Đánh giá đặc điểm thạch học và khả năng chứa của cát kết mỏ năm căn, bồn trũng mã lai thổ chu

Đánh Đánh giá đặc điểm thạch học và khả năng chứa của cát kết mỏ năm căn, bồn trũng mã lai thổ chu Đánh Đánh giá đặc điểm thạch học và khả năng chứa của cát kết mỏ năm căn, bồn trũng mã lai thổ chu Đánh Đánh giá đặc điểm thạch học và khả năng chứa của cát kết mỏ năm căn, bồn trũng mã lai thổ chu Đánh Đánh giá đặc điểm thạch học và khả năng chứa của cát kết mỏ năm căn, bồn trũng mã lai thổ chu Đánh Đánh giá đặc điểm thạch học và khả năng chứa của cát kết mỏ năm căn, bồn trũng mã lai thổ chu Đánh Đánh giá đặc điểm thạch học và khả năng chứa của cát kết mỏ năm căn, bồn trũng mã lai thổ chu

LỜI MỞ ĐẦU

Những năm gần đây có thể nói ngành công nghiệp dầu khí đã khẳng định vai trò quan trọng không thể thay thế của mình trong nền kinh tế quốc dân Hàng loạt mỏ dầu khí mới đã được các công ty dầu khí phát hiện dọc thềm lục địa phía Tây Nam và Đông Nam của lãnh thổ Việt Nam

Mã Lai Thổ Chu là một bể trầm tích nằm phía Tây Nam thềm lục địa Việt Nam, trong vịnh Thái Lan Trữ lượng và tiềm năng dầu khí ở bể Mã Lai Thổ Chu được đánh giá khoảng 370 triệu m3 quy dầu (khoảng 8% tổng tiềm năng dầu khí của Việt Nam) Việc khao khát tìm ra những mỏ dầu khí mới không chỉ là mong muốn của các công ty mà còn là của quốc gia Do vậy mà bằng tất cả các phương pháp trong thăm dò tìm kiếm đã được áp dụng một cách triệt để để thực hiện mục đích trên có hiệu quả hơn

Trong đó tài liệu thạch học, mẫu sườn, mẫu lõi, địa vật lý đã mang đến một lượng thông tin rất lớn giúp ta định hướng khoanh vùng có triển vọng, đánh giá các tiềm năng chứa, chắn thông qua các thông số như độ rỗng, độ thấm, độ bão hòa, điện trở,… và xác định thành phần thạch học, cổ môi trường của lát cắt giếng khoan bao gồm các tầng sinh, tầng chứa và tầng chắn

Hiểu rõ được tầm quan trọng của vấn đề cần nghiên cứu và được sự chấp thuận của khoa Địa Chất, Bộ môn Địa Chất Dầu Khí của trường Đại Học Khoa Học Tự Nhiên em đã thực hiện đề tài:

“ ĐÁNH GIÁ ĐẶC ĐIỂM THẠCH HỌC VÀ KHẢ NĂNG CHỨA CỦA CÁT KẾT MỎ NĂM CĂN – BỒN TRŨNG MÃ LAI THỔ CHU”

Mục đích là xác định đặc tính thấm, chứa của các tầng sản phẩm

Để thực hiện tiểu luận này em đã nhận được sự giúp đỡ và hướng dẫn tận tình của Tiến Sĩ Cù Minh Hoàng, Kĩ Sư Phùng Khắc Hoàn (PVEP), và Thạc Sĩ Trương Minh Đạo (Trường Sơn JOC) cùng với sự giúp đỡ tận tình của các nhân viên phòng Thăm Dò nói riêng và Ban Giám Đốc Công Ty Thăm Dò và Khai Thác Dầu Khí (PVEP) nói chung

Em cũng xin chân thành cảm ơn Quý Thầy Cô khoa Địa Chất đã tận tâm dạy dỗ em trong suốt thời gian học tập ở bậc Đại Học và sự giúp đỡ, động viên về mọi mặt của gia đình và bạn bè Cuối cùng em xin bày tỏ lòng biết ơn chân thành và sâu sắc nhất đối với tất cả sự hỗ trợ và giúp đỡ vô cùng quý báu đó

Do thời gian thực hiện hạn chế, nguồn tài liệu thu thập chưa đầy đủ và lý

do bảo mật cùng với sự hiểu biết hạn hẹp của một sinh viên nên tiểu luận không thể tránh khỏi những thiếu sót về mặt nội dung lẫn hình thức Em rất mong nhận được sự đóng góp ý kiến của Quý Thầy Cô và bạn bè

Em xin chân thành cảm ơn

Nhận xét của GVHD

Ngày tháng năm

Nhận xét của giáo viên phản

biện

Mục lục

PHẦN MỘT: KHÁI QUÁT CHUNG

CHƯƠNG I: Đặc điểm địa chất bồn trũng Mã Lai Thổ Chu

I.1 Vị trí địa lý – điều kiện tự nhiên 7

I.2 Lịch sử tìm kiếm – thăm dò 10

I.3 Đặc điểm cấu trúc địa chất và lịch sử nghiên cứu địa chất 11

I.4 Địa tầng trầm tích đệ tam 19

I.5 Hệ thống dầu khí 27

CHƯƠNG II: Đặc điểm địa chất khu vực mỏ Năm Căn II.1 Khái quát chung mỏ Năm Căn II.1.1 Vị trí mỏ Năm Căn 34

II.1.2 Lịch sử nghiên cứu 35

II.2 Đặc điểm địa tầng 36

II.3 Đặc điểm cấu kiến tạo 43

II 4 Hệ thống dầu khí 46

PHẦN HAI: CHUYÊN ĐỀ

ĐÁNH GIÁ ĐẶC ĐIỂM THẠCH HỌC VÀ KHẢ NĂNG CHỨA CỦA CÁT KẾT MỎ NĂM CĂN DỰA TRÊN TÀI LIỆU GIẾNG KHOAN VÀ CÁC

GIẾNG LÂN CẬN

CHƯƠNG I: Cơ sở lý thuyết và các phương pháp nghiên cứu đặc điểm vật lý của đá chứa cát kết dựa trên tài liệu giếng khoan

I.2 Độ thấm 60

I.3 Độ bão hòa 64

I.4 Điện trở suất 66

I.5 Độ phóng xạ tự nhiên 66

I.6 Khoảng thời gian truyền sóng siêu âm 67

I.7 Mật độ đất đá 67

CHƯƠNG II: Đặc trưng thạch học trầm tích của tầng chứa II.1 Môi trường trầm tích 69

II.2 Đặc điểm thạch học của tầng chứa 72

II.3 Mức độ biến đổi thứ sinh 79

CHƯƠNG III: Đánh giá đặc tính thấm chứa của tầng chứa cát kết mỏ Năm Căn III.1 Các thông số thấm chứa 83

III.2 Ảnh hưởng của thành phần thạch học đến tính thấm chứa 86

III.3 Ảnh hưởng của môi trường trầm tích 87

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ

TÀI LIỆU THAM KHẢO

PHỤ LỤC

PHẦN MỘT

KHÁI QUÁT CHUNG

CHƯƠNG I ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT BỒN TRŨNG MÃ LAI THỔ CHU

I.1 VỊ TRÍ ĐỊA LÝ – ĐIỀU KIỆN TỰ NHIÊN

I.1.1 Vị trí địa lý

Bể Mã Lai Thổ Chu thuộc phần thềm lục địa Tây Nam Việt Nam, nằm ở phía Đông Vịnh Thái Lan, được giới hạn về phía Tây Nam là ranh giới thềm lục địa Việt Nam-Thái Lan, phía Tây Bắc là vùng biển Campuchia và vùng biển Thái Lan Bể Mã Lai Thổ Chu có dạng kéo dài theo hướng Tây Bắc-Đông Nam với diện tích khoảng 107 000 Km2, chiếm xấp xỉ 31% tổng diện tích toàn Vịnh, bao gồm từ Lô

37 đến Lô 46, 48/95, 50, 51, B, 52/97 (Hình 1 1)

