Quá trình hình thành các tích tụ dầu khí thân dầu trong mioxen dưới mỏ x bể cửu long trên cơ sở nghiên cứu lịch sử chôn vùi và giá trị tti

NGUYỄN MINH KHƯƠNG QUÁ TRÌNH HÌNH THÀNH CÁC TÍCH TỤ DẦU KHÍ THÂN DẦU TRONG MIOXEN DƯỚI MỎ X BỂ CỬU LONG TRÊN CƠ SỞ NGHIÊN CỨU LỊCH SỬ CHÔN VÙI VÀ GIÁ TRỊ TTI Chuyên ngành: Địa Chất D

NGUYỄN MINH KHƯƠNG

QUÁ TRÌNH HÌNH THÀNH CÁC TÍCH TỤ DẦU KHÍ THÂN DẦU TRONG MIOXEN DƯỚI MỎ X BỂ CỬU LONG TRÊN

CƠ SỞ NGHIÊN CỨU LỊCH SỬ CHÔN VÙI VÀ GIÁ TRỊ TTI

Chuyên ngành: Địa Chất Dầu Khí Ứng Dụng

CBHD: TSKH Trần Lê Đông

Mã số: 12360774

LUẬN VĂN THẠC SĨ

Tp Hồ Chí Minh, tháng 12 năm 2014

Cán bộ hướng dẫn khoa học : TSKH Trần Lê Đông

Cán bộ chấm nhận xét 1 : PGS.TSKH Hoàng Đình Tiến

Cán bộ chấm nhận xét 2 : TS Bùi Thị Luận

Luận văn thạc sĩ được bảo vệ tại Trường Đại học Bách Khoa, ĐHQG Tp HCM ngày tháng năm

Thành phần Hội đồng đánh giá luận văn thạc sĩ gồm: 1

2

3

4

5

Xác nhận của Chủ tịch Hội đồng đánh giá LV và Trưởng Khoa quản lý chuyên ngành sau khi luận văn đã được sửa chữa (nếu có)

NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ

Ngày, tháng, năm sinh: 08/03/1989 Nơi sinh: Long An

Chuyên ngành: Địa chất dầu khí ứng dụng MS:

I TÊN ĐỀ TÀI: QUÁ TRÌNH HÌNH THÀNH CÁC TÍCH TỤ DẦU KHÍ,

CÁC THÂN DẦU TRONG MIOCEN DƯỚI MỎ X BỂ CỬU LONG TRÊN CƠ SỞ

NGHIÊN CỨU LỊCH SỬ CHÔN VÙI VÀ GIÁ TRỊ TTI

NHIỆM VỤ VÀ NỘI DUNG:

- Nghiên cứu đặc tính của các tầng đá mẹ và khả năng sinh dầu khí của nó trong

phạm vi bể Cữu Long nói chung và mỏ X nói riêng,

- Đánh giá các đới sinh dầu khí của các tầng đá mẹ, quá trình sinh thành, di cư và

tích lũy dầu khí

-Nghiên cứu quá trình hình thành các tích tụ dầu khí thân dầu trong Miocene dưới

mỏ X và dự kiến các đới tích lũy

II NGÀY GIAO NHIỆM VỤ: 18/08/2014

III NGÀY HOÀN THÀNH NHIỆM VỤ: 07/12/2014

III CÁN BỘ HƯỚNG DẪN: TSKH TRẦN LÊ ĐÔNG

TpHCM, ngày… tháng… năm…

TRƯỞNG KHOA

Thầy hướng dẫn Em xin gửi lời cảm ơn chân thành và sâu sắc nhất đến Thầy TSKH Trần

Lê Đông, PGS.TSKH Hoàng Đình Tiến và TS Bùi Thị Luận đã tận tình chỉ dẫn định hướng trong quá trình làm luận án này

Em xin gửi lời cảm ơn đến các Thầy Cô trong Khoa Kỹ Thuật Địa Chất Và Dầu Khí Trường Đại Học Bách Khoa Thành Phố Hồ Chí Minh đã tạo điều kiện thuận lợi nhất cho em trong suốt quá trình làm luận văn

Em xin cảm ơn các nhà khoa học, các nhà địa chất đi trước cho phép em sử dụng

và thừa hưởng các kết quả nghiên cứu của mình để em có thể hoàn thành luận án

Em cũng xin cám ơn đến gia đình bạn hữu đã quan tâm động viên em trong suốt quá trình làm luận án

khảo, trình bày trong 79 trang nội dung gồm 4 chương sau đây:

Chương I: Cấu trúc địa chất và tình hình dầu khí bể Cửu Long và mỏ X

Chương II: Các phương pháp đánh giá tầng đá mẹ

Chương III Đặc tính các tầng đá mẹ mỏ X bể Cửu Long

Chương IV: Quá trình hình thành các tích tụ thân dầu Mioxen dưới mỏ X, bể Cửu Long

Kết luận

of references, presented in 79 pages containing the following four chapters:

Chapter I: Geological structure and petroleum situation at Cuu Long basin and deposit X

Chapter II: The assessment methods rocks

Chapter III Characterization of petroleum source rocks deposit X, Cuu Long basin

Chapter IV: The process of forming the body accumulates under the Miocene oil fields X, Cuu Long basin

Conclude

Tôi xin cam đoan đây là công trình tổng hợp tài liệu phân tích và nghiên cứu của tôi.Các số liệu, trích dẫn sử dụng trong luận văn đều được dẫn nguồn và có độ tin cậy cao Tôi sẽ chụi trách nhiệm về lời cam đoan của mình

Tác giả

Nguyễn Minh Khương

CHƯƠNG 1 CẤU TRÚC ĐỊA CHẤT VÀ TÌNH HÌNH DẦU KHÍ BỂ CỬU LONG

VÀ MỎ X 3

1.1 Vị trí địa lý và lịch sử kiến tạo và tình hình dầu khí 3

1.2 Cấu trúc địa chất mỏ X 10

CHƯƠNG II: CÁC PHƯƠNG PHÁP ĐÁNH GIÁ TẦNG ĐÁ MẸ 23

2.1 Đặc điểm địa chất 24

2.1.1 Đặc điểm kiến tạo 24

2.1.2 Đặc điểm thạch địa tầng 25

2.1.3 Cổ địa lý tướng đá 25

2.2 Đặc điểm địa hóa hữu cơ 26

2.2.1 Các phương pháp nghiên cứu đá mẹ 26

2.2.2 Phương pháp đánh giá độ trưởng thành của vật liệu hữu cơ 32

2.2.3 Cơ sở tài liệu xác định ngưỡng trưởng thành của VLHC 38

CHƯƠNG III: ĐẶC TÍNH CÁC TẦNG ĐÁ MẸ MỎ X, BỂ CỬU LONG 44

3.1: Đặc điểm địa chất của tầng đá mẹ 44

3.1.1 Đặc điểm thạch học, trầm tích 44

3.1.2 Đặc điểm môi trường lắng đọng trầm tích 50

3.2 Đặc điểm địa hóa của các tầng đá mẹ 53

3.2.1 Tầng đá mẹ Eoxen trên + Oligoxen dưới 53

3.2.2 Tầng đá mẹ Oligoxen trên 54

3.2.3 Tầng đá mẹ Mioxen dưới 55

3.3.2 Chỉ tiêu thời nhiệt (TTI) 61

CHƯƠNG IV: QUÁ TRÌNH HÌNH THÀNH CÁC TÍCH TỤ DẦU KHÍ THÂN DẦU TRONG MIOXEN MỎ X, BỂ CỬU LONG 66

4.1 Các đới sinh dầu khí của các tầng đá mẹ 66

4.2 Quá trình sinh dầu khí 69

4.3 Quá trình di cư và tích lũy hydrocacbon 72

4.3.1 Sự hiện diện của pha di cư 72

4.3.2 Chỉ số PI (Productivity Index) 74

4.3.3 Đường di cư lên các bẫy ở trong Mioxen dưới 74

4.4 Quá trình hình thành các tích tụ dầu khí thân dầu trong Mioxen dưới mỏ X và dự kiến các đới tích lũy 76

KẾT LUẬN 77

TÀI LIỆU THAM KHẢO 78

1

PHẦN MỞ ĐẦU

 Tính cấp thiết của đề tài

Các bồn trũng chứa dầu khí luôn có quan hệ mật thiết với các hoạt động kiến tạo

và bể trầm tích Cửu Long là một trong các bể trầm tích có triển vọng dầu khí lớn nhất Việt Nam Hiện nay bể trầm tích cung cấp một lượng dầu chủ yếu phục vụ nền kinh tế quốc dân Bể Cửu Long nói chung và mỏ X nói riêng tuy đã được đưa vảo khai thác hơn

