Đặc điểm trầm tích và đặc tính tầng chứa đá carbonate, áp dụng cho lô 102 106 bể sông hồng

- Cấu trúc địa chất tương đối phức tạp; - Các yếu tố tích cực của hệ thống dầu khí thường bị hạn chế trong những diện tích hẹp; - Các vỉa dầu khí đã được phát hiện ở đất liền cũng như ng

TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ ĐỊA CHẤT

DƯƠNG VĂN HÀO

LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan đây là công trình của riêng tôi Các số liệu, kết quả nêu

trong luận văn là trung thực và chưa từng được công bố trong bất kỳ công trình

MỤC LỤC

LỜI CAM ĐOAN 1

MỤC LỤC 2

DANH MỤC CÁC THUẬT NGỮ, CÁC CHỮ VIẾT TẮT 4

MỞ ĐẦU 8

CHƯƠNG 1: KHÁI QUÁT CHUNG VỀ KHU VỰC NGHIÊN CỨU 12

1.1 Điều kiện địa lý tự nhiên và lịch sử tìm kiếm thăm dò, khai thác dầu khí 12

1.1.1 Vị trí địa lý 12

1.1.2 Đặc điểm thời tiết, khí hậu 12

1.1.3 Điều kiện hải văn 13

1.1.4 Điều kiện kinh tế - xã hội của khu vực 13

1.1.5 Thuận lợi khó khăn 14

1.1.6 Lịch sử nghiên cứu địa chất - địa vật lý 15

1.2 Đặc điểm địa chất, địa tầng và kiến tạo 18

1.2.1 Đặc điểm địa chất bể Sông Hồng 18

1.2.3 Đặc điểm kiến tạo 26

1.3 Hệ thống dầu khí 31

1.3.1 Đá sinh 31

1.3.2 Đá chứa 31

1.3.3 Chắn 32

1.3.4 Bẫy 32

CHƯƠNG 2: ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT VÀ ĐỊA VẬT LÝ ĐÁ CARBONATE 33

2.1 Giới thiệu chung về carbonate 33

2.1.1 Độ rỗng trong đá carbonate 36

2.1.2 Khe nứt trong đá carbonate 37

2.2 Phân loại đá carbonate theo tính chất vật lý thạch học 38

2.3 Đặc điểm địa chấn đá carbonate 46

2.4 Đặc điểm địa vật lý giếng khoan đá carbonate 51

CHƯƠNG 3: ĐÁNH GIÁ ĐẶC TÍNH ĐÁ CHỨA CARBONATE KHU VỰC NGHIÊN CỨU 53

3.1 Cơ sở dữ liệu 53

3.2 Đặc điểm đá carbonate khu vực nghiên cứu 53

3.3 Kết quả nghiên cứu 62

TÀI LIỆU THAM KHẢO 67

DANH MỤC CÁC THUẬT NGỮ, CÁC CHỮ VIẾT TẮT

ρb: Mật độ khối

ρf: Mật độ chất lưu

ρma: Mật độ xương đá

API: American Petroleum Institute

BRT: Bottom Rotary Table

CGR: Computed Gamma Ray

CNL: Compensated Neutron Log

DA: Phân tích biệt thức

DLL: Dual Laterlog

DNL: Dual Neutronlog

DT: Đường cong thời gian truyền sóng

ĐVLGK: Địa vật lý giếng khoan

Fs: Yếu tố hình dạng

GNT: Gamma – Neutron Tool

GR: Đường cong Gamma tự nhiên

GRI: Chỉ số Gamma

HI: Chỉ số Hydro

K: Độ thấm

Φ: Độ rỗng

LLD: Đường cong điện trở đo sâu sườn

LLS: Đường cong điện trở đo nông sườn

MSFL: Đường cong vi hệ điện cực

MD: Measure Depth

NPHI: Đường cong Neutron

RHOZ: Đường cong mật độ

Sw: Độ bão hòa nước

Sh: Độ bão hòa hydrocacbon

SCA: Phân tích mẫu đặc biệt

SGR: Spectral Gamma Ray

TOC: Tổng hàm lượng vật chất hữu cơ

Vsh: Hàm lượng sét

DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ VÀ CÁC BẢNG BIỂU

Hình 1.1 Vị trí lô 102-106 12

Hình 1.2 Sơ đồ mạng lưới tuyến địa chấn lô 102-106 17

Hình 1.3 Phân vùng cấu trúc địa chất bể Sông Hồng 19

Hình 1.4 Cột địa tầng tổng hợp khu vực bắc bể Sông Hồng 24

Hình 1.5 Các yếu tố kiến tạo khu vực nghiên cứu 27

Hình 2.1 Phân loại carbonate theo lộ rỗng của Lucia 38

Hình 2.2 Độ rỗng giữa hạt 39

Hình 2.3 Độ rỗng hang hốc 40

Hình 2.4 Ảnh hưởng của kích thước hạt tới độ rỗng và độ thấm 40

Hình 2.5 Các loại kiến trúc của đá vôi với độ rỗng hang hốc nhỏ hoặc không có độ rỗng hang hốc 41

Hình 2.6 Các loại kiến trúc của đá đôlômit với độ rỗng hang hốc nhỏ hoặc không có độ rỗng hang hốc 42

Hình 2.7 Quan hệ rỗng thấm cho mỗi loại đá carbonate cụ thể 44

Hình 2.8 Quan hệ rỗng thấm cho mỗi loại đá carbonate tổng quát 44

Hình 2.9 Đặc trưng trường sóng tầng móng tại cấu tạo Hàm Rồng 46

Hình 2.10 Mặt cắt địa chấn qua giếng khoan HR-1X và HR-2X 47

Hình 2.11 Sơ đồ khối tính toán thuộc tính địa chấn 49

Hình 2.12 Mặt cắt địa chấn (trên) và Anttracking (dưới) qua cấu tạo Hàm Rồng 50

Hình 2.13 Đặc trưng địa vật lý của đá carbonate 52

Hình 3.1 Bản đồ nóc tầng móng trước Đệ Tam phía Nam lô 106 55

Hình 3.2 Thuộc tính pha tức thời trung bình (Average Instantaneous Phase) 55

Hình 3.3 Thuộc tính cường độ phản xạ trung bình 56

Hình 3.4 Thuộc tính độ dốc của tần số tức thời 57

Hình 3.5 Bản đồ biên độ bình phương trung bình và biên độ trung bình của cấu

tạo Hàm Rồng 58

Hình 3.6 Bản đồ thuộc tính Variance tại tầng móng 58

Hình 3.7 Liên kết giếng khoan HR-1X và HR-2X 61

Hình 3.8 Bản đồ phân bố carbonate phía Nam lô 106 62

Bảng1.1: Khối lượng tài liệu địa chấn, khoan đã thực hiện ở lô 102-106 và lân cận 17

