian tạo bẫy và sinh dầu

1.6 LỊCH SỬ NGHIÊN CỨU MỎ M, LÔ 09-1

Cấu tạo M được phát hiện theo kết quả minh giải tài liệu địa chấn 3D vào năm 2009 nằm về phía Tây Bắc mỏ Bạch Hổ thuộc lô 09-1, thềm lục địa phía Nam Việt Nam

Mỏ M được phát hiện theo kết quả khoan và thử vỉa giếng khoan M-1X vào tháng 6 năm 2012 trên cơ sở nhận được dòng dầu công nghiệp từ trầm tích Oligoxen trên, tháng 8 năm 2014 khi thử vỉa giếng khoan M-5X đã nhận được dòng dầu công nghiệp từ trầm tích Mioxen dưới và Oligoxen trên

Tại thời điểm 01.01.2016, trên mỏ M đã khoan 14 giếng khoan (M-1Х, 2X, 3XР, 4XР, 5Р, 6Р, 6Н, 7Н, 8Р, 5X, 6X, 20Р, 27Р và 35X) với mục đích thăm dò, thẩm lượng và khai thác các thân dầu trong lát cắt trầm tích Theo kết quả thử vỉa tại các giếng khoan nói trên đã nhận được dòng dầu tự phun từ trầm tích Mioxen dưới và Oligoxen trên (trừ giếng M-3XP chỉ nhận được nước)