30 năm nay, nhưng thời gian gần đây đã phát hiện ra nhiều mỏ và vỉa dầu mới ở vùng rìa, vùng trầm tích gá vào các khối nâng cao, chứng tỏ rằng còn một lượng dầu khí lớn chưa được phát hiện từ trữ lượng có thể tích lũy được Vì vậy, việc nghiên cứu khả năng tồn tại các tầng đá sinh dầu, phạm vi phân bố của chúng, thời gia sinh thành dầu khí và quá trình hình thành các thân dầu và tìm ra quy luật phân bố các vỉa dầu khí nhằm tìm ra các bẫy chứa là hết sức quan trọng Tuy đã có nhiều công trình nghiên cứu về vấn đề này nhưng chưa chú ý sử dụng kết quả nghiên cứu lịch sử chôn vùi và trị TTI nhằm xác định

độ trưởng thành của VCHC, qua đó xác định quá trình sinh thành dầu khí của tầng đá mẹ

Vì vậy đề tài “Quá trình hình thành các tích tụ dầu khí các thân dầu trong Mioxen dưới mỏ X bể Cửu Long trên cơ sở nghiên cứu lịch sử chôn vùi và giá trị TTI” là cấp

Nhiệm vụ nghiên cứu:

- Nghiên cứu đặc tính của các tầng đá mẹ và khả năng sinh dầu khí của nó trong phạm vi bể Cửu Long nói chung và mỏ X nói riêng,

- Đánh giá các đới sinh dầu khí của các tầng đá mẹ, quá trình sinh thành, di cư và tích lũy dầu khí

2

-Nghiên cứu quá trình hình thành các tích tụ dầu khí thân dầu trong Mioxen dưới mỏ

X và dự kiến các đới tích lũy

Nguồn tài liệu

- Địa chất bồn trũng Cửu Long – nguồn: XNLDDK Vietsovpetro

- Dữ liệu địa vật lý giếng khoan và tài liệu phân tích các chỉ tiêu địa hóa trong khu vực nghiên cứu

- Luận văn và tài liệu liên quan – nguồn: Thư viện ĐH Bách Khoa TPHCM

- Tổng hợp các tài liệu đã nghiên cứu về địa chất, kiến tạo, địa tầng ở khu vực nghiên cứu

 Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài

- Ý nghĩa khoa học: góp phần làm sáng tỏ đặc tính tích tụ dầu khí trong tầng Mioxen dưới trên cơ sở kết quả nghiên cứ lịch sử chôn vùi và TTI

- Ý nghĩa thực tiễn: Làm cơ sở góp phần định hướng cho công tác tìm kiếm thăm

dò tiếp theo ở mỏ X nói riêng và ở bể Cửu Long nói chung

Cấu trúc của luận văn

Luận văn bao gồm phần mở đầu, kết luận và kiến nghị, danh sách tài liệu tham khảo, trình bày trong 79 trang nội dung gồm 4 chương sau đây:

Chương I: Cấu trúc địa chất và tình hình dầu khí bể Cửu Long và mỏ X

Chương II: Các phương pháp đánh giá tầng đá mẹ

Chương III Đặc tính các tầng đá mẹ mỏ X bể Cửu Long

Chương IV: Quá trình hình thành các tích tụ thân dầu Mioxen dưới mỏ X, bể Cửu Long

Kết luận

3

CHƯƠNG 1 CẤU TRÚC ĐỊA CHẤT VÀ TÌNH HÌNH DẦU KHÍ

BỂ CỬU LONG VÀ MỎ X 1.1 Vị trí địa lý và lịch sử kiến tạo

a Vị trí địa lý

Bể trầm tích Cửu Long nằm ở vị trí có toạ độ địa lý trong khoảng 9o00‟ - 11o00‟ vĩ

độ Bắc và 106o30‟ - 109o00‟ kinh độ Đông, nằm chủ yếu trên thềm lục địa phía Nam Việt Nam và một phần đất liền thuộc khu vực cửa sông Cửu Long còn phần lớn nằm trên thềm lục địa Việt Nam Bể có hình bầu dục, nằm dọc theo bờ biển Vũng Tàu – Bình Thuận Bể Cửu Long được xem là bể trầm tích Kainozoi khép kín điển hình của Việt Nam Tuy nhiên, nếu tính theo đường đẳng dày trầm tích 1000m thì bể có xu hướng mở về phía ĐB, phía Biển Đông hiện tại Bể Cửu Long tiếp giáp với đất liền về phía Tây Bắc, ngăn cách với bể Nam Côn Sơn là đới nâng Côn Sơn, phía TN là đới nâng Khorat - Natuna và phía

ĐB là đới cắt trượt Tuy Hòa ngăn cách với bể Phú Khánh

Cấu trúc địa chất và tình hình dầu khí của bể trầm tích Cửu Long đã được nhiều nhà khoa học nghiên cứu [1,5,8 ) Trong luận văn này em sẽ đi sâu trình bày về lịch sử phát triển kiến tạo và những nét chính về tình hình dầu khí của bể

b Lịch sử kiến tạo

Việc phân chia các đơn vị cấu tạo bể Cửu Long được dựa trên đặc điểm cấu trúc địa chất của từng vùng với sự khác biệt về chiều dày trầm tích và thường được 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 cấu trúc bậc 2 của bể bao gồm các đơn vị cấu tạo sau: trũng phân

dị Bạc Liêu, trũng phân dị Cà Cối, đới nâng Trung Tâm, đới nâng Phú Quý hay còn gọi là đới phân dị Đông Bắc, đới nâng Tam Đảo và trũng chính bể Cửu Long (trũng Đông mỏ

X, Bắc và Tây mỏ X) (Hình 1.1)

Bể Cửu Long là bể tách giãn nội lục, hình thành và phát triển trên mặt đá kết tinh trước Kainozoi (thường được gọi là đá móng) Lịch sử phát triển bể Cửu Long được phân

Do ảnh hưởng của quá trình va mảng Ấn Độ vào mảng Âu –Á và hình thành đới hút chìm dọc cung Sunda (50-43,5 triệu năm) Các thành tạo đá xâm nhập, phun trào Mesozoi muộn - Kainozoi sớm và trầm tích cổ trước đó đã trải qua thời kỳ dài bóc mòn, giập vỡ khối tảng, căng giãn khu vực hướng Tây Bắc – Đông Nam Sự phát triển các đai mạch lớn, kéo dài có hướng Đông Bắc – Tây Nam thuộc phức hệ Cù Mông và Phan Rang tuổi tuyệt đối 60-30 triệu năm đã chứng minh cho điều đó Đây là giai đoạn phá hủy và san bằng địa hình trước khi hình thành bồn trũng Cửu Long Địa hình bề mặt bóc mòn của móng kết tinh trong phạm vi khu vực bồn trũng lúc này là không hoàn toàn bằng