Bảng 2.1: Sự khác biệt giữa trầm tích carbonate với trầm tích lục nguyên 35

Bảng 3.1: Kết quả minh giải giếng khoan HR-2X 60

MỞ ĐẦU

1 Tính cấp thiết của đề tài

Trong những năm qua, hoạt động tìm kiếm thăm dò và khai thác dầu khí

đã được phát triển mạnh mẽ trên hầu khắp thềm lục địa Việt Nam, đạt được

những thành tựu quan trọng, giải quyết được vấn đề khan hiếm năng lượng và

đóng góp vào sự phát triển của nền kinh tế Tuy nhiên tại Việt Nam, lượng dầu

khai thác chỉ tập trung trong đá móng và cát kết, nếu không có những nghiên

cứu, tiếp cận mới để phát hiện thêm những mỏ dầu khí mới thì nguồn tài nguyên

này ngày càng sụt giảm, bài toán năng lượng sẽ càng thêm phức tạp

Ngoài đá chứa là đá móng và cát kết như chúng ta đã biết, đá carbonate

cũng là một loại đá chứa quan trọng Dầu khí trong đá chứa carbonate chiếm

trên 50% trữ lượng dầu và 40% trữ lượng khí trên thế giới Ở Việt Nam, dầu khí

trong carbonate đã được phát hiện và khai thác ở bể trầm tích Nam Côn Sơn

(mỏ Đại Hùng) và một số mỏ phụ cận Ở Bể Sông Hồng, gần đây cũng đã phát

hiện dầu khí trong đá móng carbonate ở giếng khoan HR-1X và HR-2X, chính

điều này đã mở ra một quan niệm mới về tìm kiếm thăm dò dầu khí ở bể Sông

Hồng Vì vậy cần có một nghiên cứu đánh giá tầng chứa dầu khí tiềm năng này

Để có những đánh giá cụ thể và chính xác hơn về loại đá này, tác giả đã

chọn đề tài nghiên cứu “Đặc điểm trầm tích và đặc tính tầng chứa đá

Carbonate, áp dụng cho lô 102-106, Bể Sông Hồng” dưới sự hướng dẫn của

PGS.TS Lê Hải An và hy vọng nghiên cứu này có thể đóng góp một phần nhỏ

vào công cuộc tìm kiếm thăm dò, khai thác dầu khí ở Việt Nam

2 Mục đích của đề tài

Nghiên cứu đặc điểm địa chất, trầm tích carbonate của lô 102-106, bể

Sông Hồng và đánh giá đặc điểm địa chất và chất lượng tầng chứa carbonate lô

102-106, bể Sông Hồng nhằm phục vụ cho công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí

trong lô 102-106, bể Sông Hồng và đá chứa carbonate trong các lô khác

3 Đối tượng và phạm vi nghiên cứu

Luận văn tập trung vào nghiên cứu đá carbonate trong móng tại lô

102-106 đánh giá đặc điểm địa chất và chất lượng tầng chứa carbonate lô 102-102-106,

bể Sông Hồng

4 Nội dung nghiên cứu

Nội dung nghiên cứu cụ thể như sau:

Tổng hợp các nguồn tài liệu địa chất và địa vật lý đã khảo sát trước đây ở

trong bể Sông Hồng và lô 102-106

Nghiên cứu đặc điểm địa chất của đá carbonate ở lô 102-106

Phân tích minh giải tài liệu địa chấn và ĐVLGK của các giếng khoan đến

tầng đá carbonat trong lô 102-106

Đánh giá đặc điểm địa chất và đặc điểm tầng chứa đá carbonate trong khu

vực nghiên cứu

5 Phương pháp nghiên cứu

Phân tích tổng hợp tài liệu địa chất, địa vật lý;

Phương pháp phân tích hiện đại: (thuộc tính địa chấn);

Phương pháp phân tích thống kê, dự báo;

Từ đó đánh giá đặc điểm chung về đá carbonate và chất lượng tầng chứa

carbonate

6.Ý nghĩa khoa học thực tiễn

Ý nghĩa khoa học: Đánh giá đặc điểm địa chất, chất lượng tầng chứa, và

đặc điểm địa vật lý liên quan đến loại đá chứa carbonate tiềm năng này

Ý nghĩa thực tiễn: Sử dụng tài liệu ĐVLGK và các tài liệu địa chất, địa

vật lý khác, chúng ta có sự đánh giá cụ thể và chính xác hơn về đặc điểm địa

chất và tính chất tầng chứa đá carbonate lô 102-106; áp dụng cách tiếp cận này

để đánh giá các mỏ khác có điều kiện địa chất tương tự phục vụ công tác tìm

kiếm thăm dò và khai thác dầu khí các mỏ carbonate tại Việt Nam cũng như

nước ngoài

7 Cấu trúc luận văn

Luận văn gồm phần Mở đầu, 3 chương và phần kết luận được trình bày

trong 68 trang với 26 hình vẽ và 3 bảng

Lời cảm ơn

Trong suốt quá trình nghiên cứu và thực hiện luận văn, tôi luôn nhận

được hướng dẫn tận tình của PGS.TS Lê Hải An, học viên xin chân thành cảm

ơn và bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc tới giáo viên hướng dẫn Lê Hải An

Tôi trân trọng cảm anh Nguyễn Văn Chiến, anh Tô Xuân Hòa ở PVEP,

anh Nguyễn Danh Lam và các bạn đồng nghiệp ở Viện dầu khí, đã giúp đỡ tôi

rất nhiều cũng như luôn tạo điều kiện tốt để tôi có thể hoàn thành luận văn này

Trong quá trình thực hiện luận văn, tôi cũng luôn nhận được sự quan tâm của

Bộ môn Địa vật lý, khoa Dầu khí, phòng Đại học và sau đại học trường Đại học

Mỏ Địa chất Tôi xin chân thành cảm ơn

CHƯƠNG 1: KHÁI QUÁT CHUNG VỀ KHU VỰC NGHIÊN CỨU

1.1 Điều kiện địa lý tự nhiên và lịch sử tìm kiếm thăm dò, khai thác dầu khí

1.1.1 Vị trí địa lý

Lô 102&106 có diện tích 14000 km2 thuộc khu vực Bắc Bể Sông Hồng,

nằm ở Vịnh Bắc Bộ cách Hải Phòng khoảng 100km, nơi có mực nước biển giao

động trong khoảng 20-35 m (Hình 1.1)