I.1.2 Đặc điểm tự nhiên

Mực nước biển của khu vực bể Mã Lai Thổ Chu không vượt quá 50-70m, được hình thành chủ yếu do sóng biển và tác động của dòng thủy triều, các vật liệu trầm tích phù sa đưa từ sông không đáng kể; ở khu vực Hà Tiên – Phú Quốc quá trình thành tạo đáy biển còn chịu ảnh hưởng của quá trình phong hóa hóa học Khí hậu vùng này đặc trưng cho khí hậu cận xích đạo, chia làm hai mùa rõ rệt: mùa mưa từ tháng 5 đến tháng 10 và mùa khô từ tháng 11 đến tháng 4 năm sau Chế độ gió khá ổn định: gió Tây Nam vào mùa mưa (tốc độ trung bình khoảng 7 5 m/s, cực đại 35 m/s) và gió Đông Nam vào mùa khô (tốc độ trung bình 8 m/s, cực đại 30 m/s), rất ít dông bão Do tác động của gió mùa, ảnh hưởng của hình thái lục địa và đáy biển của vùng Vịnh Thái Lan, ở đây có dòng chảy vòng, dòng đối lưu, dòng xoáy và dòng triều (tốc độ cực đại đạt 0.2 - 0.6 m/s) Chế độ sóng đơn giản, cũng theo qui luật hai mùa: vào mùa mưa hướng sóng chủ yếu là Tây Nam, cường độ yếu và ổn định trong khoảng 0 5-2m, vào mùa khô hướng sóng chủ yếu là Đông Nam, chiều cao sóng trung bình 1-2m, cực đại đạt hơn 3m

Hình I.1a: Theàm Luïc Ñòa Taây Nam Vieät Nam

Hình I.1b: Các lô hợp đồng thuộc bể Mã Lai Thổ Chu

26 25

27

29 28

30

35 34 33

32 37

46-1 46

TR A V INH

VINH LONG CAN THO SOC TRANG

BA C LIEU

CA MAU

KIEN GIANG

AN

E107.00 E106.00

E105.00 E104.00

E103.00 E102.00

MAL AYSIA CLAIMVIETNAM CLAIM

CM

BODIA

LAIM

1972

I.2 LỊCH SỬ TÌM KIẾM – THĂM DÒ

Ngay từ thập kỷ 60 các công ty dầu khí quốc tế lớn như Total, Mobil, Esso, Maersk, Unocal, Lasma… đã quan tâm đầu tư tìm kiếm thăm dò dầu khí ở vùng Vịnh này Song các hoạt động nghiên cứu, tìm kiếm thăm dò dầu khí ở phần thềm lục địa Tây Nam Việt Nam được triển khai muộn hơn so với các vùng chung quanh Từ năm 1973 công tác tìm kiếm bắt đầu bằng khảo sát 1790km tuyến địa vật lý của công ty Mandrel với mạng lưới 50x50km Năm 1979 tàu địa vật lý Liên Xô (cũ) đã khảo sát 1780km tuyến địa chấn khu vực mạng lưới 65x65 km Năm 1988 tàu địa vật lý “Acadimic Gupkin” đã khảo sát 4000km tuyến địa chấn, từ và trọng lực thành tàu với mạng lưới 20x30km và 30x40km trên diện tích 58000Km2 Từ năm

1990 nhà thầu FINA đã tiến hành khảo sát 11076km tuyến địa chấn lựa chọn 90) trên phần lớn diện tích thuộc thềm lục địa Tây Nam Việt Nam (gồm 8 lô 46,

(VF-47, 48, 50, 51, 53, 54, 55) nhằm đánh giá tổng quan triển vọng dầu khí của vùng này để lựa chọn các lô ký hợp đồng Trên cơ sở đó năm 1991 công ty PETROFINA đã ký hợp đồng chia sản phẩm với PetroVietnam trên các lô 46, 50, 51 FINA đã khảo sát bổ sung 4009km tuyến địa chấn 2D (VF92) và 466 km2 địa chấn 3D, cho đến nay PETROFINA đã khoan 11 giếng tìm kiếm thăm dò trên các lô nói trên, trong đó có 8 giếng phát hiện dầu khí

Công ty Unocal (Mỹ) đã ký hợp đồng chia sản phẩm với Tổng công ty Dầu Khí Việt nam (PetroVietnam) nhận thầu lô B (1996) và lô 48/95 (1998) Unocal đã khảo sát 4663km tuyến địa chấn 2D với mạng lưới chi tiết 0.5x0.5km và 1264 km2

địa chấn 3D Năm 1997 công ty này đã tiến hành khoan thăm dò 2 giếng B-KQ-1X và B-KL-1X, trong đó giếng B-KL-1X đã phát hiện khí công nghiệp và đã chuyển sang giai đoạn thăm dò và thẩm lượng cho lô này Năm 1999 Unocal đã ký hợp đồng chia sản phẩm nhận thầu lô 52/97 và đã tiến hành khảo sát 1813 km2 địa chấn 3D để chuẩn bị thăm dò ở lô này

PM-3 là vùng thỏa thuận thương mại giữa Việt Nam và Malaysia (CAA) Tại đây nhà thầu Lundin đã tiến hành thăm dò và phát hiện hàng loạt cơ sở cấu tạo

chứa dầu khí như Bunga-Kekwa, Bunga-Raya, Bunga-Orkid… Tổng trữ lượng và tiềm năng khí có khả năng thu hồi ở khu vực này có thể đạt tới 1,9 TCF (~ 54 tỷ mét khối) khí

Hiện nay công ty liên doanh Trường Sơn JOC đang thực hiện quá trình khoan thăm dò trong khu vực lô 46, 50, 51 kết quả giếng khoan thăm dò đầu tiên cho kết quả khá khả quan

I.3 ĐẶC ĐIỂM CẤU TRÚC ĐỊA CHẤT VÀ LỊCH SỬ NGHIÊN CỨU ĐỊA CHẤT

I.3.1 Phân tầng kiến trúc

Cấu trúc địa chất bể Mã Lai Thổ Chu có đặc điểm chung của các bồn trũng Việt Nam là có hai tầng chính là Trước Đệ Tam và Đệ Tam

Tầng cấu trúc trước Đệ Tam là móng của Trầm tích Đệ Tam, được thành tạo bởi nhiều pha khác nhau trong thời kỳ trước tạo Rift, bị uốn nếp và phân dị mạnh bởi các hệ thống đứt gãy với các phương khác nhau, có thành phần thạch học không đồng nhất và có tuổi khác nhau ở các bể trầm tích Tầng này bao gồm toàn bộ phức hệ móng cát kết, Cacbonat, đá phun trào xâm nhập có tuổi Paleozoi, Mezozoi Phức hệ này lộ ra và quan sát thấy ở các đảo và vùng ven rìa Tây Nam Bộ Do tác động của các hoạt động địa chất, các phức hệ này đã bị biến chất ở các mức độ khác nhau

Trong các giếng khoan do công ty FINA (lô 46, 50, 51) và Unocal (lô B, 48/95, 52) thực hiện mới chỉ gặp đá móng trước Đệ Tam tại một số khu vực ở các đới nâng cao thuộc rìa Bắc-Đông Bắc của bể Đá móng gặp tại đây chủ yếu là các đá biến chất ở mức độ thấp thuộc tướng đá phiến lục, đá Phylit, phiến Serixit xen kẽ cát bột kết dạng Quarzit có thể thuộc loạt Khorat tuổi Mezozoi Đá vôi tuổi từ Carbon muộn đến Jura đã được phát hiện trong giếng khoan Bunga-Raya (lô PM-3) Tuy nhiên, nghiên cứu địa chất khu vực Hà Tiên và các đảo trong vùng cho

phép dự đoán tuổi của đá vôi và lục nguyên là Paleozoi và Mezozoi Ở bể Thổ Chu-Mã Lai đá móng chủ yếu là các đá lục nguyên biến chất ở mức độ thấp, đá vôi tuổi từ carbon muộn đến Jura

Tầng móng Đệ Tam (Hình 1 2) được đánh dấu bằng tập địa chấn Basement và nhận biết được bởi các đặc trưng trường sóng địa chấn yếu hoặc không có phản xạ, hỗn độn không phân dị hoặc phân dị kém Điều đó phản ảnh thực thể cấu trúc không phân lớp của đá móng

Tầng cấu trúc Đệ Tam là tầng trầm tích Paleogen – Neogen – Q, phủ trực tiếp lên tầng móng có tuổi trước Đệ Tam, hình thành và phát triển cùng quá trình thành tạo bồn trũng Đệ Tam từ Oligoxen đến hiện đại Trầm tích Đệ Tam trong bể Mã Lai chủ yếu là lục nguyên có nơi dày 9-10km Trong đó phần thềm lục địa Tây Nam Việt Nam có chiều dày trầm tích Đệ Tam lớn nhất khoảng 4000m

Trầm tích Oligoxen gồm chủ yếu là sét kết xen kẽ với những lớp mỏng bột kết, cát kết và các lớp than nâu, đôi chỗ có các lớp đá cacbonat màu trắng, cứng chắc Trầm tích Mioxen bao gồm chủ yếu là sét kết xám xanh, xám sáng xen kẽ các lớp cát kết hạt mịn xen kẽ ít than nâu Trầm tích Plioxen phân bố rộng khắp trong bể và có chiều dày tương đối ổn định, phủ bất chỉnh hợp theo kiểu kề áp, tựa đáy, cắt cụt trên trầm tích hệ tầng Mioxen, có thành phần thạch học gồm sét, bột xám, xám xanh mềm dẻo xen các lớp cát bở rời, chủ yếu hạt nhỏ, đôi chỗ hạt trung, thô