Hình 1.1 Sơ đồ phân vùng kiến tạo bể Cửu Long

5

phẳng, có sự đan xen giữa các thung lũng và đồi núi thấp Chính hình thái địa hình mặt móng này đóng vai trò khá quan trọng trong việc phát triển trầm tích lớp phủ kế thừa vào cuối Eoxen, đầu Oligoxen

Thời kỳ tách giãn

Xảy ra vào cuối Eoxen, đầu Oligoxen do tác động của các biến cố kiến tạo vừa nêu trên với hướng căng giãn chính là Tây Bắc - Đông Nam Hàng loạt đứt gãy hướng Đông Bắc - Tây Nam đã được sinh ra do sụt lún mạnh và căng giãn Các đứt gãy hướng Đông – Tây lại do tác động bởi các biến cố kiến tạo khác Đó là sự va chạm mạnh ở góc hội tụ Tây Tạng giữa các mảng Ấn Độ và Âu Á làm vi mảng Indosinia bị thúc trồi xuống Đông Nam theo các đứt gãy trượt bằng lớn như đứt gãy sông Hồng, Maeping-sông Hậu, Three Pagoda, với xu thế trượt trái ở phía Bắc và trượt phải ở phía Nam tạo các trũng Đệ Tam trên các đới khâu ven rìa, trong đó có bể Cửu Long Kết quả là đã tạo ra các hệ thống đứt gãy khác có hướng gần Đông Bắc – Tây Nam Như vậy, trong bồn trũng Cửu Long bên cạnh hướng Đông Bắc – Tây Nam còn có các hệ đứt gãy có hướng cận kề chúng

Trong Oligoxen giãn đáy biển theo hướng Bắc – Nam tạo biển Đông bắt đầu từ 36 triệu năm Trục tách giãn đáy biển phát triển lấn dần xuống Tây Nam và đổi hướng từ Đông – Tây sang Đông Bắc – Tây Nam vào cuối Oligoxen Các quá trình này đã gia tăng các hoạt động tách giãn và dịch chuyển ngang, vặn xoay tạo nên cơ chế kéo tách, uốn cong của bồn trũng Cửu Long, do đó hình thành hàng loạt đứt gãy Đông Bắc – Tây Nam

và các hướng khác nhau trong giai đoạn Oligoxen và nén ép vào cuối Oligoxen

Do các hoạt động kiến tạo nêu trên, ở bể Cửu Long các đứt gãy chính điển hình là các đứt gãy dạng gàu xúc, phương Đông Bắc - Tây Nam cắm về Đông Nam, một số có hướng phát triển theo các đứt gãy được hình thành Các bán địa hào được lấp đầy nhanh bằng các trầm tích vụn thô, molass, phun trào chủ yếu thành phần bazơ - trung tính và trầm tích giữa núi Trong thời gian đầu tạo bể có lẽ do chuyển động sụt lún khối tảng, phân dị nên tại các đới trũng khác nhau có thể có các thời kỳ gián đoạn, bào mòn trầm

6

tích khác nhau Do khu vực tích tụ trầm tích và cung cấp trầm tích nằm kế cận nhau nên thành phần trầm tích ở các đới trũng khác nhau có thể khác biệt nhau Vào Oligoxen sớm, bao quanh và nằm áp kề lên các khối nhô móng kết tinh phổ biến là trầm tích nguồn lục địa– sông ngòi và đầm hồ, với các tập sét dày Các lớp phân bố ở sườn hay gá kề vào các khối nhô cổ Vì gần nguồn năng lượng cao nên các lớp có dạng xiên chéo thay đổi bề dày lớn và thay đổi tướng đá nhanh

Quá trình tách giãn tiếp tục phát triển làm cho bồn trũng lún chìm sâu, rộng hơn Các hồ trũng trước núi đó được mở rộng, sâu dần và liên thông nhau và có chế độ trầm tích khá đồng nhất Các tầng trầm tích hồ dày, phân bố rộng được xếp vào hệ tầng Trà Tân được thành tạo, mà chủ yếu là sét giàu vật chất hữu cơ màu nâu, nâu đen tới đen Các

hồ phát triển trong các địa hào riêng biệt được liên thông nhau, mở rộng dần và có hướng phát triển kéo theo phương Đông Bắc – Tây Nam, đây cũng là phương phát triển ưu thế của hệ thống đứt gãy mở rộng bồn trũng Các trầm tích thuộc tầng Trà Tân dưới có diện phân bố hẹp, thường vắng mặt ở phần rìa bồn trũng, phần kề với các khối cao địa lũy và

có dạng hình nêm điển hình, chúng phát triển dọc theo các đứt gãy với bề dày thay đổi nhanh Các trầm tích giàu sét của tầng Trà Tân giữa được tích tụ sau đó, phân bố rộng hơn, bao phủ trên hầu khắp các khối cao trong bồn trũng và các vùng cận rìa

Trên Hình 1.2 càng thể hiện vào giai đoạn cuối Oligoxen sớm cấu tạo X vẫn chỉ có hướng Đông Đông Bắc – Tây Tây Nam vẫn là đứt gãy thuận Sau khi cuối Oligoxen sớm đầu Oligoxen muộn cấu tạo bị đẩy sang phía Tây với góc 250

tạo nên sự nén ép và đứt gãy ớ phía Tây trở thành đứt gãy nghịch, còn các đứt gãy khác ớ phía Đông vẫn giữ nguyên là đứt gãy thuận nhưng có biên độ dịch trượt lớn hơn

Hoạt động ép nén vào cuối Oligoxen muộn đã đẩy trồi các khối móng sâu, gây nghịch đảo trong trầm tích Oligoxen ở trung tâm các đới trũng chính, làm tái hoạt động các đứt gãy thuận chính ở dạng ép chờm, trượt bằng và tạo nên các cấu trúc “trồi”, các cấu tạo dương/âm hình hoa, phát sinh các đứt gãy nghịch ở một số nơi như trên cấu tạo Rạng Đông, phía Tây cấu tạo mỏ X và một số khu vực mỏ Rồng đồng thời xảy ra hiện

7

tượng bào mòn và vát mỏng mạnh các trầm tích thuộc tầng Trà Tân

Các nếp uốn trong trầm tích Oligoxen ở bể Cửu Long được hình thành với bốn cơ chế chính:

Nếp uốn gắn với đứt gãy căng giãn phát triển ở cánh sụt của các đứt gãy chính và thường thấy ở rìa các đới trũng

- Phủ chờm của trầm tích Oligoxen lên trên các khối móng cao Đây là đặc điểm phổ biến nhất ở bồn trũng Cửu Long, các cấu tạo Rạng Đông, Hồng Ngọc, Sư Tử Đen, Bạch Hổ

- Cấu tạo hình hoa được thành tạo vào Oligoxen muộn và chỉ được phát hiện ở trong các địa hào chính

- Các nếp lồi, bán lồi gắn với nghịch đảo trầm tích được thành tạo vào cuối Oligoxen, được phát hiện ở phía Bắc bồn trũng Cửu Long

Hình 1.2 Sơ đồ cấu tạo mỏ X trước (a), sau (b) dịch chuyển chờm nghịch, xoay trái

(Hoàng Đình Tiến, 2008)

8

- Sự kết thúc hoạt động của phần lớn các đứt gãy và không chỉnh hợp góc rộng lớn

ở nóc trầm tích Oligoxen đã đánh dấu sự kết thúc thời kì tách giãn

Thời kỳ sau tách giãn

Thời kỳ đầu cấu tạo mỏ X bị dồn lên phía Bắc bởi cấu tạo Rồng nên vòm Bắc bị nâng cao, sau đó bị đứt gãy và sụt lún vòm Bắc để về sau nâng phần Trung Tâm lên cao (Hình 1.3)