Hình 1.1: Vị trí khu vực lô 102&106

Hình 1.1: Vị trí khu vực nghiên cứu

Hình 1.1 Vị trí lô 102-106

1.1.2 Đặc điểm thời tiết, khí hậu

Khu vực nghiên cứu mang đặc điểm khí hậu nhiệt đới gió mùa của Miền

Bắc Việt Nam, theo quy luật, các hoạt động tìm kiếm, thăm dò và khai thác dầu

khí có thể bị ảnh hưởng bởi các yếu tố thời tiết sau:

- Gió mùa Đông Bắc: có độ mạnh cho tới cấp 7 - 8 theo từng đợt kéo dài

khoảng từ 3 ngày tới 2 tuần thường xuất hiện trong thời gian từ nửa cuối tháng

10 năm trước đến tháng 5 năm sau Với gió mùa Đông Bắc từ cấp 4 trở lên, biển

trong khu vực động rất mạnh, các công tác thăm dò như thu nổ địa chấn, khảo

sát địa chất công trình biển và các hoạt động cung cấp vật tư - thiết bị, thực

phẩm và xăng dầu trên biển có thể phải tạm thời ngừng hoạt động

- Bão: Các cơn bão nhiệt đới có cường độ trên cấp 7 thường đi vào khu

vực trong thời gian từ tháng 7 đến tháng 10 Thời gian ảnh huởng của các cơn

bão thường ngắn, chỉ kéo dài từ 1 đến 5 ngày và đi kèm với các cơn bão thường

có mưa lớn kéo dài trong vài ngày sau cơn bão đi qua

Trạm quan trắc và dự báo thời tiết, thuỷ văn có thể cung cấp những thông

tin cần thiết và chính xác cho khu vực là trạm đặt trên Đảo Bạch Long Vĩ

1.1.3 Điều kiện hải văn

Độ sâu đáy biển trong khu vực nghiên cứu dao động từ 20 mét tại khu vực

ranh giới phía Tây Lô 102 đến khoảng 40 mét tại khu vực ranh giới phía Đông

Lô 106 Đáy biển nhìn chung tương đối bằng phẳng, dốc nhẹ từ Tây sang Đông

và từ Tây Bắc xuống Đông Nam Mức chênh lệch thuỷ triều trung bình của khu

vực là 2 mét Dòng chảy phổ biến theo hướng Đông Bắc - Tây Nam phụ thuộc

vào hệ thống sông ngòi đổ ra từ Đồng bằng Bắc Bộ, thường có cường độ rất

mạnh vào mùa hè và yếu hơn về mùa đông

1.1.4 Điều kiện kinh tế - xã hội của khu vực

Khu vực nghiên cứu nằm trong vùng biển của ba tỉnh: Hải Phòng ở Phía

Bắc, Thái Bình và Nam Định ở Phía Nam, ngoài ra còn có liên quan đến các

tỉnh, thành phố khác như Ninh Bình, Quảng Ninh Đây là khu vực có mật độ

các địa phương còn lại đều là những tỉnh nông nghiệp, ngư nghiệp nắm vai trò

chủ đạo, mức sống của dân cư nhìn chung từ trung bình đến thấp

Tại khu vực Đồng bằng Sông Hồng đã tiến hành khối lượng lớn công tác

thăm dò dầu khí bắt đầu từ năm 1959 và đã phát hiện mỏ khí Tiền Hải C (Thái

Bình) và đưa vào khai thác từ năm 1981 Sản lượng khí khai thác ở Tiền Hải

mới chỉ đáp ứng được một phần rất nhỏ nhu cầu sản xuất công nghiệp địa

phương tỉnh Thái Bình và đang đi vào giai đoạn suy kiệt Kết quả khảo sát cho

thấy nhu cầu sản xuất chỉ riêng công nghiệp địa phương của Thái Bình đã

khoảng trên 100 triệu m3/năm Tuy nhiên, nhu cầu sẽ tăng lên rất nhanh và còn

mở rộng cho toàn bộ khu vực nếu như có nguồn cung cấp khí và dầu lớn và lâu

dài

1.1.5 Thuận lợi khó khăn

a Thuận lợi

Những thuận lợi cơ bản bao gồm:

Điều kiện địa lý tự nhiên tại khu vực Lô thuận lợi cho các hoạt động

thăm dò và khai thác dầu khí như gần bờ, nước biển nông, đáy biển tương đối

bằng phẳng, điều kiện thời tiết không quá khắc nghiệt;

Thị trường tiêu thụ dầu khí đã có sẵn và sẽ nhanh chóng được mở rộng

nếu có những phát hiện đủ lớn;

Gần các cảng biển lớn như Hải Phòng, Đà Nẵng, Cái Lân, v.v…có thể

dùng làm căn cứ hậu cần cho hoạt động dầu khí

b Khó khăn

Những khó khăn các nhà đầu tư vào khu vực này có thể gặp bao gồm:

- Cấu trúc địa chất tương đối phức tạp;

- Các yếu tố tích cực của hệ thống dầu khí thường bị hạn chế trong những

diện tích hẹp;

- Các vỉa dầu khí đã được phát hiện ở đất liền cũng như ngoài biển thuộc

cỡ nhỏ (marginal)

1.1.6 Lịch sử nghiên cứu địa chất - địa vật lý

Công tác nghiên cứu địa chất - địa vật lý khu vực Bắc Bể Sông Hồng

thuộc phần phía Bắc Vịnh Bắc Bộ được tiến hành từ những năm đầu thập kỷ 80

thế kỷ trước Qua từng giai đoạn, khu vực Bắc Bể Sông Hồng tại các Lô 102,

103, 106, 107 nói chung, Lô 102, 106 nói riêng đã được Tổng cục Dầu khí Việt

Nam, nay là Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (1978-1987) và các Nhà thầu nước