Dựa vào đặc điểm cấu trúc và lịch sử phát triển của các phức hệ địa chất, tầng cấu trúc này có thể phân chia ra các phụ tầng cấu trúc sau đây:

- Phụ tầng Oligoxen

- Phụ tầng Mioxen

- Phụ tầng Plioxen – Đệ Tứ

Hình I.2 Bản đồ cấu trúc móng trước Đệ Tam Bể Malay Thổ Chu

I.3.2 Đặc điểm đứt gãy

Hệ thống đứt gãy của bể Thổ Chu-Mã Lai hình thành và chịu sự chi phối của các hệ thống đứt gãy trượt bằng khu vực chính có hướng Tây Bắc-Đông Nam (Hình

1 3) là các đới phá hủy hướng Bắc-Nam chính được xác định bởi các hệ thống đứt gãy:

- Hệ thống đứt gãy Hinge

- Hệ thống đứt gãy Three Pagoda

- Hệ thống đứt gãy Bergading-Kapal

- Hệ thống đứt gãy Dulang

- Hệ thống đứt gãy Laba-Mesah

Ở bể Thổ Chu-Mã Lai thuộc khu vực TLĐTN hệ thống đứt gãy chủ yếu là đứt gãy thuận có phương Bắc Nam, Tây Bắc-Đông Nam Ngoài ra còn có một số đứt gãy theo phương á vĩ tuyến Chính các hệ thống đứt gãy này đã tạo nên kiểu cấu trúc sụt bậc nghiêng về phía trung tâm bồn trũng và hình thành các địa hào và bán địa hào xen kẽ nhau

- Các đứt gãy phương Bắc Nam là đứt gãy thuận, xuyên cắt từ móng với biên độ dịch chuyển từ vài chục mét đến hàng nghìn mét Chúng hoạt động và phát triển đến cuối thời kỳ Mioxen, thậm chí có đứt gãy hoạt động đến tận Plioxen Hoạt động của hệ thống đứt gãy Bắc Nam làm cho đơn nghiêng có sự sụt bậc về phía Tây và hình thành một loạt nếp lồi, lõm xen kẽ nhau theo phương đứt gãy

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

Những điểm quan trọng nhất liên quan đến triển vọng dầu khí là:

Ở phía Bắc bể: Yếu tố cấu trúc chính khống chế triển vọng dầu khí là các đứt gãy trượt bằng hướng Bắc Tây Bắc – Nam Đông Nam phát triển trong giai đoạn tách dãn nội lực Paleogen

Ở phía Nam bể: Yếu tố cấu trúc chính khống chế triển vọng là các đứt gãy trượt bằng hướng Tây Bắc- Đông Nam liên quan tới hoạt động tách dãn trong Paleogen ở bể Mã Lai và cấu trúc tuyến tính sâu hướng Đông - Tây được tái hoạt động trong giai đoạn tách giãn Paleogen và giờ đây là một trong các yếu tố hình thành bẫy chứa dầu khí

Hình I.3 Các hệ thống đứt gãy chính của bể Malay -Thổ Chu

I.3.3 Lịch sử phát triển địa chất

Lịch sử phát triển địa chất của bể Thổ Chu-Mã Lai nằm trong khung cảnh chung của bể Mã Lai và có thể được chia thành 5 giai đoạn (Hình I 4)

Giai Đoạn 1: Trias Muộn – Sau Tạo Núi Indosiny

Quá trình tạo núi Indosiny bắt đầu bằng sự va chạm và ghép nối 2 mảng - khối Đông Dương và Nam Trung Hoa vào Trias sớm Sau đó vào Trias giữa – muộn là quá trình mở rộng kiến tạo với việc hình thành các bán địa hào Trầm tích Trias lấp đầy các bán địa hào ở đây là nhóm “trước Khorat Trias” ở Thái Lan và nhóm “Khorat A” ở Việt Nam; đó là các trầm tích đồng bằng cửa sông, trầm tích

biển rất hạn chế Ơû khu vực Đông Bắc Thái Lan, tập này đóng vai trò tầng sinh tiềm năng

Giai Đoạn 2: Oằn Võng Nhiệt Jura – Creta

Đây là giai đoạn hoạt động kiến tạo tương đối bình ổn Quá trình tách giãn tạm ngưng nghỉ, quá trình lún chìm nhiệt chiếm lĩnh Tập trầm tích Khorat B/C dày, tướng lục địa được lắng đọng và phân bổ rộng

Giai đoạn 3: Nén ép Creta muộn – Eoxen

Sự va chạm giữa mảng Ấn Độ với mảng Âu Á vào thời kỳ này đã dẫn tới quá trình tái hoạt động của các đứt gãy kề áp các bán địa hào Tập trầm tích Khorat B/C bị uốn nếp, hoạt động bóc mòn trầm tích xảy ra mạnh mẽ ở diện rộng Chuyển động trượt bằng phải tái hoạt động dọc theo các đứt gãy hướng TB-ĐN Vì lẽ đó, bể trầm tích Đệ Tam sớm nhất được hình thành có lẽ vào Đệ Tam sớm (Eoxen)

Giai đoạn 4: Tách giãn Eoxen – Oligoxen

Hoạt động kiến tạo chủ yếu tiếp theo tác động mạnh mẽ đến khu vực nghiên cứu là quá trình tách giãn nội lực (Intra – Cratonic rifting) tạo nên các bồn trầm tích Đệ Tam chủ yếu ở bể Mã Lai và trũng Pattani Quá trình tách dãn Eoxen – Oligoxen thường xảy ra dọc theo hướng cấu trúc Trias cổ, dẫn đến việc hình thành hàng loạt các đứt gãy thuận có hướng Bắc – Nam ở phần Bắc Vịnh Thái Lan và đứt gãy có hướng Tây Bắc- Đông Nam ở bể Mã Lai Trầm tích lấp đầy là các thành tạo lục nguyên có tướng lục địa – đầm hồ và biển ven bờ Do các đứt gãy phát triển từ móng trước Kainozoi, nên các thành tạo Oligoxen thường bị phân dị, chia cắt mặt địa hình cổ thành các đới nâng hạ không đều của móng trước Kainozoi tạo ra một hình thái kiến trúc hết sức phức tạp

Giai đoạn 5: Mioxen - hiện tại: Bắt đầu pha lún chìm, oằn võng - biển tiến

Vào Mioxen hạ, hoạt động tách dãn dần dần yếu đi và đây chính là giai đoạn đặc trưng cho pha chuyển tiếp từ đồng tách dãn (Syn rift) đến hậu tách dãn (Post rift), bắt đầu thời kỳ biển thoái, chuyển động nâng lên, quá trình trầm tích bị gián đoạn và bóc mòn Sự kiện này được đánh dấu bởi bất chỉnh hợp trong phần dưới của Mioxen hạ

Vào Mioxen trung - Mioxen thượng, bắt đầu thời kỳ lún chìm của bể mà nguyên nhân chủ yếu là do co rút nhiệt của thạch quyển Hoạt động giao thoa kiến tạo do sự thay đổi hướng hút chìm của mảng Ấn Độ theo hướng Đông Bắc và chuyển động của mảng Úc lên phía Bắc vào cuối Mioxen trung - đầu Mioxen muộn có thể là nguyên nhân của chuyển động nâng lên và dẫn tới việc hình thành bất chỉnh hợp Mioxen trung Trên cơ sở kết quả định tuổi của tập bazalt liên quan tới bất chỉnh hợp chính ở bể Phisanulok, Legendre và n n k (1988) cho rằng tuổi của bất chỉnh hợp trên là 10.4 triệu năm Sự phát triển của Mioxen trung được tăng mạnh mẽ do quá trình hạ thấp mặt nước biển toàn cầu cách đây 10 5 triệu năm (Haq và n n k, 1988)

Thời kỳ từ cuối Mioxen muộn đến hiện tại là pha cuối cùng của tiến trình phát triển của bể, đó là sự tiếp tục của pha hậu tách giãn

Vào Plioxen - Đệ Tứ, quá trình sụt lún chậm dần và ổn định, biển tiến rộng khắp, mạnh mẽ, còn bồn trũng, các địa hào và các phụ bể lân cận trong cùng Vịnh Thái Lan được liên thông với nhau Lớp phủ trầm tích hầu như nằm ngang, không

bị tác động lớn bởi các hoạt động đứt gãy hay nếp uốn vào tạo nên bình đồ cấu trúc hiện tại của khu vực này