Vào Mioxen sớm, quá trình giãn đáy biển Đông theo phương Tây Bắc – Đông Nam đã yếu đi và nhanh chóng kết thúc vào cuối Mioxen sớm, tiếp theo là quá trình nguội lạnh vỏ Trong thời kỳ đầu Mioxen sớm các hoạt động đứt gãy vẫn còn xảy ra và chỉ chấm dứt hoàn toàn từ Mioxen giữa – hiện tại các trầm tích của thời kỳ sau tách giãn

có đặc điểm chung là: phân bố rộng, không bị biến vị, uốn nếp và gần như nằm ngang

Tuy nhiên, ở bể Cửu Long các quá trình này vẫn gây ra các hoạt động tái căng Hình 1.3 Mặt cắt cổ kiến tạo dọc cấu tạo Bạch Hổ thời kỳ Neogen (Hoàng Đình

Tiến 2008)

9

giãn yếu lún chìm từ từ trong Mioxen sớm và hoạt động núi lửa ở một số nơi, đặc biệt ở phần Đơng Bắc của bể trầm tích phủ phần lớn diện tích bồn trũng, nĩc trầm tích Mioxen dưới - hệ tầng Bạch Hổ được đánh dấu bằng biến cố chìm sâu với sự thành tạo tầng “sét Rotalid” biển nơng rộng khắp và tạo nên tầng đánh dấu địa tầng và tầng chắn khu vực khá tốt cho tồn bồn trũng Cuối Mioxen sớm, tồn bồn trũng trải qua quá trình nâng khu vực và bĩc mịn yếu, bằng chứng là tầng sét Rotalid chỉ bị bào mịn từng phần và vẫn duy trì tính phân bố khu vực của nĩ

Vào Mioxen giữa, lún chìm nhiệt tiếp tục gia tăng và biển đã cĩ ảnh hưởng rộng lớn đến hầu hết các vùng quanh biển Đơng Cuối thời kỳ này cĩ một pha nâng lên, dẫn đến sự tái thiết lập điều kiện mơi trường sơng ở phần Tây Nam bồn trũng cịn ở phía Đơng, Đơng Bắc, điều kiện ven bờ vẫn tiếp tục được duy trì

Mioxen muộn được đánh dấu bằng sự lún chìm mạnh ở biển Đơng và phần rìa của

nĩ, khởi đầu quá trình thành tạo thềm lục địa hiện đại Đơng Việt Nam Núi lửa hoạt động tích cực ở phần Đơng Bắc bồn trũng Cửu Long, Nam Cơn Sơn và phần đất liền Nam Việt Nam Từ Mioxen muộn bồn trũng Cửu Long và hệ thống sơng Cửu Long, sơng Đồng Nai trở thành nguồn cung cấp trầm tích cho cả hai bồn trũng Các trầm tích hạt thơ được tích

tụ trong mơi trường ven bờ ở phần Nam bồn trũng và trong mơi trường biển nơng ở phần Đơng Bắc bồn trũng

Plioxen Đệ Tứ là thời gian biển tiến rộng lớn và cĩ lẽ đây là lần đầu tiên tồn bộ vùng biển Đơng hiện tại nằm dưới mực nước Các trầm tích hạt mịn hơn được vận chuyển vào tồn bộ bồn trũng Cửu Long

c Tình hình dầu khí bể Cửu Long

Cho đến nay trên toàn bể Cửu Long đã phát hiện được gần 40 cấu tạo có chứa dầu khí, trong đó có khoảng gần 30 phát hiện thương mại

Phần lớn các mỏ phân bố trên khối nâng Trung Tâm và đới phân dị Phía Bắc Tổng số mỏ hiện đang khai thác là 21 với trữ lượng dầu đã khai thác đạt khoảng gần

350 tr tấn Đa số những phát hiện trong bể là dầu có lượng khí hoà tan dao động trong

10

khoảng từ 50 đến 200m3khí/m3dầu Phát hiện khí condensat lớn nhất là Sư Tử Trắng Ngoài ra một số vỉa khí tự do, khí condensat cũng đã được phát hiện tại mỏ Đông Bắc Rồng

Các mỏ dầu đều thuộc loại nhiều vỉa, trừ mỏ Đông Nam Rồng (chỉ có 1 thân dầu móng) Các thân khoáng nằm phổ biến trong cả 4 play: Mioxen dưới, Oligoxen trên, Oligoxen dưới và móng nứt nẻ trước Kainozoi Tuy nhiên dầu trong tầng móng vẫn là chủ yếu Ví dụ, 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 Mỏ dầu X là mỏ có quy mô lớn nhất cả về diện tích cũng như trữ lượng Đây là mỏ được phát hiện đầu tiên, đặc trưng về dầu trong tầng móng granitoid nứt nẻ của bể Cửu Long nói riêng và thế giới nói chung Phát hiện dầu trong móng phong hoá và nứt nẻ chẳng những đã làm thay đổi đối tượng khai thác, mà còn làm thay đổi quan điểm thăm dò truyền thống và đã mở ra một đối tượng tìm kiếm, thăm dò mới đặc biệt

ở Việt Nam, cũng như trong khu vực

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 Xung quanh các khối nhô móng này thường nằm gá đáy là các trầm tích Oligoxen dày và có thể cả Eoxen là những tầng sinh dầu chính của bể Dầu được sinh ra mạnh mẽ tại các tầng này vào thời kỳ cuối Mioxen rồi dồn nạp vào bẫy đã được hình thành trước đó

1.2 Cấu trúc địa chất mỏ X

Mỏ dầu khí X là mỏ được nghiên cứu tỷ mỹ nhất và đã được trình bày trong rất nhiều cơng trình nghiên cứu, đăng tải trên các tạp chí khoa học trong và ngồi nước [5,6,7…]

Phủ lên móng là hệ tầng: Hệ tầng Cà Cối (E2cc?), hệ tầng Trà Cú (E31 tc), hệ tầng Trà Tân (E32 tt), hệ tầng Bạch Hổ (N11 bh), hệ tầng Côn Sơn (N12cs) hệ tầng Đồng Nai (N13đn), hệ tầng Biển Đông (N2-Q bđ)

Thống Oligoxen

Theo các tài liệu địa chấn, khoan ở bồn trũng Cửu Long, trầm tích hiện được xếp vào thống Oligoxen chủ yếu là các trầm tích có nguồn gốc sông hồ, đầm lầy, xen ít trầm tích ven biển Các thành tạo này phủ bất chỉnh hợp trên móng trước Kainozoi Ở khu vực trung tâm bể trầm tích có thể trầm tích Oligoxen phủ bất chỉnh hợp trên các loại trầm tích

cổ hơn

12

Theo kết quả phân chia phân vị địa tầng địa phương, trầm tích Oligoxen gồm: hệ tầng Trà Cú ( E31tc) và hệ tầng Trà Tân (E32tt)

Phụ thống Oligoxen hạ.

Hệ tầng Trà Cú (E 3 1 tc) (tập địa chấn “E”)

Hệ tầng Trà Cú được phát hiện ở nhiều giếng khoan ở cấu tạo mỏ X, tạo thành từ sét kết, bột kết và cát kết, có chứa các vỉa than mỏng và sét vôi được tích tụ trong điều kiện sông hồ đôi khi gặp các đá núi lửa, thành phần chủ yếu là porphur diabas, tuf basalt

và gabro – diabas Chiều dày của hệ tầng tại phần trũng sâu, phần sườn các khối nâng

Hình 1.1 Cột địa tầng tổng hợp bể Cửu Long

Hình 1.4 Cột địa tầng tổng hợp mỏ X (nguồn Vietsovpetro)

13

trung tâm như mỏ X có thể đạt tới 500m Tuổi của hệ tầng theo phức hệ bào tử phấn

(Oculopollis, Magnastriatites) được xác định tuổi Paleogen, Oligoxen sớm.