ngoài như Total (1989-1991), Idemitsu (1993-1995, PCOSB (2003-3/2009) tiến

hành thu nổ một khối lượng lớn địa chấn 2D, 3D với mật độ khác nhau để

nghiên cứu cấu trúc địa chất lớp phủ trầm tích Đệ Tam, khoanh vùng cấu tạo và

đã khoan thăm dò trên các đối tượng khác nhau nhằm phát hiện và khai thác dầu

khí ở khu vực này

1.1.6.1 Công tác thăm dò địa chấn và kết quả nghiên cứu cấu trúc

Giai đoạn 1983-1984: Tổng cục Dầu khí Việt Nam tiến hành thu nổ địa

chấn 2D theo mạng lưới tuyến nghiên cứu khu vực tỷ lệ 16x16 km tại các Lô

102, 103, 106, 107 và mạng lưới tuyến 2x2 km thuộc khu vực trung tâm các Lô

102, 103 và khoảng 800 km tuyến tại một phần Lô 106 với bội quan sát 48 bằng

tàu địa chấn Poisk và Iskachel của Liên Xô cũ Kết quả minh giải đã vẽ được

Bản đồ cấu trúc địa chất cho phép đánh giá bề dày, các yếu tố cấu - kiến tạo chủ

yếu của trầm tích Đệ Tam thuộc Miền Võng Hà Nội (MVHN) và phần biển

thăm dò dầu khí tiếp theo tại khu vực Thềm lục địa phía Bắc CHXHCN Việt

Nam

Giai đoạn 1989-1990: Nhà thầu Total đã tiến hành thu nổ địa chấn 2D

với mạng lưới từ 1x1,5 km, 2x2 km đến 4x6 km tại Lô 103, 106 và một phần Lô

102 và Lô 107 với khối lượng tổng cộng khoảng 9200 km tuyến, bội quan sát

60 Kết quả nghiên cứu đã cho phép nhà thầu Total phát hiện được một loạt cấu

tạo uốn nếp trong lát cắt trầm tích Miocen - Oligocen Total chọn ba cấu tạo: H

(Lô 103), G (nằm vắt qua Lô 102, 103) là dạng bẫy khép kín 4 chiều trong lát

cắt Miocen và cấu tạo PA (Lô 107) khép kín 4 chiều trong lát cắt Oligocen để

khoan thăm dò

Giai đoạn 1991-1993: Nhà thầu Idemitsu đã tiến hành thu nổ khoảng 2270

km tuyến địa chấn 2D, bội quan sát 120, mạng lưới thăm dò từ 2x2 km đến 1x1

km tại khu vực góc Tây Bắc Lô 103 và khu vực liền kề thuộc Lô 102 nhằm

nghiên cứu chi tiết các cấu tạo được phát hiện trước đây Tài liệu địa chấn 2D đã

cho phép Idemitsu vẽ bản đồ cấu trúc chi tiết các cấu tạo Cây Quất, Hoa Đào

trong lát cắt trầm tích Miocen - Oligocen trên phạm vi Lô 102 và đã khoan thăm

dò tại hai cấu tạo này

Giai đoạn 2001- 3/2009: Nhà thầu PCOSB đã tiến hành công tác thăm

dò tỷ mỷ địa chấn 3D, bổ sung địa chấn 2D trên các cấu tạo được đánh giá triển

vọng dầu khí với khối lượng tổng cộng 1.050 km2 địa chấn 3D và gần 2.200 km

tuyến địa chấn Tài liệu địa chấn 2D và đặc biệt địa chấn 3D của PCOSB đã cho

phép chi tiết hóa những cấu tạo hình thành trong điều kiện trầm tích và hoạt

động kiến tạo phức tạp như cấu tạo Thái Bình, Hồng Hà (Lô 102) và cụm cấu

tạo trong móng cacbonate nứt nẻ Hàm Rồng - Hậu Giang (Lô 106) đặc trưng

cho dạng bẫy khép kín

Bảng1.1: Khối lượng tài liệu địa chấn, khoan đã thực hiện ở lô 102-106 và lân cận

Hình 1.2 Sơ đồ mạng lưới tuyến địa chấn lô 102-106

1 PVN 1983-1984 800 0 Lô 102, 103, 106, 107

2 Total 1989-1990 9200 0 Lô 102, 106, 103, 107

3 Idemitsu 1993 2270 0 Lô 102

PCOSB 2003 0 450 Lô 106 (C.tạo YT, HL)

PCOSB 2005 0 284 Lô 106 (C.tạo Hậu Giang)

PCOSB 2005 0 320 Lô 102 (C.tạo TB-H.Hà)

PCOSB 2007 2206 0

Lô 102 (C.tạo B.Hải, Huế, Sapa), 106 (C.tạo V.Cỏ, Đ.Sơn, Ch.Linh, v v…)

(Km/T)

3D (Km 2 )

Ngoài ra, trong thời gian 2007 - 2009, PVEP Bạch Đằng đã minh giải lại

tài liệu địa chất - địa vật lý mà chủ yếu là tài liệu địa chấn 3D do PIDC thu nổ

năm 2003 để tiến hành khoan các giếng khoan thăm dò trên cấu tạo Hắc Long

và Địa long ở Lô 103

Khu vực phía Đông của Lô 106, tài liệu địa chấn mới có mạng lưới khảo

sát sơ bộ của Total giai đoạn 1989 - 1990 và một số tuyến thu nổ bổ sung năm

2007 của PCOSB chưa đủ cơ sở để xác định sự tồn tại các dạng bẫy trong lớp

phủ trầm tích Đệ Tam cùng với mức độ phức tạp cấu kiến tạo ở khu vực này -

nơi giao nhau của các Bể Sông Hồng và Beibuwan - lớp phủ trầm tích có thể bị

ảnh hưởng của hai hệ thống dầu khí từ hai Bể Để khẳng định điều đó, trong

tương lai, cần bổ sung tài liệu địa chấn chất lượng cao ở khu vực này

1.2 Đặc điểm địa chất, địa tầng và kiến tạo

1.2.1 Đặc điểm địa chất bể Sông Hồng

Bể Sông Hồng rộng lớn, có cấu trúc địa chất phức tạp thay đổi từ đất liền

ra biển theo hướng Đông Bắc Tây Nam và Nam, bao gồm các vùng địa chất

khác nhau, đối tượng tìm kiếm thăm dò cũng vì thế mà khác nhau Có thể phân

thành ba vùng địa chất như sau (hình 1.3)

Hình 1.3 Phân vùng cấu trúc địa chất bể Sông Hồng:

(1) Đới rìa Đông Bắc; (2) Vùng Trung Tâm; (3) Vùng Phía Nam

1.2.1.1 Đới rìa Đông Bắc

Là khu vực nằm ở miền Đông Bắc, được giới hạn về phía Tây Nam bằng

đứt gãy Sông Lô Giới hạn về phía Đông-Bắc của móng Paleozoi trong đất liền

là đứt gãy đường 18 (Phả Lại - Đông Triều) - Tấn Mài, ngoài biển là đứt gãy

khu vực nằm theo hướng ĐB-TN chạy qua các đảo Vĩnh Thực – Cái Chiên -

Vịnh Bái Tử Long - Vịnh Hạ Long, hệ thống đứt gãy này lâu nay vẫn được cho

là ranh giới của cấu trúc nền sau-Caledonite ở phía Bắc và trũng Mesozoi ở phía

Nam Bình đồ cấu trúc địa chất của Đới Rìa Đông Bắc có thể phân biệt thành

hai phụ đới:

• Phụ đới I: Được đặc trưng bằng các dải và khối móng nâng tuổi

Paleozoi muộn (thềm Hải Phòng) và xen kẽ trong đó là các trũng Mesozoi có

diện tích hẹp và ít được khảo sát vì mục đích tìm kiếm dầu khí

• Phụ đới II: Là khu vực gồm các trũng (địa hào) Paleogene xen kẽ với

các dải nâng và khối nhô của móng Paleozoi (dải nâng B-10 - Tiên Lãng - Chí

Linh - Yên Tử; mũi nhô Tràng Kênh) Nhìn chung địa hình mặt móng trước Đệ

Tam nâng cao dần rồi lộ trên mặt tại vùng Đông Bắc (Đồ Sơn - Kiến An – Kinh

Môn và các đảo Hạ Mai - Ngọc Vừng - Cô tô - Vĩnh Thực) với các thành tạo

carbonate và lục nguyên Paleozoi muộn (Devon-Cacbon-Pecmi) tướng biển

nông (shallow Tethys), trầm tích phủ trên đới này có tuổi từ Miocen đến hiện

tại Một số giếng khoan thăm dò trong trong Miền Võng Hà Nội đã gặp lát cắt

địa chất này và phát hiện được các đá móng carbonate và đá phiến sét-sericite,

cát kết dạng quarzite (B10-1X, B26-1X) tuổi Paleozoi muộn Giếng khoan

106-YT-1X nằm cách xa bờ khoảng 100km đã xuyên qua địa tầng từ hiện tai qua

Miocen – Oligocen và móng Paleozoi

Nằm giữa các dải móng nâng như đã nêu trên là các địa hào và bán địa

hào nằm kéo dài theo hướng Tây Bắc – Đông Nam (địa hào Kiến An, địa hào

Thuỷ Nguyên-HQQ, 1997), Đông Bắc – Tây Nam (địa hào Bạch Long Vĩ) và

sau đó chúng hoà nhập vào sụt lún trung tâm của bể Sông Hồng ở phía Nam

Trong giai đoạn synrift, các trầm tích lục nguyên và có thể cả carbonate tuổi

Paleogene (Eocen? - Oligocen) lấp đầy các địa hào, vào giai đoạn cuối loạt trầm

tích này một phần bị bào mòn do bị nghịch đảo Bước sang giai đoạn postrift,

trầm tích lục nguyên tuổi Miocen phủ bất chỉnh hợp lên ranh giới bào mòn và

vát nhọn dần về phía Đông Bắc Trong các địa hào, có thể địa hào Kiến An xuất

phát từ khu vực đất liền nhưng bị hạn chế cả về chiều rộng lẫn bề dày trầm tích

Càng về phía Nam, các địa hào có kích cỡ lớn hơn, ở khu vực biển phía Đông lô

102 và lô 106 tất cả các địa hào này đều có chiều rộng từ 10-30km và trầm tích

lấp đầy (synrift) dày từ 2-4 km Trầm tích trong các địa hào bị nghịch đảo và

bào mòn rất mạnh trong pha kiến tạo cuối Oligocen

1.2.1.2 Đới Trung tâm

Theo quan điểm hiện tại, đới Trung tâm của khu vực phía Bắc bể Sông

Hồng được giới hạn bởi hệ thống đứt gãy Sông Lô về phía Đông-Bắc và Sông

Chảy về phía Tây-Nam Móng của phần trung tâm bị chôn vùi ở độ sâu nằm

ngoài khả năng phân dị của địa chấn phản xạ được thu nổ trên khu vực (4 đến 6

km hoặc sâu hơn) và là sự phát triển kế tiếp của các đới thành hệ - cấu trúc

Trước-Kainozoi từ các đới ngoài rìa có trước tách giãn Đới Trung tâm được

phân thành 2 phụ đới với ranh giới là đứt gãy Vĩnh Ninh, đây là một đứt gãy

chờm nghịch trong phần lớn mặt cắt Miocen

• Phụ đới Đông-Bắc (trũng Đông Quan): Trầm tích của phụ đới này có thể

chia thành 2 tập lớn có ranh giới là bất chỉnh hợp khu vực trong Oligocen Tập

trầm tích bao gồm các tuổi từ Oligocen muộn cho tới hiện tai nằm tương đối

bình ổn theo xu thế nghiêng và độ dày tăng dần từ Bắc-Đông Bắc về phía

Tây-Tây Nam Ở một đôi chỗ, thí dụ như khu vực Đông Hoàng …, trầm tích mỏng

cuối Oligocen bị uốn cong cùng với các tập trầm tích Miocen nằm trên do

nghịch đảo kiến tạo Đứt gãy kiến tạo trong tập trầm tích này có biên độ rất nhỏ

và chỉ mang tính địa phương, không có xu hướng tập hợp thành hệ thống có quy

luật chung Trên các mặt cắt địa chấn, tập trầm tích này có độ phân giải tương

đối cao do sự phản xạ rất mạnh của các tập sét than

• Phụ đới nghịch đảo Miocen: hiện tại trên đất liền được cho là khu vực

nằm ở phía Tây đứt gãy Vĩnh Ninh cho tới đứt gãy Sông Chảy đây là khu vực

tiêu biểu của cấu trúc nghịch đảo Miocen, gồm các đơn vị cấu trúc nhỏ là dải

nâng Khoái Châu-Phù Cừ-Tiên Hưng-Tiền Hải, lõm Phượng Ngãi, nâng Kiến

Xương Ngoài đứt gãy ranh giới Vĩnh Ninh tái hoạt động nhiều lần, trong phụ

đới này còn phát triển các đứt gãy phụ khác trong Miocen của các cấu trúc dạng

hoa dương Hệ thống đứt gãy dạng hoa phổ biến dọc theo các đứt gãy chính

Vĩnh Ninh, Thái Bình và Sông Chảy được hình thành trong quá trình nghịch đảo

do các nén ép ngang trong Miocen Móng của phần trung tâm bị chôn vùi rất sâu

có nơi trên 4 - 6km

Ở khu vực ngoài biển, phụ đới nghịch đảo Miocen được mở rộng về phía

Đông cho tới đứt gãy Sông Lô do sự khép lại của phụ đới Đông Quan ở khu vực

biển nông và sự sát nhập của đứt gãy Vĩnh Ninh vào đứt gãy Sông Lô ở khu vực

phía Đông Nam lô 102 Về mặt cấu trúc, vùng nghịch đảo Miocen nằm ngoài

biển hiện tại có những đặc điểm khá giống như trong khu vực đất liền, về tướng

trầm tích và lịch sử chôn vùi: Trầm tích ngoài biển hiện tại có tướng phổ biến từ