Trên cơ sở các đặc điểm kiến tạo, địa tầng, thành phần vật chất và sự phát triển của sinh vật, có một số tác giả [Đỗ Bạt, 2001] đã chia quá trình phát triển trầm tích Đệ Tam của bể Thổ Chu-Mã Lai, cũng như các bể trầm tích Việt Nam nói chung, ra làm 4 giai đoạn là:

- Giai đoạn Eoxen - Oligoxen: Giai đoạn hình thành các bể trầm tích Đệ Tam

- Giai đoạn Mioxen sớm-Mioxen giữa: Giai đoạn mở rộng các bể trầm tích Đệ Tam

- Giai đoạn Mioxen muộn: Giai đoạn thu hẹp các bể trầm tích Đệ Tam

- Giai đoạn Plioxen - Đệ Tứ: Giai đoạn hình thành thềm lục địa

Hình I.4 Lịch sử phát triển địa chất của bể Malay -Thổ Chu

I.4 ĐỊA TẦNG TRẦM TÍCH ĐỆ TAM

Trên cơ sở nghiên cứu thạch địa tầng, sinh địa tầng và địa chấn địa tầng có thể phân chia địa tầng trầm tích Đệ Tam ra các đơn vị sau (Hình 1 7):

I.4.1 Hệ Paleogen - Thống Oligoxen

Hệ tầng Kim Long (E3kl)

Mặt cắt của hệ tầng gồm chủ yếu là sét kết xen kẽ với những lớp mỏng bột kết, cát kết và các lớp than nâu, đôi chỗ có các lớp đá carbonat màu trắng, cứng chắc dạng vi hạt Tại một số khu vực nâng cao (lô 51, 46) trong phần dưới của lát cắt tỷ lệ cát kết với kích thước hạt tăng nhiều so với các khu vực khác Phần lớn trầm tích của hệ tầng được tạo thành trong điều kiện môi trường đồng bằng châu thổ đến hồ đầm lầy và ở phần trên của mặt cắt có chịu ảnh hưởng của các yếu tố của môi trường biển

Sét kết màu xám, xám lục, xám đen, xám nâu hoặc nâu tối gắn kết trung bình đến tốt, phân lớp dày đến dạng khối, nhiều nơi có chứa vôi, pyrit, vật chất hữu

cơ chứa than hoặc xen kẹp các lớp than màu đen đến nâu đen Thành phần khoáng vật sét chủ yếu là kaolinit và hydromica cùng một lượng nhỏ clorit Tập đá sét giàu vật chất hữu cơ có chứa than được xem như là tầng sinh dầu và đôi chỗ nó cũng đóng vai trò là các tầng chắn mang tính chất địa phương

Cát kết chủ yếu hạt nhỏ đến trung bình, đôi khi hạt thô hoặc sạn kết màu xám nhạt đến xám nâu Hạt vụn bán góc cạnh đến bán tròn cạnh, độ lựa chọn mài mòn của hạt vụn thay đổi từ kém đến trung bình tốt hoặc tốt, gắn kết bởi xi măng giàu carbonat (gồm cả dolomit và canxit), sét và thạch anh Xi măng thạch anh khá phát triển trong các đá cát kết ở độ sâu hơn 3300m Cát kết có thành phần chính là thạch anh (trong một số giếng khoan ở lô B, 48/95 và lô 52) Ở phần dưới của hệ tầng xuất hiện các lớp cát kết thạch anh tương đối sạch và đơn khoáng với tỷ lệ thạch anh đôi khi vượt quá 80%, felspat và mảnh đá (nhiều mảnh đá phun trào, đá biến chất và đá Carbonat) Phân loại đá cát kết chủ yếu thuộc loại Litharenit và

Litharenit felspat, ít Lithic Arkos hoặc Sublitharenit Điều đó chứng tỏ nguồn cung cấp vật liệu trầm tích là từ các khối đá cổ, đá phun trào, biến chất và carbonat khá phổ biến tại các phần rìa của khu vực Phần lớn cát kết của hệ tầng được coi là các tầng chứa sản phẩm thuộc loại trung bình - tốt

Do bị chôn vùi ở các độ sâu khác nhau nên trầm tích của hệ tầng bị tác động của các quá trình biến đổi thứ sinh từ giai đoạn Katagenes sớm (cho các đá nằm ở độ sâu dưới 2700m) đến giai đoạn Katagenes sớm - muộn (đối với đá nằm ở độ sâu 2700-3350m) và Katagenes muộn cho các đá nằm sâu hơn 3350m

Các trầm tích của hệ tầng này thường phân bố chủ yếu trong các địa hào và sườn của các cấu tạo và được phân tách bởi các đứt gãy có hướng Đông Bắc-Tây Nam và Bắc Nam với chiều dày thay đổi từ 500-1000m Các pha sóng phản xạ được đánh dấu bởi tập địa chấn ML-TC 5 có phản xạ không liên tục, biên độ tương đối lớn và tốc độ lớp trong khoảng 3, 5-5km/s Đi vào trung tâm của bể các phản xạ phân lớp song song yếu, độ liên tục vừa đến tốt và biên độ tương đối mạnh Hoá đá cổ sinh nghèo nàn, chỉ có bào tử phấn thuộc đới Florschuetzin trilobata và một vài dạng khác như Cicatricosisporites dorogensis, Magnatriatites howardii, Mayeripollis nahakoteris… là những dạng thường thấy trong Oligoxen Tuy nhiên những dạng này đã không thấy tại một số giếng khoan trong khu vực nên mức độ tin cậy của tuổi Oligoxen muộn của hệ tầng cần phải nghiên cứu thêm Các trầm tích này được hình thành trong môi trường đầm hồ

Hình I.5: Bản đồ đẳng sâu nóc Oligoxen

I.4.2 Hệ Neogen, Thống Mioxen - Phụ Thống Mioxen Sớm

Hệ tầng Ngọc Hiển (N11nh)

Tên của hệ tầng Ngọc Hiển được lấy theo tên giếng khoan Ngọc Hiển NH-1X), nơi có mặt cắt đặc trưng của hệ tầng Tại đây, từ độ sâu 1750-2526m, trầm tích chủ yếu là cát kết xen kẽ sét kết ở phần dưới chuyển dần lên trên là sét kết xen kẽ các lớp mỏng cát kết và các lớp than nâu

(46-Nhìn chung trong toàn vùng, mặt cắt của hệ tầng gồm chủ yếu là sét kết, sét chứa ít vôi, sét chứa than, các lớp than xen kẽ các lớp mỏng bột kết, cát kết Đôi khi có các lớp đá vôi dạng vi hạt hoặc đá vôi chứa nhiều mảnh vụn lục nguyên màu trắng, xám trắng cứng chắc Trầm tích của hệ tầng được tạo thành chủ yếu trong điều kiện môi trường phần dưới của đồng bằng châu thổ ngập nước (với sự phong phú của các lớp than) có xen kẽ các pha biển nông, biển ven bờ biểu hiện

của sự có mặt ở mức độ khác nhau của glauconit, các hoá đá Foram và nhiều dạng động vật biển khác Mức độ ảnh hưởng của các yếu tố biển tăng dần lên rõ rệt ở phần trên của mặt cắt Đá của hệ tầng mới bị biến đổi thứ sinh ở mức độ katagenes sớm đến đầu giai đoạn katagenes muộn với các trầm tích nằm sâu hơn 2800m (khu vực lô B)

Sét kết màu xám lục, xám nâu, xám đen tới xám nâu, đôi khi đỏ nâu, gắn kết trung bình – kém, phân lớp rất dày hoặc dạng khối có nhiều nơi chứa ít thành phần carbonat (dolomit và canxit), các mảnh vụn than hoặc xen kẽ các lớp than nâu và than nâu màu đen hoặc đen phớt nâu, dòn và cứng Các vỉa than tăng lên nhiều cả về bề dày và số lượng vỉa so với trầm tích của hệ tầng Kim Long nằm dưới Ngoài Kaolinit và Hydromica là thành phần khoáng vật chính, còn có một lượng đáng kể của nhóm khoáng vật lớp hỗn hợp hydromica/montmorilonit Tập đá sét dày xen kẽ nhiều lớp than có khả năng chắn được các vỉa dầu khí mà đã phát hiện được trong một số giếng khoan Ngoài ra, đá sét của hệ tầng thường khá giàu vật chất hữu cơ nên đã được xác định là một tầng có khả năng sinh, chủ yếu là sinh khí và condensat