Hệ tầng Trà Cú được chia làm hai phần: trên và dưới, phần trên chủ yếu là thành tạo mịn, phần dưới là thành tạo thô chứa dầu Chiều dày của hệ tầng dao động từ 0 đến 800m Đặc điểm phân bố của các lớp trầm tích này là gá kề vào các khối nhô cổ, các lớp xiên chéo thay đổi bề dày nhanh, thay đổi tướng cũng nhanh thể hiện ở vùng có năng lượng cao, có lẽ là do phá hủy trực tiếp ở các khối nhô cổ ở gần rồi bồi đắp ở dưới các khối nhô này

Phụ thống Oligoxen thƣợng

Hệ tầng Trà Tân (E 3 2 tt)

Các thành tạo trầm tích hệ tầng Trà Tân phân bố khá rộng ở cấu tạo, có độ sâu từ

2800 - 3000m đến 4000m Trên các mặt cắt địa chấn hệ tầng này tương ứng với tập “C”

và “D”, nóc tập “C” là một bất chỉnh hợp khu vực Đầu thời kỳ này có 2 pha phun trào để lại 2 lớp bazan điển hình ở GK4, GK14, GK64 thuộc vòm Bắc điều đó chứng tỏ có sự tái hoạt động kiến tạo nhẹ vào giai đoạn này

Thành phần thạch học của tập “D” chủ yếu là các lớp sét đầm hồ màu xám đen dày, giàu vật chất hữu cơ xen kẹp các thấu kính cát mỏng Chiều dày tập D từ 0 -1000m (trung bình 600m) Tập “C” gồm sét, bột kết xen kẹp với cát kết lắng đọng trong môi trường sông hồ, đầm lầy và biển nông Ngoài ra, còn gặp ít lớp cuội kết, sạn kết, sét vôi, những lớp đá vôi mỏng, đôi khi có cả đá phun trào andesit xen lẫn ở phần dưới của lát cắt mỏng, các thấu kính than mỏng và các mảnh than Cát kết màu xám, xám tro hạt mịn tới trung, đôi khi gặp hạt thô Đặc biệt các lớp cát xen kẽ ở phần đáy có chứa dầu khí Đặc điểm phân bố các lớp trầm tích này là tương đối nằm ngang ở các trũng sâu và gá kề vào các khối nhô cổ ở các đới nâng của vùng ven rìa Đặc điểm nổi bật của chúng là mang tính lắp đầy

Sét kết của hệ tầng Trà Tân có hàm lượng và chất lượng vật chất hữu cơ cao đến rất cao đặc biệt là tầng Trà Tân giữa, chúng là nhưng tầng sinh dầu tốt ở bồn trũng Cửu

14

Long đồng thời là tầng chắn tốt cho tầng đá móng granite nứt nẻ

Trong trầm tích của hệ tầng này tìm thấy nhiều bào tự phấn hoa Rhizohone, Ffussiena, Florschuetzia Trillibata và tảo Pediastrum nước ngọt đầm lầy Bề dày của hệ

tầng trong khoảng 1000-1200m Trầm tích của hệ tầng Trà Tân được xác định có tuổi Oligoxen muộn

Hệ Neogen Thống Mioxen Phụ thống Mioxen Hạ

Hệ tầng Bạch Hổ tạo lớp phủ rộng cấu tạo hầu hết trong các lỗ khoan ở độ sâu từ 1800m - 2000m đến 2800 - 3000m Hệ tầng này tướng ứng với tập địa chấn “B1”

Hệ tầng gồm hai phần:

Phần trên là sét màu nâu, xám xanh giàu hóa thạch Rotalia hay còn được gọi là tầng sét Rotalit được thành tạo trong môi trường biển nông - đồng bằng ven bờ, bề dày của tầng sét Rotalit khoảng 30m đến 300m

Phần dưới gồm chủ yếu là cát kết, bột kết xen với các lớp sét kết màu xám, đỏ và chứa dầu

Ngoài ra còn gặp lớp phun trào phân bố giữa tập địa chấn “B1” Tầng phun trào này có thành phần chủ yếu là bazan và vụn núi lửa bị phong hóa nhẹ từng phần, chúng phân bố chủ yếu ở khu vực Đông Bắc bồn trũng Cửu Long Bề dày của lớp đá núi lửa này thay đổi từ vài mét đến 250m, một số nơi 400m Lớp phun trào bazan này tạo nên một tầng phản xạ địa chấn mạnh trong trầm tích tuổi Mioxen

Trong mặt cắt hệ tầng gặp những hóa thạch bào tử phấn: F.levipoli, Magnastriatites, Pinuspollenites, Alnipollenites và ít vi cổ sinh Synedra fondaena Đặc

biệt trong phần trên của mặt cắt hệ tầng này, tập sét màu xám lục gặp khá phổ biến hóa

thạch đặc trưng nhóm Rotalia: Orbulina universa, Ammoia sp., nên chúng được gọi là tập

sét Rotatid

Phụ thống Mioxen trung Hệ tầng Côn Sơn (N 1 2 cs)

Hệ tầng này phân bố rộng rãi ở cấu tạo, tương ứng với tập địa chấn “B2” Cấu tạo Hình 1.2.1 Cột địa tầng của cấu tạo X

15

nên hệ tầng bao gồm chủ yếu các lớp cát ackoz - lithic dày xen các lớp bột và sét, sét vôi màu xanh thẫm, đôi chổ gặp các lớp than và dolomite Chiều dày thay đổi trong khoảng 250m - 900m, chủ yếu dày 500m - 600m Các trầm tích này được thành tạo trong môi trường tướng châu thổ ở phía Tây, đầm lầy - đồng bằng ven bờ ở phía Đông Độ rỗng của

hệ tầng lớn nhưng lại thiếu vắng các tầng chắn khu vực nên tiềm năng dầu khí bị hạn chế

Đa phần các lớp có hệ gắn kết yếu hoặc còn ở trạng thái bở rời nên các tích lũy dầu khí ở đây thường nặng vì mất hết các khí hydrocacbon nhẹ Hệ tầng phong phú bào tử phấn

thuộc phức hệ Florsfhuetzia, Levopoli, Acrostichum, Picaepollennitez, Rhizophora, Compositae, phong phú Foraminifera Tuổi của hệ tầng vào Mioxen giữa.

Phụ thống Mioxen thƣợng Hệ tầng Đồng Nai (N 1 3 đn)

Hệ tầng Đồng Nai phân bố rộng rãi ở cấu tạo, tương ứng tập địa chấn B3 Thành phần gồm các lớp hạt cát thô đến hạt mịn xen kẹp lớp bột, sét và than được thành tạo trong môi trường đầm lầy - đồng bằng châu thổ ở phần Tây bồn trũng đến rìa vịnh và biển nông ở phần Đông bồn trũng Bề dày của hệ tầng thay đổi lớn nhưng không có tầng chắn mang tính khu vực vì các lớp trầm tích phần lớn vẫn ở trạng thái bở rời hoặc gắn kết

yếu vì thế nước biển rất dễ xâm nhập vào Hóa thạch đặc trưng gồm Florsfhuetzia Meridionalis, Picaepollenitez, Dacridium, Stenochlaena Palustris Carya, Opercullina

Tuổi của hệ tầng được xếp vào Mioxen muộn

Thống Plioxen - Hệ đệ tứ Hệ tầng Biển Đông ( N2-Qbd)

Hệ tầng Biển Đông chủ yếu là cát hạt trung mịn với ít lớp mỏng bùn, sét màu xám nhạt chứa glauconit thuộc môi trường trầm tích biển nông, ven bờ, một số nơi có gặp đá cacbonat Chúng phân bố và trải đều khắp toàn bồn trũng, với bề dày ổn định trong khoảng 400 - 700 Trầm tích của hệ tầng gần như nằm ngang, nghiêng thoải về phía Đông

Hệ tầng Biển Đông có chứa các hóa thạch foraminifera: Pseudorotalia, Globorotalia, dạng rêu, Molusca, san hô, rong tảo và bào tử phấn: Dacrydium, Polocapus.