mặt cho đến rìa ngoài của châu thổ và so với khu vực đất liền, trước khi bị

nghịch đảo, trầm tích của khu vực biển phổ biến bị chôn vùi sâu hơn nhất là khu

vực cấu tạo Cây Quất (Idemitsu) và xung quanh

Hiện tượng nghịch đảo rất mạnh của trầm tích Miocen gần như đươc kết

thúc ở khu vực phía Bắc lô 103, Tây Bắc lô 107 và dấu tích còn lại là một nếp

lồi dạng mũi chìm dần về phía trung tâm bể trầm tích (nâng Đông Sơn)

1.2.1.3 Đới Rìa Phía Nam

Là khu vực nằm ở phía Tây-Tây Nam dải nâng Hưng Yên, trước đây coi

là phần bao gồm móng nâng đơn nghiêng rìa và địa lũy Hưng Yên; song kết quả

của khoan PV-XT-1X cho thấy trong khu vực này còn tồn tại các trũng Đệ-tam

có trầm tích dày trên 1500m Do đó rìa Tây-Nam cũng là đới có cấu trúc phân dị

phức tạp Móng Trước-Kainozoi không chỉ gồm các phức hệ biến chất kết tinh

Proterozoi mà phổ biến hơn còn là các thành tạo carbonate, carbonate-sét và lục

nguyên Mesozoi Các thành tạo gneis Proterozoi và carbonate Mesozoi chiếm vị

trí nhô cao của bề mặt móng; còn các trầm tích lục nguyên và sét-vôi Mesozoi

thường là diện lõm sâu của mặt móng này Trong các trũng, trầm tích Kainozoi

có thể dày tới trên 3000m Lát cắt địa chất, địa tầng và cấu trúc của khu vực rìa

Tây Nam vẫn còn chưa sáng tỏ do khối lượng tìm kiếm – thăm dò nhất là địa

chấn và khoan còn rất hạn chế

Ở khu vực ngoài biển, về mặt hình thái, đới cấu trúc này cũng không có gì

thay đổi so với trên đất liền và sự phân dị của nó cũng kết thúc ở khu vực Tây

Bắc lô 103 do dải nâng Hưng Yên giảm dần biên độ nghịch đảo và biến thành

cấu trúc dạng mũi chìm dần về phía trung tâm bể trầm tích tương tự như cấu

trúc của phụ đới nghịch đảo Miocen nêu trên

1.2.2 Đặc điểm địa tầng

Hình 1.4 Cột địa tầng tổng hợp khu vực bắc bể Sông Hồng

a Đá móng trước Đệ Tam

Bên dưới trầm tích Kainozoi ở khu vực Lô 102-106 là sự phân dị, lún

chìm phức tạp của nhiều loại đá có tuổi rất khác nhau, cụ thể là phía Đông Bắc

đứt gãy Sông Lô là sự lún chìm của các đá cacbonate dạng khối và lục nguyên

tuổi Paleozoi Muộn, bị phong hóa và nứt nẻ mạnh giống như các đá lộ ra ở Hạ

Long và Đồ Sơn Chúng đã được phát hiện ở các GK Yên Tử, Hàm Rồng, và Đồ

Sơn, còn phía Tây Nam của đứt gãy Sông Lô có thể là các thành tạo tiền Cambri

biến chất cao giống như đá ở núi Gôi - Nam Định

b Trầm tích Đệ Tam

Có mặt ở khu vực nghiên cứu bao gồm:

Trầm tích Eocen: Ngoài khơi Bể Sông Hồng, giếng khoan 106-HR-1X

gặp trầm tích Eocen, phù hợp với dự đoán theo tài liệu địa chấn trong khoảng

lát cắt trầm tích này có thể nằm ngay trên móng của các địa hào, hoặc ở đáy các

trũng sâu 3500 - 5000m

Trầm tích Oligocen: Hệ tầng Đình Cao, được phát hiện nhiều ở MVHN,

ngoài biển thấy ở các giếng khoan 106-YT-1X, 106-HR-1X, v.v Trầm tích

Oligocen được hình thành trong môi trường đầm hồ chứa nhiều sét giàu vật chất

hữu cơ nên có khả năng sinh chủ yếu là dầu tốt như tập sét Đồng Ho ở Quảng

Ninh, tập sét Oligocen gặp ở giếng khoan PV-XT-1X (MVHN)

Trầm tích Miocen: Trầm tích Miocen gồm:

Miocen Dưới: Hệ tầng Phong Châu, đã gặp ở các giếng khoan ở trong đất

liền và Lô 102 - 106 Lát cắt trầm tích này bao gồm các lớp cát kết hạt mịn xen kẽ

các lớp bột sét kết mỏng có chứa than, hoặc lớp đá vôi mỏng, được hình thành

trong môi trường châu thổ, biển ven bờ, biển nông

Miocen Giữa: Hệ tầng Phù Cừ Đây là tập trầm tích phát triển tương đối

rộng, thành phần chủ yếu là cát, cát kết, cát bột kết, sét bột kết, sét than, phân

giải rõ, thành phần sét và sét than tăng dần ở phía trên và về phía gần bờ, đôi chỗ

còn xen kẽ các lớp đá vôi như ở các giếng khoan 106-HL-1X, 106-HR-1X,

v.v…trầm tích Miocen Giữa được thành tạo trong môi trường biển nông xen kẽ

với châu thổ

Miocen Trên: Hệ tầng Tiên Hưng có mặt tại tất cả các giếng khoan ở

MVHN và ngoài khơi Bể Sông Hồng với thành phần chủ yếu là cát hạt thô, sạn

kết ở phần trên, tiếp xuống là cát kết, bột kết, sét kết xen kẽ là các vỉa sét than