Cát kết màu xám nhạt đến xám lục hoặc xám nâu, phần nhiều hạt nhỏ đến trung, hiếm khi hạt thô hoặc sạn kết Hạt vụn bán góc cạnh đến tròn cạnh, độ lựa chọn mài tròn của hạt vụn thay đổi từ trung bình đến rất tốt Trong một số lớp cát kết có chứa glauconit, hoá đá foram và động vật biển Xi măng giàu carbonat (dolomit và canxit), sét và một lượng ít thạch anh Cát kết chủ yếu thuộc loại litharenit và litharenit felspat, ít lithic arkos gần giống với cát của hệ tầng Ngọc Hiển Điều đó chứng tỏ nguồn cung cấp vật liệu cho trầm tích của hệ tầng vẫn là từ những khối đá cổ phun trào, biến chất và carbonat Cát kết của hệ tầng được xác định là các tầng chứa tốt tới rất tốt với độ rỗng 15-30% và độ thấm thường vượt quá 100mD

Tỷ lệ cát/sét trong toàn hệ tầng ở mức trung bình, cát có xu thế hạt mịn hướng lên trên Quan sát trên tài liệu địa chấn thấy trầm tích của hệ tầng phát triển

rộng rãi, có chiều sâu thay đổi từ 900-1500m liên quan đến tập địa chấn ML-TC4 gồm các phản xạ song song, phần dưới có độ liên tục trung bình đến yếu và biên độ nhỏ, còn phần trên độ liên tục và biên độ lớn hơn Tiếp xúc với hệ tầng Kim Long theo kiểu kề áp, gá đáy và một số nơi là toplap phản ánh một mặt bất chỉnh hợp khá rõ Trầm tích của hệ tầng Ngọc Hiển được thành tạo trong môi trường đầm lầy, tam giác châu ven biển

I.4.3 Hệ Neogen, Thống Mioxen - Phụ Thống Mioxen Giữa

Hệ tầng Đầm Dơi (N12dd)

Hệ tầng Đầm Dơi được thiết lập và lấy theo tên gọi giếng khoan Đầm Dơi

do công ty FINA khoan tại lô 46 Trầm tích của hệ tầng được mô tả từ độ sâu 1465m chủ yếu là cát lớp cát kết xám sáng, hạt nhỏ đến trung bình, chứa vôi hoặc các lớp sét vôi mỏng xen các lớp sét kết xám trắng, xám xanh cùng một vài lớp than nâu Bề dày của hệ tầng là 465m

1000-Trầm tích của hệ tầng Đầm Dơi phát triển phổ biến trong vùng, ngoài những trần tích lục nguyên đã mô tả như trên, đôi khi có cả những lớp mỏng dolomit hoặc đá vôi vi hạt chứa các mảnh vụn lục nguyên màu xám trắng đến nâu vàng Trầm tích của hệ tầng được thành tạo chủ yếu trong điều kiện môi trường tam giác châu ngập nước ven biển chịu ảnh hưởng rất mạnh hoặc xen kẽ nhiều giai đoạn biển nông, biển ven bờ Đá của hệ tầng mới bị biến đổi thứù sinh ở mức độ katagenes sớm với đặc tính sét kết và cát kết gắn kết yếu với xi măng sét hoặc gắn kết trung bình với xi măng Carbonat

Sét kết màu xám sáng, xám Oliu, xám xanh tới xám nâu gắn kết yếu Đá phân lớp dày hoặc dạng khối Thành phần chính là Kaolinit và Hydromica cùng một lượng đáng kể hỗn hợp Hydromica/montmorilonit Các tập đá sét dày xen kẽ của hệ tầng hoàn toàn có khả năng là một tầng chắn có chất lượng tốt, chắn được các vỉa chứa dầu khí của hệ tầng Ngọc Hiển đã được phát hiện trong khá nhiều giếng khoan trong vùng

Cát kết màu xám nhạt đến xám trắng, xám phớt nâu gắn kết yếu đến trung bình với độ rỗng và độ thấm phần nhiều thuộc loại tốt đến rất tốt Các kết chủ yếu thuộc loại Litharenit và Litharenit Felspat với thành phần không phân biệt nhiều so với các tầng cát kết của các hệ tầng nằm dưới Tỷ lệ cát/sét thường trung bình đến cao Cát có xu thế thô dần lên phía trên là chủ yếu

Trầm tích phát triển trên toàn khu vực với bề dày thay đổi 300-1200m và được phản ánh theo dõi khá tốt trên tập địa chấn ML-TC3 Tập địa chấn này được đặc trưng bằng các phản xạ song song, độ liên tục vừa đến tốt, biên độ trung bình đến lớn, tần số cao Phần dưới có độ liên tục kém hơn và đôi nơi thể hiện trường sóng hỗn hợp Nơi tiếp xúc với hệ tầng Ngọc Hiển (tập địa chấn ML-TC3) thấy thường là chỉnh hợp, song đôi nơi cũng phát hiện những mặt liên quan đến các mặt bất chỉnh hợp cục bộ địa phương hẹp

Hệ tầng Đầm Dơi đã được hình thành trong môi trường tam giác châu chịu ảnh hưởng của biển nông ven bờ

I.4.4 Hệ Neogen, Thống Mioxen – phụ thống Mioxen trên

Hệ tầng Minh Hải (N13mh)

Các trầm tích của hệ tầng Minh Hải được mô tả tại giếng khoan Minh Hải Tại đây từ độ sâu 690-1097m chúng bao gồm chủ yếu là sét kết xám xanh, xám sáng xen kẽ các lớp cát kết hạt mịn đến thô màu xám sáng, mờ đục và xen ít than nâu Bề dày của hệ tầng ở giếng khoan này đạt 407m

Nhìn chung, trầm tích của hệ tầng gồm nhiều sét/sét kết xám sáng, xám oliu, xám xanh tới xám xâu, mềm, bở xen kẽ một tỷ lệ ít hơn các lớp bột/bột kết và cát/cát Cát kết màu xám nhạt đến xám trắng, xám phớt nâu gắn kết yếu hoặc còn bở rời, phần lớn là cát kết hạt nhỏ đôi chỗ hạt trung đến thô, bán góc cạnh đến bán tròn cạnh, độ lựa chọn trung bình đến tốt Sét chứa than và các vỉa than nâu thường xuất hiện chủ yếu ở phần dưới của mặt cắt

Tỷ lệ cát/sét thấp, cát thường có xu thế hạt thô dần lên trên theo độ sâu Trên mặt cắt địa chấn trầm tích hệ tầng Minh Hải được đặc trưng bằng tập địa chấn ML-TC2 với đặc điểm là các phản xạ song song, độ liên tục kém, biên độ và tầng số trung bình liên quan đến tướng địa chấn đầm lầy, ven biển Phần dưới nơi tiếp xúc với hệ tầng Đầm Dơi thấy kiểu phủ tựa đáy nằm bất chỉnh hợp giữa 2 hệ tầng Hệ tầng có chiều dày thay đổi 30-500m

Trầm tích của hệ tầng này được thành tạo trong môi trường biển nông chịu nhiều ảnh hưởng của nguồn lục địa

Hình I.6: Bản đồ nóc Mioxen

I.4.5 Hệ Neogen, Thống Plioxen

Hệ tầng Biển Đông (N2bđ)

Trầm tích của hệ tầng cũng phát triển và gắn liền với quá trình hình thành thềm lục địa biển Đông Chúng được đặc trưng bởi sét, bột xám, xám xanh mềm dẻo xen các lớp cát bở rời, chủ yếu hạt nhỏ, đôi chỗ hạt trung, thô bán góc cạnh, bán tròn cạnh, chọn lọc tốt chứa nhiều hoá đá động vật biển như Foram, Mollusca và Bryozoa Trầm tích hệ tầng Biển Đông phân bố rộng khắp trong bể và có chiều

dày tương đối ổn định 400-600m Hoá đá cổ sinh thuộc: Phức hệ Dacrydium, N21, NN12-NN15

N19-Hình I.5: Cột địa tầng tổng hợp bể Mã Lay Thổ Chu

I.5 HỆ THỐNG DẦU KHÍ

I.5.1 Đặc điểm tầng sinh

Khu vực Bắc nói riêng và bể Thổ Chu-Mã Lai nói chung có hai tầng sinh phân bố rất rộng: Tầng sinh đầm hồ của pha tách giãn Oligocen – Mioxen dưới và tầng sinh than, sét vôi của pha lún chìm Mioxen trung-muộn Kết quả phân tích Rock-Eval (RE) cho thấy mẫu trong tập trầm tích Oligoxen và Mioxen dưới và hầu hết có tổng hàm lượng cacbon hữu cơ (TOC) lớn hơn 0, 5%Wt giá trị Tmax >