16

1.2.2 Đặc tính cấu kiến tạo

Theo tài liệu địa chấn 3D và kết quả khoan, cấu tạo mỏ X là một khối nâng địa lũy của đá móng granit chôn vùi, kéo dài theo hướng Đông Bắc – Tây Nam, kích thước 28x6

km và biên độ 1400m theo đường đồng mức khép kín cuối cùng 4450m Sự tồn tại của các đứt gãy làm cho cấu tạo mỏ X có cấu trúc hết sức phức tạp và bị chia cắt ra các khối nâng khác nhau (Hình 1.5)

Cấu trúc hiện tại của nóc móng được xác định bởi tầng địa chấn mặt móng BSM, của phức hệ trung gian bởi các tầng SH-11, SH-10, SH-8, SH-7 và của phức hệ thềm (platform) bởi các tầng SH-5, SH-3, SH-2 và SH-1 Cấu tạo mỏ X có dạng các nếp lồi khép kín trong tất cả các tầng địa chấn: SH-BSM, SH-11, SH-10, SH-8, SH-7 và SH-

SH-5, theo lát cắt càng đi lên phía trên thì các nếp lồi càng bị san phẳng và thu hẹp về kích thước Trong phạm vi cấu tạo X, phần trên cùng của phức hệ thềm (SH-3, SH-2, SH-1) không tồn tại các cấu tạo khép kín, do đó trên bình đồ cấu trúc hiện nay, có thể xem cấu tạo X thuộc loại cấu trúc bị chôn vùi

Hình 2.1 Mặt cắt địa chấn mỏ Bạch Hổ Hình 1.5 Mặt cắt địa chấn mỏ X (nguồn Vietsovpetro)

17

Cấu trúc của khu vực nghiên cứu bị chia cắt bởi vô số các đứt gãy đoạn tầng, tuy nhiên, theo lát cắt, càng đi lên trên thì tần suất bắt gặp chúng càng giảm, biên độ của đứt gãy giảm dần cho đến khi tắt hoàn toàn Số lượng đứt gãy nhiều nhất là trong móng, đứng

vị trí thứ hai là tầng kiến trúc của phức hệ trung gian (SH-11, SH-10), vị trí thứ ba là tầng kiến trúc của phức hệ thềm (SH-5) Căn cứ vào thời gian tắt hẳn của các đứt gãy, trong lát cắt chúng được chia ra đứt gãy trước Kainozoi, đứt gãy Paleogen và đứt gãy Neogen, còn về chủng loại gồm đứt gãy nghịch và đứt gãy thuận

Các đứt gãy Paleogen được coi là quan trọng nhất trong việc tạo thành các bẫy chứa, chúng phát triển không những trong phức hệ trung gian, mà còn cả trong đá móng Theo quan điểm của nhiều nhà nghiên cứu, chúng đóng vai trò chủ yếu trong việc hình thành bẫy chứa và hệ thống nứt nẻ trong đá móng Các đứt gãy chính chạy theo phương Đông - Bắc, có chiều dài và biên độ khá lớn, trên bình đồ cấu trúc, chúng phân bố á song song, một số kết hợp lại với nhau, đến lượt chúng lại bị chia cắt bởi các đứt gãy khác (Hình 1.6) Nếu như trong móng, do chiều cao của thân dầu dạng khối lớn (hơn 1800 m), ảnh hưởng của các đứt gãy lên cấu trúc của vỉa chứa bị hạn chế (ngoại trừ các đứt gãy nghịch ở cánh Tây của cấu tạo và một vài khối riêng rẽ ở vòm Bắc), thì trong lát cắt Oligoxen chúng có khả năng tạo ra các bẫy chắn kiến tạo Các đứt gãy Paleogen thường

kế thừa từ móng và có xu hướng hội tụ ở vòm Trung Tâm vì vậy càng làm cho khối Trung Tâm bị phân chia và dập vở nhiều hơn (Hình 1.6)

Phía Tây tầng móng mỏ X được giới hạn bởi các đứt gãy nghịch lớn có thể quan sát thấy trên các mặt cắt địa chấn, chúng cắt qua các giếng khoan: GK450, GK924, GK485, GK2001, GK140, trong lát cắt của các giếng này có thể bắt gặp sự lặp lại của địa tầng Phương của các đứt gãy nghịch này trùng với phương kéo dài của cấu tạo Phía Đông khối nâng móng được giới hạn bởi các đứt gãy thuận, biên độ từ vài chục mét đến vài nghìn mét, ở nơi gần với khối nhô cao chúng phân chia thành các đứt gãy nhỏ hơn Mặt trượt của hầu hết các đứt gãy thuận đều nghiêng về phía Đông - Nam, chỉ có ở phần phía Nam của cấu tạo, nơi một số đứt gãy thuận đổ theo phương Tây - Bắc

19

GK810, GK811 và GK68 Khối bị đứt gãy lớn chia làm hai phần Theo tài liệu địa chấn, bên trong phần phía Tây tồn tại một số đứt gãy phân nhánh biên độ nhỏ, còn trong phần phía Đông không có đứt gãy

Khối Trung Tâm chiếm vị trí cao nhất và có diện tích lớn nhất trên cấu tạo Khối

có cấu trúc phức tạp với nhiều khối nâng nhỏ địa phương Theo tài liệu địa chấn, trong khối Trung Tâm tồn tại vô số các đứt gãy biên độ nhỏ, chiều dài không lớn và có phương khác nhau

Khối Đông Bắc chìm sâu hơn 1000 m so với khối Trung Tâm, bị phân cắt bởi một

số đứt gãy ra các khối nhỏ Khối có dạng đơn nghiêng lún sâu về phía Đông

Khối Tây Bắc nằm kề áp đứt gãy thuận ở phía Đông, hướng về phía khối Bắc Theo số liệu địa chấn, bên trong khối có đứt gãy nghịch lớn và hai đứt gãy thuận chạy ngang và ngắn Bề mặt móng là đơn nghiêng chìm sâu về phía Tây

Khối Đông được ngăn cách về phía tây bởi đứt gãy lớn chạy theo phương Đông Bắc Theo tài liệu địa chấn, trong khối này chỉ tồn tại một số đứt gãy không lớn và và hai trũng địa phương có độ sâu bề mặt móng đến 5200 m

Khối Nam bao gồm vòm Nam mỏ X và phần diện tích kéo dài xuống phía Nam Theo kết quả minh giải lại tài liệu địa chấn 3D năm 2010-2011, bên trong khối có các đới nâng địa phương và nhiều đứt gãy có phương và biên độ khác nhau Phía Bắc của khối là phần kết thúc của khối Trung Tâm Cấu tạo của mỏ theo phức hệ Oligoxen dưới (SH-11)

có đặc điểm hình thái gần giống với bình đồ cấu trúc mặt móng Phần lớn các đứt gãy trong móng đều tiếp tục phát triển trong Oligoxen dưới, tuy nhiên, số lượng đứt gãy bậc hai ít hơn và biên độ của các đứt gãy chính nhỏ hơn

Theo số liệu khoan và địa chấn 3D thì trầm tích Oligoxen dưới vắng mặt tại những phần nhô cao của móng Tại những nơi gồ ghề cục bộ của mặt móng, chiều dày trầm tích khá ổn định Trầm tích phức hệ phủ bất chỉnh hợp địa tầng lên mặt móng