Cũng như trầm tích Miocen Giữa, mức độ chứa than giảm dần theo hướng Tây

Bắc - Đông Nam Môi trường thành tạo là châu thổ, biển ven bờ, biển nông ở

phía Bắc và trung tâm, càng về phía Nam Bể Sông Hồng, môi trường nghiêng về

biển sâu nhiều hơn Do ảnh hưởng từ Pha kiến tạo nghịch đảo cuối Miocen, trầm

tích Miocen Trên bị bào mòn mạnh mẽ trên phạm vi các đới nâng phía Tây Nam

thuộc Đồng bằng Bắc Bộ và trên các dải nâng địa phương được hình thành muộn

trong đới nâng Trung tâm ngoài khơi Vịnh Bắc Bộ

Trầm tích Pliocen - Đệ Tứ: Bao gồm các hệ tầng từ trên xuống là Kiến

Xương, Hải Dương, Vĩnh Bảo, và nằm ngay trên mặt Bất chỉnh hợp nóc Miocen

Trên Sau pha kiến tạo nghịch đảo cuối Miocen là thời kỳ san bằng và lún chìm

bình ổn đã hình thành nên tập trầm tích Pliocen - Đệ Tứ này Thành phần gồm

cát, sạn, sỏi, sét, bột kết, bở rời Phần phía Bắc và trung tâm bể, thành phần hạt

mịn là chủ yếu tạo thành những tập sét dày là tầng chắn dầu khí khu vực rất tốt

1.2.3 Đặc điểm kiến tạo

Khu vực phía Bắc bể trầm tích Sông Hồng bao gồm toàn bộ Miền Võng

Hà Nội (MVHN), khu vực biển nông, các lô 101, lô 102, lô 106, lô 103 và lô

107 Dựa vào đặc điểm kiến tạo, trầm tích, lịch sử phát triển có thể phân chia

khu vực thành 4 phần cấu trúc chính, mỗi phần đều có những đặc điểm riêng về

hệ thống dầu khí và cả đối tượng tìm kiếm thăm dò (hình 1.5)

Hình 1.5 Các yếu tố kiến tạo khu vực nghiên cứu

Lô 102 & 106 nằm ở phía bắc Bể Sông Hồng, tiếp giáp với Miền Võng

Hà Nội Phát triển địa chất của Lô này gắn liền với hoạt động địa chất, kiến tạo

chung của phần Bắc Bể

Bể Sông Hồng được hình thành do kết quả của các hoạt động kiến tạo khu

vực xảy ra vào cuối Eocen - đầu Oligocen và mở rộng, chìm dần ra phía Vịnh

Bắc Bộ tạo thành bể theo kiểu Pull-apart và phần Bắc Bể được giới hạn bởi hệ

thống đứt gãy cổ trượt bằng (strike-slip) Sông Chảy (phía Tây Nam) và Sông Lô

(phía Đông Bắc) chủ yếu hướng Tây Bắc - Đông Nam khống chế khung kiến

tạo chung cũng như quá trình phát triển của Bể Sông Hồng Ngoài ra, cùng với

những tác động kiến tạo kể trên còn xẩy ra hoạt động tách dãn vào cuối

Oligocen theo hướng á Đông - Tây, gây ra nén ép tạo thành những nghịch đảo

kiến tạo, tiếp theo là bào mòn mạnh mẽ để lại dấu ấn là bề mặt bất chỉnh hợp

góc vào cuối Oligocen và thể hiện rất rõ trên mặt cắt địa chấn ở khu vực Đông

Bắc phần Bắc Bể Sông Hồng Đây cũng là bề mặt phân cách giữa 2 thời kỳ

Syn-Rift và Post-Syn-Rift ở khu vực này

Về địa chất khu vực, Lô 102 & 106 nói riêng và phía Bắc Bể Sông Hồng

nói chung gồm các đơn vị cấu trúc chính sau

- Đới nâng đơn nghiêng phía Tây Nam;

- Đới nghịch đảo trung tâm;

- Đới các địa hào Paleogen phía Đông Bắc;

- Đới móng nâng cao phía Bắc (Thềm Nam Quảng Ninh)

Đới nâng đơn nghiêng phía Tây Nam

Về phía Đông Bắc, đới được giới hạn bởi đứt gãy Sông Chảy Địa tầng

bao gồm: móng kết tinh Proterozoi, đá vôi hoặc Granite Mesozoi, ở phía Tây

Nam móng nằm ở chiều sâu thay đổi từ 1600m (tại góc Tây Nam Lô 102) đến

500m về phía khu vực biển nông và 300 - 200m về phía đất liền (khu vực núi

Gôi Nam Định, GK15) Lớp phủ trầm tích mỏng, cấu trúc bình ổn, bao gồm các

thành tạo trầm tích Miocen, Pliocen và Đệ Tứ

Đới nghịch đảo trung tâm

Đới nghịch đảo trung tâm: nằm trong giới hạn giữa đứt gãy Sông Chảy ở

phía Tây Nam và đứt gãy Sông Lô ở phía Đông Bắc Đới nghịch đảo trung tâm

đặc trưng bởi trầm tích có chiều dày lớn và móng sụt lún sâu nên tài liệu địa

chấn không theo dõi được Trầm tích có mức độ uốn nếp cao, bị phức tạp bởi

các hệ thống đứt gãy chờm nghịch hướng Tây Bắc - Đông Nam dạng đứt gãy

Vĩnh Ninh xuất hiện trong pha kiến tạo uốn nếp nghịch đảo xẩy ra vào cuối

Miocen tạo ra các dải nâng địa phương như dải Bến Hải - Hoa Đào, Cây Quất -

Hồng Long, dải Thái Bình - Sapa - Bạch Long, phần trũng Đông Quan kéo dài

và hệ thống đứt gãy thuận xiên chéo với biên độ dịch chuyển khác nhau Tại các

dải nâng địa phương nêu trên, phần lớn trầm tích Miocen trên bị bào mòn mạnh

do bị nâng cao Tại đây, tồn tại nhiều cấu tạo vòm khép kín 3-4 chiều kề sát vào

đứt gãy

Đới các địa hào Paleogen phía Đông Bắc

Chủ yếu phân bố ở Lô 106, một phần diện tích phía Đông Bắc Lô 102,

đặc trưng bởi sự hiện diện các địa hào cổ như Kiến An, Thủy Nguyên và Cẩm

Phả xen kẽ với các địa lũy gồm những dãy đỉnh núi đá vôi như dải nâng Bạch

Long Vĩ, Yên Tử - Hạ Long, dải nâng Tiên Lãng - Chí Linh và dải nâng Tràng

Kênh bởi hệ thống đứt gãy móng cổ phát triển theo hướng Tây Bắc - Đông Nam

và hướng Tây Nam - Đông Bắc với biên độ sụt lún đạt tới hàng ngàn mét Chiều

sâu móng trước Kainozoi ở đây thay đổi từ 600 - 800m (phía Tây Bắc Lô 102)