435oC chủ yếu rơi vào mẫu có tuổi Oligoxen, tỉ số Prisstane/ Phytane Ph/Pr > 0 5% và Pr/Ph < 3% Dầu khí tìm được trong khu vực cho tới thời điểm hiện tại đều liên quan đến một hoặc hai tầng sinh này (Petronas 1999) Các tầng đá sinh phản ánh khá rõ lịch sử phát triển của bồn trũng với sự chuyển dần từ đầm hồ, fluvio-deltaic tới biển mở

Các tầng đá sinh trên đã được chứng minh từ các giếng khoan trên diện tích thuộc Việt Nam cũng như các nước trong khu vực như Malaysia và Thái Lan Có thể nói tầng đá sinh fluvio-deltaic là tầng sinh khí, khí-condensat chủ yếu Trong khi đó tầng sinh đầm hồ là tầng sinh dầu chủ yếu Tuy nhiên ở phần lớn diện tích (ở trung tâm bể và ở độ sâu khá lớn) khu vực các lô phía Tây thuộc Việt Nam tầng sinh này hầu như nằm trong vùng quá ngưỡng trưởng thành

Bể Thổ Chu-Mã Lai tồn tại các tầng sinh đầm hồ và fluvio-delta Các tầng sinh này được chôn vùi trong bể trầm tích có chế độ dòng nhiệt rất cao ở vùng trung tâm và Bắc bể nhưng giảm dần về phía rìa bể Gradien nhiệt biến đổi từ

3oC/100m ở vùng rìa nhưng có thể lên tới 6oC/100m tại khu vực trung tâm của bể, một số nơi dọc trục của bể, đã được ghi nhận được giá trị dòng nhiệt tới 105mWm-

2

Với chế độ nhiệt cao như vậy, rủi ro về độ trưởng thành của đá sinh nhìn chung không đáng kể Các nghiên cứu chứng tỏ rằng các tầng sinh, trừ tầng sinh E (chỉ có một số vùng nằm trong ngưỡng trưởng thành), hầu hết đã nằm trong ngưỡng

hoặc quá ngưỡng trưởng thành Nhận định này đã được chứng minh từ các tài liệu phản xạ vitrinite bào tử phấn (spore) và nhiệt độ Tmax Tuy nhiên, một số vùng giá trị phản xạ vitrinite theo mô hình độ trưởng thành thấp hơn so với dự đoán Điều này có vẻ không phù hợp với chế độ gradient nhiệt và nhiệt độ vỉa

Nhưng các số liệu có được cho thấy hầu hết các giá trị phản xạ thấp hơn đều tập trung vào các mẫu kerogen của sét hơn là của than, nên các giá trị này có thể chấp nhận được Hiện tượng này đã được lý giải bằng quan điểm cho rằng trong thời kỳ Pleistocene xung nhiệt đã tạo ra môi trường có dòng nhiệt cao như thời điểm hiện tại, còn trước đó dòng nhiệt của bể thấp hơn rất nhiều Kết quả mô phỏng độ trưởng thành của bể cho thấy do phần trung tâm bể có gradient nhiệt lớn hơn nên cửa sổ sinh hydrocarbon ở đây nâng cao so với phần rìa Các tầng sinh đầm hồ của các tập J, K, L và M nhìn chung nằm trong cửa sổ tạo dầu ở phần lớn diện tích Nam, Đông Nam và vùng rìa bồn trũng Còn về phía Bắc và đi dần về trung tâm bể, các tầng sinh từ K trở xuống đã quá ngưỡng trưởng thành và có thể dầu sinh thành từ các tầng sinh trong khu vực này đã bị phân hủy tạo ra khí khô I.5.2 Đặc điểm tầng chứa

Môi trường trầm tích và cấu trúc đá chứa ở bể trầm tích Thổ Chu-Mã Lai, dầu khí được phát hiện trong đá chứa cát kết tầng D tới M có tuổi Mioxen tới Oligoxen Trong vùng thềm lục địa Việt Nam, dầu khí chủ yếu được phát hiện trong đá cát kết thuộc tầng E tới K hình thành trong môi trường biến đổi từ lục địa đến biển

Cát kết nhóm L (Oligoxen muộn): Phần dưới lát cắt bao gồm các tập cát có độ chọn lọc trung bình, độ hạt từ mịn đến trung bình có bề dày từ 6-12m, càng lên trên các vỉa cát mỏng dần với bề dày 3-6m và xen kẹp với các vỉa sét Các vỉa cát của nhóm này hình thành trong môi trường sông (fluvial) dưới dạng các doi cát (point bar) và cát lấp đầy kênh rạch nằm xen kẽ với các trầm tích đồng bằng ngập lụt

Cát kết nhóm K-J (Mioxen sớm): Bao gồm các tập cát của trầm tích đồng bằng châu thổ có các vỉa sét và lớp than mỏng xen kẹp Các nghiên cứu cho thấy đá chứa nhóm K chủ yếu gồm các thân cát lòng sông (fluvial) xếp chồng nhau có tính liên tục khá tốt và phân bố tương đối rộng Bề dày tổ hợp các thân cát biến đổi từ 5-15m, các thân cát riêng lẻ dày khoảng 5-6m và xen kẹp bởi các trầm tích của đồng bằng ngập lụt, hoạt động thủy triều và ven bờ

Các thân chứa nhóm J hình thành vào thời kỳ chuyển tiếp có tính khu vực từ môi trường đầm hồ sang môi trường biển Đá chứa nhóm này chứa tới hơn 40% trữ lượng dầu khí của toàn bồn trũng Ở Bắc bể về phía Bắc bể lô B&48, 52/97 và khu vực Arthit (Thailand) đá chứa bao gồm các thân cát hạt thô xếp chồng hình thành trong môi trường lòng sông đổi dòng hoặc lấp đầy các kênh phân cắt trong thung lũng Chúng có tỷ lệ phần chứa cao và phân bố khá rộng có thể dễ dàng liên kết giữa các giếng khoan Chuyển dần về phía Đông Nam và Nam bể các đá chứa gồm các tập cát dày từ 3-15m hình thành trong môi trường biến đổi từ lòng sông, đồng bằng cửa sông tới trầm tích biển nông bị ảnh hưởng của thủy triều Phần giữa của nhóm J, các thân cát lắng đọng trong môi trường cửa sông và vùng thủy triều hoạt động mạnh có chất lượng tốt hơn Phần trên và dưới lát cắt nhóm J đá chứa có chất lượng kém hơn hình thành trong môi trường có năng lượng thủy triều yếu đến trung bình Trong khu vực này, các tập cát phần dưới nhóm J được minh giải là các tập doi cát thủy triều nằm theo hướng TTB-ĐĐN song song với bờ biển cổ Các trầm tích được hình thành khi nuớc biển hạ thấp làm thu hẹp bể và tăng tác động của thủy triều Các tập cát trong thời kỳ này có dạng thô dần lên trên và bị sinh vật làm biến đổi mạnh, phủ lên chúng là các tập cát chứa Glauconite hạt thô sạch và độ chọn lọc tốt Các tướng đá các bờ biển và doi cát chuyển dần sang tướng đá sét bùn vũng vịnh, đầm phá Một số tác giả khác còn cho rằng các thân chứa là các tập cát bờ biển và các trầm tích thềm hình thành trong môi trường ảnh hưởng của sóng và bão với tác động phụ của hoạt động thủy triều

Cát kết nhóm I: Khu vực Bắc bể (lô B&48, 52/97) có thể chia nhóm I ra hai phần, phần trên là các tập cát fluvial không liên tục của môi trường sông uốn khúc (meadering), phần dưới đá chứa có tính liên tục tốt hơn được hình thành trong môi trường sông đổi dòng (braided) Xuống phía Đông Nam, đá chứa nhóm I có sự biến đổi nhẹ và cũng gồm hai phần, phần dưới là các tập trầm tích fluvial lòng sông đa dòng (braided) với dạng log hình khối, đáy sắc cạnh sau đó mịn dần Phía trên các vỉa cát thô dần về nóc và được hình thành trong môi trường rìa ngoài đồng bằng ven biển (lower coastal plain) với sự xen kẹp của các vỉa than mỏng cũng như sét và bột kết của môi trường đồng bằng châu thổ ven biển (prodelta) Các trầm tích delta này bị tác động khá mạnh của thủy triều

Cát kết nhóm E, F và H (Mioxen trung): Nhìn chung các tập cát của nhóm E,

F và H được minh giải là các tập cát fluvial của vùng sông uốn khúc không có tính liên tục Khu vực lô PM3-CAA các đá chứa còn được hình thành trong môi trường có sự thăng giáng mạnh thay đổi từ rìa đồng bằng ven biển tới ven biển do vậy các trầm tích thô dần về nóc với tỷ phần bột và sét chiếm ưu thế và có các vỉa than mỏng xen kẹp