20

Trong phần dưới (SH-10) của phức hệ Oligoxen trên, so với phức hệ Oligoxen dưới, số lượng cũng như chiều dài của các đứt gãy giảm, mặc dù tất cả các đứt gãy nghịch ở cánh tây của cấu tạo vẫn tồn tại, điều đó cho thấy chúng được hình thành trong thời kỳ Oligoxen muộn Bình đồ của tầng SH-10 và SH-11 tương đối khác nhau về hình thái và về đứt gãy biên độ lớn các loại Điều đó chứng tỏ phức hệ đã hình thành trong điều kiện hoạt động kiến tạo hết sức phức tạp, từ chế độ hút chìm vào đầu thời kỳ Oligoxen chuyển sang chế độ nâng lên đột ngột vào cuối Oligoxen sớm, tạo ra các đứt gãy nghịch, theo đó đá móng bị húc trồi và nằm lên trên trầm tích Oligoxen

Ở phần giữa của phức hệ Oligoxen (SH-8) so với phần dưới số lượng và chiều dài các đứt gẫy tiếp tục suy giàm, chỉ còn lại duy nhất một đứt gãy nghịch ở khu vực Tây -Nam vòm Trung Tâm Cấu tạo lúc này có dạng nếp vòm bị phức tạp hóa bởi các nếp uốn biên độ và kích thước nhỏ, bởi các cấu trúc dạng mũi, bậc thềm Trong phạm vi mỏ, cấu trúc khép kín theo SH-8 chỉ còn ở phần cuối phía Bắc Trầm tích sét kết của tầng SH-8 đóng vai trò tầng chắn địa phương đối với các vỉa dầu khí nằm trong các tầng bên dưới, trong lát cắt SH-8 không thấy có các vỉa chứa dầu khí

Ở phần trên của phức hệ Oligoxen trên (SH-7) so với phần giữa, số lượng và chiều dài của các đứt gãy tiếp tục giảm mạnh Tại khu vực phía Tây - Nam của vòm Trung Tâm vẫn còn tồn tại đứt gãy nghịch phát triển từ các phức hệ nằm bên dưới Sự hiện diện của đứt gãy nghịch này trong phần trên của phức hệ Oligoxen trên (SH-7) chứng tỏ pha nén

ép trong bồn trũng tiếp tục kéo dài cho đến hết thời kỳ Oligoxen Trong phức hệ Mioxen dưới (SH-5) hướng của cấu tạo gần trùng với á kinh tuyến Số lượng đứt gãy giảm nhiều hơn, góc đổ ở phần cánh cấu tạo giảm, hình thành ba vòm khá rõ ràng: Bắc, Trung Tâm

và Nam Cả ba vòm đều bị phức tạp hóa bởi các nếp uốn và đứt gãy ngắn Đối với hệ Neogen một số đứt gãy kế thừa đứt gãy sâu song đổi hướng (Hình 1.5) và (Hình 1.7) phản ánh hai cơ chế:

- Các đứt gãy ngắn không liên tục và thưa hơn nhiều so với hệ Paleogen Có lẽ các đứt gãy này là đứt gãy sinh kèm trong quá trình tăng tải trọng của trầm tích ở các trũng

Trên phạm vi mỏ X đã phát hiện được các thân dầu trong móng nứt nẻ trước Đệ Tam, trong Oligoxen dưới, Oligoxen trên và Mioxen dưới Mỏ đã đươc đưa vào khai thác

từ tháng 6/1986 Trong các thân dầu kể trên thì thân dầu trong móng trước Đệ Tam là lớn nhất, có trữ lượng chiếm tới gần 80% trử lượng của toàn mỏ Đến nay từ mỏ X đã khai thác được hơn 200 triệu tấn dầu thô

22

Hình 1.7 Bản đồ cấu trúc SH-5 mỏ X (nguồn Vietsovpetro)

23

CHƯƠNG 2: CÁC PHƯƠNG PHÁP ĐÁNH GIÁ TẦNG ĐÁ MẸ

Để xác định một tầng đá mẹ cần sử dụng tổ hợp các phương pháp địa chất, kết hợp

với địa vật lý giếng khoan và đặc biệt các phương pháp địa hóa hữu cơ Các phương

pháp nghiên cứu bao gồm phương pháp địa chất và địa hóa hữu cơ, được thể hiện trên

hình 2.1

1.4 Phương pháp nghiên cứu Hình 2.1 Sơ đồ tổ hợp các phương pháp đánh giá tầng đá mẹ

Kiến

tạo

Thạch địa tầng

Cổ địa

lý tướng

đá

Cơ sở lý thuyết của vật liệu nguồn

Mức độ biến chất của VLHC

Các phương pháp nghiên cứu đá

mẹ

Xác lập tầng đá mẹ (định tính và định lượng) và quá trình tiến hóa của nó

24

Cơ sở địa chất bao gồm các pha hoạt động kiến tạo thuận lợi cho việc tích lũy và bảo tồn VLHC của tầng đá mẹ Kết hợp với các phương pháp địa vật lý giếng khoan cho phép xác định các tập sét trong toàn lát cắt của giếng khoan có khả năng là tầng đá mẹ, xác định địa tầng thạch học và cổ địa lý tướng đá

Các phương pháp địa hóa hữu cơ cho phép xác định tầng đá mẹ và khả năng sinh dầu của nó, định tính, định lượng và chất lượng của VLHC cũng như mức độ trưởng thành của chúng trong bể trầm tích Dưới đây xem xét từng loại tiền đề:

2.1 Phương pháp địa chất

2.1.1 Đặc điểm kiến tạo

Nghiên cứu hiện tại là chìa khóa của quá khứ Trên cơ sở tài liệu địa chất – địa chấn phát hiện các đới nâng, đới sụt, các đơn vị cấu trúc bậc II của bể nhằm dự đoán khối lượng trầm tích đủ lớn và có các bẫy chứa cận kề

Dựa vào các bản đồ cấu trúc xác định các hệ thống đứt gãy, đặc biệt lưu ý tới các đứt gãy sâu khống chế sự phát triển các địa hào cũng như các hố sụt dọc theo các địa hào Xây dựng mặt cắt địa chất – địa vật lý nhằm xác định các tầng cấu trúc thuận lợi cho việc tích lũy tầng đá mẹ cũng như bảo tồn chúng Từ các mặt cắt này tìm ra các pha hoạt động kiến tạo nâng sụt, tách giãn hay nén ép Song các pha nâng phải ngắn và nằm trong phông chung là lún chìm đảm bảo điều kiện thuận lợi cho tích lũy các tầng đá mẹ và bảo tồn VLHC Cần tính số lượng các pha nâng và các pha lún chìm Tìm các pha tái hoạt động hay ngưng nghỉ của các hệ thống đứt gãy, thời gian hoạt động của các đứt gãy Từ các điều kiện trên xác định khả năng thuận lợi để tích lũy và bảo tồn VLHC trong tầng đá mẹ, đồng thời gợi ý quá trình sinh dầu – di cư – tích lũy hay phá hủy các mỏ

Các hoạt động kiến tạo cũng như magma cho phép bảo tồn các tầng chứa hay phá hủy, cho phép cải thiện độ rỗng, độ thấm của đá chứa tới mức độ nào đó Các hoạt động này tác động đến quá trình sinh dầu hay không đối với các tầng đá mẹ

Xây dựng mặt cắt cổ kiến tạo nhằm xác định các thời điểm xảy ra các pha tách giãn hay nén ép xác định các pha tái hoạt động của các hệ thống đứt gãy liên quan tới quá

Qua nghiên cứu mẫu lõi, mẫu vụn và tài liệu carota giếng khoan, nhận ra các phân

vị địa tầng có thành phần hạt mịn hay carbonat có khả năng là tầng đá mẹ Trong phân vị địa tầng đó, lại chia ra các tầng sét với bề dày, thành phần khoáng vật…có thể là tầng đá

mẹ Các tầng này phải trải qua, đang hay chuẩn bị vào đới sinh dầu

Để nhận biết ưu thế của các lớp sét cần so sánh với các lớp cát (hệ số sét/cát) cho phép nhận ra tính ưu thế của các lớp sét mới có khả năng là đá mẹ