Các đá chứa khác: Trên cơ sở các kết quả thăm dò và khai thác rất khả quan đối tượng đá móng nứt nẻ phong hoá tại bồn trũng Cửu Long, đá móng tại bồn trũng Thổ Chu-Mã Lai cũng được xem xét như là đối tượng tìm kiếm thăm dò mới Tuy nhiên cho tới nay, trong vùng thềm lục địa Tây Nam Việt Nam một số giếng đã khoan vào móng và đã gặp đá phiến biến chất và đá quarzite và đá vôi chặt xít nhưng chưa thấy có biểu hiện dầu khí trong đối tượng này Hy vọng trong tương lai sẽ phát hiện ra dầu khí trong đối tượng này

I.5.3 Đặc điểm tầng chắn

Các thành tạo chắn giữ dầu khí trong khu vực có thể được chia thành 2 loại chủ yếu: Chắn cấu tạo và chắn kiến tạo

Chắn cấu tạo (Các tầng chắn hạt mịn ):

- Tầng chắn I: Đây là các tập sét Plioxen-Đệ Tứ có chiều dày hàng trăm mét, đóng vai trò tầng chắn khu vực cho toàn vùng Hàm lượng sét ổn định, khoảng 85-90%, độ hạt chủ yếu nhỏ hơn 0,001mm Khoáng vật chủ yếu là montmorilonit và thứ yếu là hydromica Xen kẽ trong các tầng sét là các lớp bột kết mỏng có đặc tính trương nở cao

- Tầng chắn II: Là các tập sét đáy Mioxen dưới Các tập này phân bố không liên tục, đóng vai trò tầng chắn địa phương cho các tầng sản phẩm bên dưới Chiều dày của tầng này khoảng 25-60m, hàm lượng sét dao động từ 75-85%, độ hạt nhỏ hơn 0,001mm Khoáng vật chủ yếu là montmorilonit, ngoài ra còn có hydromica và caolinit

- Tầng chắn III: Là các tập sét trong tầng Oligoxen, có bề dày lớn hơn 200m và khá ổn định và đóng vai trò tầng chắn khu vực Hàm lượng sét cao 80-90%, khoáng vật chủ yếu là montmorilonit và tổ hợp hydromica-montmorilonit, độ hạt 0,001-0,003

50 Màn chắn kiến tạo: Chế độ kiến tạo của khu vực có ảnh hưởng và chi phối mạnh mẽ tới sự tích tụ và bảo tồn dầu khí Các hệ thống đứt gãy là màn chắn kiến tạo hết sức quan trọng Hầu hết các bẫy khép kín 3 chiều đều được chắn bởi các đứt gãy, đặc biệt là đối với cánh nâng các đứt gãy

I.5.4 Di chuyển và nạp bẫy

Dịch chuyển của dầu khí tới các bẫy tuy còn một vài ý kiến nhưng hầu hết các nghiên cứu đều cho rằng bể Thổ Chu-Mã Lai tồn tại đồng thời hai cơ chế dịch chuyển ngang và thẳng đứng Tuỳ từng vị trí cụ thể mà một trong hai cơ chế này đóng vai trò chủ đạo Sự dịch chuyển ngang của hydrocarbon có thể thấy trong hầu hết địa tầng, trong Mioxen (tập H trở lên), ở các tầng này đá sinh và chứa xen kẹp và liền kề nhau, hydrocarbon sau khi sinh ra từ đá mẹ chỉ phải dịch chuyển ngang với quãng đường rất ngắn tới các tầng chứa

Do hydrocarbon có tỷ trọng nhẹ và các hệ thống đứt gãy thẳng đứng có mặt

ở hầu hết các khu vực bể Thổ Chu-Mã Lai, nên có thể nói dịch chuyển thẳng đứng có vẻ chiếm ưu thế hơn trong các tồn tại các hệ thống đứt gãy này Trong một số trường hợp đặc biệt hydrocarbon có thể dịch chuyển dọc các đứt gãy lên tận các tầng chứa gần bề mặt Điển hình là sự di chuyển khí từ các tầng sinh đã trưởng thành nằm ở dưới sâu (tầng K) theo các đứt gãy và lấp đầy vào các bẫy của tầng chứa E và F trong khu vực mỏ Kim Long Ở một số mỏ khác như Dulang và Semangkok, sự tương tự về các đặc trưng địa hoá của dầu tại một số vỉa chứa tầng

E với dầu của các tầng nằm sâu hơn (I và J) và sự tồn tại của các hệ thống đứt gãy sâu đi kèm các cấu tạo của tầng E trong vùng tầng đá mẹ E chưa trưởng thành đã chứng minh quan điểm dịch chuyển thẳng đứng và chứng tỏ dịch chuyển thẳng đứng đóng vai trò quan trọng Sự có mặt của khí CO2 không hữu cơ trong các mỏ dầu khí cũng là những bằng chứng rõ ràng về sự dịch chuyển thẳng đứng Nhiều tác giả cho rằng cơ chế dịch chuyển này có lẽ đóng vai trò quan trọng đối với các khu vực đứt gãy phát triển như vùng Bắc và trung tâm bể Thổ Chu-Mã Lai

Đối với các tầng sinh và chứa nằm sâu hơn như I, J, K tới L, dầu sinh thành từ đá mẹ đầm hồ trong thời kỳ tạo rift tới giai đoạn đầu sau tách giãn (early post rift) Các dầu này có tỷ trọng lớn hơn khí nhiều lần, mặt khác tỷ phần đá chứa trong các tầng trên khá lớn và phủ trực tiếp lên các tầng sinh đầm hồ có trước nên

xu thế dịch chuyển lên trên theo phương ngang (up-dip lateral migration) là khá rõ

Do tầng sinh rất lớn nên lượng hydrocarbon sinh ra nạp vào bẫy nhiều khi lớn hơn thể tích của cấu tạo, do đó có thể xảy ra hiện tượng dầu khí tràn ra khỏi bẫy và dịch chuyển tới các cấu tạo nằm ở phía trên theo kênh dẫn là các thân chứa và/hoặc các đứt gãy

Như vậy, sự dịch chuyển ngang hoặc thẳng đứng của hydrocarbon tại bể Thổ Chu-Mã Lai luôn diễn ra cùng nhau và không thể tách rời Dịch chuyển thẳng đứng thường mang tính cục bộ trong các khu vực phát triển đứt gãy trong khi đó dịch chuyển ngang có phạm vi ảnh hưởng lớn hơn Tuy nhiên khoảng cách dầu khí có

thể dịch chuyển ngang từ tầng sinh tới các tầng chứa, đặc biệt là khu vực rìa bể, là bao nhiêu vẫn là câu hỏi cần phải được giải đáp

S: tầng sinh R: tầng chứa C: tầng chắn Hình I.6: Mặt cắt hệ thống dầu khí của bể Mã lai Thổ Chu

CHƯƠNG II ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT KHU VỰC MỎ NĂM CĂN LÔ 46

II.1 KHÁI QUÁT CHUNG MỎ NĂM CĂN

II.1.1 Vị trí mỏ Năm Căn

Diện tích nghiên cứu nằm trong lô 46 – thuộc thềm lục địa Tây Nam Việt Nam (Hình 2 1)

Shell / Carigali

10 0

0 Kil omet ers

Nam Can VIETNAM

51 50

35 34

PM-311 PM-301

PM-3

PM-302

C19 A18 B1 7

B15 B14

B16

B13/3 8 B11/32

B11/3 8

B12/3 2

52/9 5

B12 B1 2

B13 B12/22

D AMAR BIN TANG

LAWIT JERN EH

BU MI

B ULA N TAPI

MU DA TONN OKYOONG BONGKOT

TONSAK

TONKOON BONGKOT

Mỏ Năm Căn

H.II.1: Vị trí mỏ Năm Căn

II.1.2 Lịch sử nghiên cứu lô 46

Từ tháng 8/1990, trên cơ sở hợp đồng phân chia sản phẩm (PSC) ký kết với PetroVietnam, Công ty Fina Exploration Minh Hai B.V đã tiến hành đo địa chấn hai chiều năm 1992 và dựa trên kết quả minh giải Địa chấn hai chiều đã tiến hành khoan thành công bốn giếng khoan thăm dò trong khoảng thời gian từ tháng 8/1995 đến tháng 7/1997

Các giếng khoan: TC-2X, TC-3X và TC-1X đã được khoan nhằm kiểm tra các cấu tạo lồi có khép kín theo bốn chiều và đã phát hiện dầu khí với tổng chiều dầy các vỉa chứa dầu và khí khá lớn

Giếng khoan TC-4X đã được khoan nhằêm kiểm tra bẫy phi cấu tạo dạng lòng sông cổ, chỉ phát hiện ra vỉa cát chứa dầu với chiều dầy 12.5 m Dựa trên các kết quả đó tháng 6/1997 khảo sát địa chấn ba chiều đã được tiến hành trên diện tích 466 km2

Trên cơ sở tài liệu địa chấn ba chiều, hai giếng khoan đã được thực hiện trong khoảng thời gian từ tháng 8/1998 đến tháng 1/1999 với kết quả khác nhau

- Giếng khoan TC-5X đã được thực hiện nhằm kiểm tra hàng loạt bẫy hỗn hợp dạng cấu tạo và địa tầng với kết quả đã phát hiện ra nhiều vỉa cát chứa khí với tổng chiều dày 93m

- Giếng khoan TC-6X đã kiểm tra một loạt các bẫy địa tầng chủ yếu dạng lòng sông cổ và đã không phát hiện ra dầu khí Trên cơ sở các kết quả đó có thể nhận định rằng các bẫy kết hợp dạng cấu tạo và địa tầng có xác suất phát hiện dầu khí cao, còn các bẫy địa tầng có xác suất phát hiện dầu khí thấp

Trong lô 46 dựa theo các tài liệu đã có, dầu khí đã được phát hiện chứa trong các lớp cát kết có chiều dày thay đổi trong phạm vi lớn (từ một vài mét tới 30-40 m), diện phân bố hẹp (chiều rộng thay đổi từ 0,1 đến 5 km) Đó là các vỉa cát chủ yếu thuộc loại lòng sông cổ hoặc cát bãi bồi, được thành tạo trong môi trường đầm lầy delta và đồng bằng ven biển

Các tầng chứa quan trọng chủ yếu tập trung trong bốn phức hệ trầm tích tương ứng với bốn chu kỳ biển tiến trong kỳ Mioxen sớm Các phức hệ trầm tích kể trên được phân chia từ trên xuống bởi các mặt ranh giới tương ứng là: Hz165, Hz120, Hz100 và Hz70

Tầng sinh chủ yếu là các tập sét và sét-than thuộc K-Shale được thành tạo trong môi trường delta – thuộc phần dưới lát cắt Mioxen hạ, vì vậy hai ranh giới địa tầng quan trọng khác là: Hz40 và K-Shale tương ứng là nóc và đáy của các trầm tích delta cũng cần được quan tâm

Sau khi kết thúc hợp đồng mặc dù còn một số khu vực có triển vọng chưa được khoan thăm dò song công ty FINA vẫn phải trả lại lô 46 cho PetroVietnam

II.2 ĐẶC ĐIỂM ĐỊA TẦNG

Ở lô 46, lát cắt địa tầng bao gồm đá móng biến chất trước Đệ Tam, trầm tích tuổi Oligoxen, Mioxen và Plioxen-Đệ Tứ Móng trước Đệ Tam đã gặp ở hai giếng khoan thăm dò TC-2X và TC-5X (chiều dày khoan vào móng được khoảng 30 m), là đá trầm tích biến chất, chặt xít (không biểu hiện dầu khí) Tầng trầm tích tuổi Oligoxen có chiều dày trung bình 200 m, trầm tích tuổi Mioxen có chiều dày trung bình 1900 m và trầm tích tuổi Plioxen- Đệ Tứ, chiều dày trung bình 650 m

Tầng chứa dầu khí của lô chủ yếu có tuổi Mioxen sớm là các lớp cát sét xen kẽ theo dạng xếp chồng, tướng đồng bằng châu thổ và các tập cát kết dạng kênh rạch Ngoài ra, từ kết qủa minh giải địa tầng tài liệu địa chấn cho thấy có khả năng gặp các tầng chứa có dạng bẫy địa tầng ở cấu tạo này

- Trầm tích Mioxen hạ: Bao gồm các thành tạo trầm tích tướng đồng bằng châu thổ, chiều dày khoảng 1000 m

- Trầm tích Mioxen trung – thượng bao gồm các thành tạo trầm tích tướng ven bờ tới biển nông chịu ảnh hưởng bởi hoạt động thủy triều, chiều dày khoảng 700m

- Trầm tích Plioxen – Đệ Tứ bao gồm các thành tạo trầm tích trong môi trường biển nông, chiều dày khoảng 480m

Hàng loạt các giếng khoan đã mở ra lát cắt địa tầng khu vực mỏ Năm Căn lô

46 Từ dưới lên trên địa tầng được mô tả như sau:

II.2.1 Oligoxen muộn

Thành hệ Kim Long (E3kl)

Chủ yếu là sét kết xen kẹp cát kết và đai nhỏ bột kết, đá phiến

Sét kết: Nâu đỏ nhợt đến nâu đỏ sẫm, xám sáng đến vừa, trắng đến trắng sữa, dẻo đến rất cứng, giòn, nửa cứng trong các đá nâu đỏ sẫm, không dính, tan, không giàu khoáng chất vôi, lẫn á cát và bùn, chủ yếu là đá biến chất

Cát kết: Tròn trịa, xám sáng, trong mờ đến trong suốt, như màu trắng, độ hạt từ thô đến tốt, góc cạnh đến tròn, phân bố kém, chủ yếu là thạch anh bở rời, đôi khi tập trung cùng với các tập sét nền và đá vôi ximăng, có dấu vết của Clorit, Pyrit, các mảnh vụn đá cứng, độ lỗ rỗng từ kém đến trung bình

Đá phiến: Xám vừa đến xám sẫm, xám nâu sáng, nâu vàng mờ tối, cứng đến nửa cứng, nửa phân phiến đến phân phiến, đôi chỗ có vẩy Mica, lẫn ít bùn

Bột kết: Chủ yếu có màu xám sáng đến xám vừa, xám Oliu, đôi chỗ có màu trắng đến trắng sữa, dẻo đến cứng, bở rời

II.2.2 Mioxen sớm

Thành hệ Ngọc Hiển (N11nh)

Chủ yếu gồm sét kết xen kẹp với cát kết, cuội kết và đá phiến sét kết hợp những lớp than và đá vôi mỏng

Đá phiến: Xám vừa đến xám sẫm, xám nâu sáng, nâu vàng mờ tối, từ mềm đến cứng, bán phân phiến đến phân phiến, đôi chỗ có vẩy Mica, lẫn ít bùn với các dấu vết của đá vôi màu xám sáng

Sét kết: Xám sáng đến xám vừa, trắng đến trắng sữa, nâu nhạt đến nâu xám, xám nâu nhạt, dẻo đến cứng, có xu hướng thấp dần, có dấu vết của sự phân bố đá cứng màu xám lục đến xám lục sẫm, vô định hình, dính vừa đến rất dính, tan, mật độ khoáng chất giàu vôi tăng dần, lẫn một ít á cát và bùn với thành phần chính là Cacbonat

Bột kết: Xám sáng đến xám xanh Oliu, xám xanh Oliu sẫm, đôi chỗ có màu trắng đến trắng sữa, dẻo đến cứng, phần lớn là bán cứng, bở rời

Cát kết: Tròn trịa, xám sáng, trong mờ đến trong suốt, như màu trắng, độ hạt từ tốt đến rất tốt, góc cạnh đến tròn, phần lớn là bán tròn, chủ yếu là thạch anh bở rời, đôi khi tập trung cùng với các tập sét nền và đá vôi ximăng, phần lớn là Pyrit, có dấu vết của Mica, các mảnh vụn đá cứng, độ lỗ rỗng từ kém đến trung bình

II.2.3 Mioxen giữa

Thành hệ Đầm Dơi (N12dd)

Chủ yếu là sét kết và bột kết và một lớp nhỏ than

Sét kết: Xám lục sáng đến sẫm, xám sáng đến xám vừa, dẻo vừa đến cứng, cấu tạo không định hình, dính vừa, tan, mật độ Canxi ít, có lẫn một ít á cát và bùn với thành phần chủ yếu là Cácbon

Bột kết: Xám sáng đến xám vừa, xám xanh ánh lục, xám Oliu, dẻo đến cứng, cấu tạo khối đến nửa khối với những hình cắt, không giàu thành phần chứa vôi, sự tuyển chọn tại chỗ cho độ hạt rất tốt với thành phần chủ yếu là vảy Mica

Cát kết: Xám sáng, trong mờ đến trong suốt, thỉnh thoảng có màu xám xanh, xám, độ hạt rất tốt, sắc cạnh đến nửa tròn, sắp xếp không đều, phần lớn là thạch anh bở rời, một vài chỗ tập trung cùng với các tập sét và đá vôi ximăng, có các dấu