Tính phổ biến cũng như được phân bố trên diện rộng của các lớp sét sẽ rất thuận lợi cho quá trình sinh dầu Quy mô phân bố của các lớp sét đó có đủ để sinh ra lượng dầu đáng kể hay không Các tập sét này có phát triển mang tính khu vực hay địa phương, nằm

ở vị trí thuận lợi sinh dầu hay khí

Tóm lại, dựa vào địa tầng, các tập địa chấn đã chia trước trong khu vực nghiên cứu kết hợp với kết quả xử lý và tổng hợp các tài liệu phân tích mẫu lõi, mẫu vụn, tài liệu địa vật lý giếng khoan và tài liệu về địa chấn, nhằm xác định tuổi tương đối của tầng đá mẹ

và phân chia các tầng đá mẹ

2.1.3 Cổ địa lý tướng đá

Trên cơ sở tổ hợp khoáng vật trong cát lớp cát hay bột và cổ kiến tạo nhận ra các tướng trầm tích và điều kiện tích lũy trầm tích Điều này sẽ cho phép nhận ra điều kiện thuận lợi cho quá trình tích lũy và bảo tồn các loại VLHC trong các tầng đá mẹ Nếu là tướng cửa sông – tam giác châu ngập nước, vũng vịnh, đầm lầy ven biển và biển nông sẽ rất phong phú VLHC Diện phân bố các tướng của tầng đá mẹ gần nguồn hay xa nguồn phản ánh khả năng tích lũy thành phần hạt mịn nhiều hay ít, dày hay mỏng, phát triển khu vực hay địa phương

26

Tóm lại, xem xét về đặc điểm tướng đá cổ địa lý cho phép ta nhận ra các tướng thuận lợi để hình thành tầng đá mẹ và hình thành điều kiện bảo tồn VLHC cũng như dầu khí sau này

2.2 Phương pháp địa hóa hữu cơ

2.2.1 Các phương pháp nghiên cứu đá mẹ

Các phương pháp nghiên cứu đá mẹ được thể hiện trong Hình 2.2

2.2.1.1 Phương pháp xác định TOC ( %)

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

mẹ Mẫu được chọn từ 10 – 100g nghiền nhỏ cho qua rây 50 – 60 micro rồi bỏ các silicat bằng axit HF Sau khi mẫu được làm khô sẽ được đốt tự động trong lò đốt của máy LECO – 412 tới 1.3500C Lượng dioxit carbon thoát ra sẽ được ghi nhận để tính tổng hàm lượng carbon hữu cơ theo công thức (2.1) và đánh giá đá mẹ dựa vào hàm lượng TOC ( %) ( Bảng 2.1):

(2.1)

Trong đó:

- Fco2= 0.2729 : Hệ số chuyển đổi

- Mo (g) : Khối lượng mẫu đá ban đầu

- Md (g) : Khối lượng mẫu đá đã loại carbonate để đưa vào lò đốt

- Mco2 (g) : Khối lượng mẫu chuẩn

- C st (%) : Hàm lượng carbon trong mẫu chuẩn

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

TOC (%) =

Cst Mo Md

xFco Mco





2 2

x100

2.2.1.2 Phương pháp chiết tách bitum

Các hợp phần hydrocarbon lỏng (bitum) trong đá được chiết trong dichlormethane đun sôi trong 12 - 24 giờ trên bộ thiết bị SOXTHERM Sau khoảng thời gian trên bitum

đa được chiết ra hòa tan trong dung môi sẽ được thu hồi bằng cách cho bay hơi dung môi trên bộ thiết bị cất xoay Quá trình này sẽ làm bay hơi một phần bitum Vì vậy chỉ thu được các hợp phần bittum có chứa phân tử C+

15, hỗn hợp này được gọi là hydrocarbon lỏng bao gồm hydrocarbon no – thơm – hợp phần nặng (chứa nhựa và asphalt)

Địa hóa bitum trên cơ sở phân bố vành phân tán các hydrocarbon lỏng dãy dầu trên đường di cư theo các đới có độ thấm cao từ vỉa sản phẩm tới bề mặt

2.2.1.3 Phương pháp nhiệt phân Rock – Eval

Địa hóa nhiệt phân khắc phục được một số nhược điểm của chiết bitum là phải cần mẫu khối lượng lớn hơn vài trăm gram Trong khi đó địa hóa nhiệt phân đòi hỏi lượng mẫu nhỏ (có thể chỉ cần 100 gram mẫu là đủ), nhanh, giải quyết được nhiều mẫu Ngày nay có thể khái quát quá trình chuyển hóa vật liệu hữu cơ cho các sản phẩm như sau (theo Espitalie J) Tiến hành nhiệt phân Rock – Eval vật liệu hữu cơ (80 – 100mg đá có khi tới 500g đá tùy vào mức độ phong phú vật liệu hữu cơ) từ thấp đến cao ta nhận được các sản phẩm sau đây tương ứng với các chỉ tiêu được xác định là S0, S1, S2,S3 và Tmax

29

- S0 là lượng hydrocarbon tự do (khí và hydrocarbon lỏng thấp phân tử C1 – C7 đốt

ở nhiệt độ khoảng 900C trong vòng 1 – 1,5 phút

- S1 là loại hydrocarbon tách ra ở nhiệt độ khoảng 100 – 3000C trong 2 phút (mg hydrocarbon/g đá hay kgHC/tấn đá) phản ánh lượng hydrocarbon di cư của mạng dầu, cực đại ở nhiệt độ khoảng 115 – 1200C, lượng này tương ứng với bitum dạng đầu

- Tiếp tục cracking ở nhiệt độ cao từ 300 – 5500C nhận được S2 phản ánh lượng hydrocarbon tiềm năng trong đá mẹ (đỉnh cao nhất thường ở khoảng 460 – 5000C, Bảng 2.2) cũng là chỉ số Tmax phản ánh độ trưởng thành của vật liệu hữu cơ (mgHC/g đá, hoặc kgHC/ tấn đá), cửa sổ tạo dầu Tmax = 440 -4700C), lượng này cũng chính là lượng hydrocarbon được tách ra do phân hủy nhiệt, nhiệt độ tối đa là 6000C

- Ta có S1 + S2 ( mgHC/g đá, hoặc kgHC/tấn đá) là tổng tiềm năng của HC trong

Giai đoạn nhiệt phân S2 cần phải được giới hạn ở một ngưỡng nhiệt độ để xác định chính xác giai đoạn chính hình thành CO2 từ vật liệu hữu cơ, đồng thời tránh sự hình thành CO2 từ các nguồn khác (như caleite, siderite)

Thông thường lượng tổng tiềm năng của hydrocarbon của tầng đá mẹ bao gồm So+ S1 + S2 + S3 Tuy nhiên, thường lượng S0, S1, S3 không đáng kể hoặc chiếm tỷ lệ nhỏ, đặc biệt trong trầm tích mới thưởng không có S1, ngược lại trong trong tích cổ S0 lại vắng mặt và S3 lại rất nhỏ Do đó S2 hoặc (S1+ S2) thường được coi là tiềm năng của đá mẹ

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

- Chỉ số Hydrogen HI: phản ánh lượng hydrocarbon lỏng có thể giải phóng ra khỏi

đá mẹ mà không phải là tổng của hydrocarbon lỏng và khí theo công thức (2.2) (Bảng 2.4):

(2.2)

HI = X 100

Chỉ số sản phẩm: hay còn gọi là hệ số chuyển đổi hydrocarbon cơ bản sang hydrocarbon di cư, từ đó xác định được mức độ trưởng thành của đới chứa sản phẩm công thức (2.3), ( Bảng 2.5).

(2.3)

Bảng 2.5 Đánh giá đặc điểm di cư của dầu khí dựa vào PI

khí

PI =