đến 3500m và tăng dần đến 5000 - 6000m về phía Nam Đông Nam Lô 106 Lớp

phủ trầm tích Đệ Tam trong các địa hào Paleogen Phía Đông Bắc có mặt đầy đủ

trầm tích tuổi từ Eocen đến Pliocen - Đệ Tứ Các thành tạo tuổi Eocen có thể

nằm ngay trên móng đá vôi và được phủ bởi trầm tích Oligocen đủ dày vừa là

tầng sinh và là tầng chắn dầu khí Móng tồn tại dưới dạng những dải khối nhô bị

chôn vùi Ngoài ra, các lòng sông cổ trong Miocen Giữa cũng là dạng bẫy chứa

dầu khí cần quan tâm nghiên cứu

Đới móng nâng cao phía Bắc (Thềm Nam Quảng Ninh)

Đới móng nâng cao Phía Bắc nằm trọn trong phạm vi phía Bắc Lô 106 và

giới hạn với đới các địa hào Paleogen Đông Bắc qua đứt gãy cổ hình vòng cung

Chiều sâu móng ở khu vực này thay đổi nhanh theo hướng Bắc Đông Bắc từ

1200m (phía Nam) đến 300 - 250m (phía Bắc) Trầm tích ở đây hầu như chỉ có

mặt đất đá tuổi Miocen Trên và Pliocen - Đệ Tứ với bề dày tổng cộng khoảng

1200 - 300m Cấu trúc trầm tích Đệ Tam bình ổn, ít bị ảnh hưởng bởi phá hủy

kiến tạo

Địa tầng của khu vực Lô 102 & 106 bao gồm móng đá vôi, trầm tích lục

nguyên phong hóa ở khu vực phía Bắc và Bắc Đông Bắc được phát hiện tại các

giếng khoan trên các cấu tạo Yên Tử YT-1X, 106-YT-2X), Hạ Long

(106-HL-1X) và Hàm Rồng (106-HR-1X, 106-DS-1X) Lô 106 ở chiều sâu từ 1400

đến khoảng 5500m Lớp phủ trầm tích Đệ Tam bao gồm sét, sét than, cát, cát

kết với tổng chiều dày trên 6000 - 9000m có tuổi từ Paleogen đến Đệ Tứ Bẫy

dầu khí trong khu vực bao gồm các khối nhô của móng đá vôi cổ; các cấu trúc

có liên quan tới các đứt gãy, các uốn nếp có biên độ lớn, nhỏ khác nhau và các

vát nhọn kề áp lên móng hoặc nằm dưới bất chỉnh hợp nóc Paleogen Ngoài ra,

có thể còn tồn tại các bẫy địa tầng hình thành trong môi trường tiền châu thổ

(Prodelta) tuổi Miocen Giữa

Nhìn chung, tài liệu địa chất - địa vật lý cho thấy Lô 102 & 106 tồn tại

nhiều cấu tạo có khả năng chứa dầu khí, đó là các cấu tạo khép kín 3-4 chiều

chủ yếu nằm trong đới nghịch đảo trung tâm

Kết quả minh giải tài liệu địa chấn tại Lô 102 & 106 và đặc biệt địa chấn

3D do PCOSB thu nổ năm 2003 - 2005, Địa chấn 2D (đan dày năm 2007) đã

khẳng định sự tồn tại và chính xác hóa các cấu tạo Thái Bình, Hồng Hà, Cây

Quất, Huế, Sapa, Bến Hải và Bạch Long Bắc v.v…trong trầm tích Miocen -

Oligocen thuộc đới nghịch đảo trung tâm và một loạt cấu tạo liên quan đến đối

tượng doi cát kênh rạch trong Miocen Giữa, cũng như đá vôi, clastic phong hóa

trong móng trước Kainozoi như các cấu tạo Yên Tử, Hàm Rồng, Đồ Sơn, Hậu

Giang, Chí Linh, Vàm Cỏ, Hạ Long, Tiên Lãng, v.v…thuộc đới các địa hào

Paleogen Đông Bắc

Ngoài việc khẳng định các cấu tạo đã phát hiện, tài liệu địa chất - địa vật

lý còn cho phép đánh giá chi tiết và chính xác hơn về mô hình cấu trúc trầm tích

cũng như về các thông số h‘nh học của các cấu tạo

1.3 Hệ thống dầu khí

1.3.1 Đá sinh

Trên các mẫu thu thập được qua các giếng khoan khu vực chứa chủ yếu là

đá mẹ loại II và III với TOC đạt từ 0,5-2% Việc phát hiện một loạt các cấu tạo

chứa khí và condensate đánh giá được nạp từ các đá mẹ loại này Việc phát hiện

Hàm Rồng và Yên Tử cho dầu đang có những ý kiến khác nhau về nguồn đá mẹ

sinh dầu chưa được nghiên cứu đầy đủ

1.3.2 Đá chứa

Đá chứa Carbonate trước đệ tam: Các giếng khoan trên cấu tạo Yên Tử,

Hàm Rồng, Đồ Sơn, Hạ Long và thậm chí là B10 trên đất liền đã khoan vào đối

tượng này B10 và Hàm Rồng là 2 cấu tạo có phát hiện dầu trong các thử vỉa

DST với lưu lượng đo được là 165 thùng/ngày ở B10 và 6.000-7.000

thùng/ngày ở Hàm Rồng Các phân tích thạch học mẫu sườn (Side Wall Core

(SWC)) thu được từ các giếng khoan cho thấy đây là loại đá packstone có hàm

lượng hóa thạch tảo và trùng lỗ lên tới 50% Độ rỗng trung bình khoảng 3-5%

nhưng với sự mất dung dịch khoan ở giếng Hàm Rồng-1X và các giếng khoan

lân cận cho phép hi vọng độ rỗng sẽ tốt hơn cho các tích tụ dầu khí bởi quá trình

Kactơ hóa

Đá chứa Cát kết Oligocen: Loại đá chứa cát kết tướng lục địa tới châu thổ

được chứng minh qua các phát hiện khí trên khu vực Miền võng Hà Nội Nói

chung độ rỗng, thấm của các giếng đã khoan vào đối tượng này không cao Tuy

nhiên đối tượng này lại nằm gần nguồn sinh quan trọng là các tập sét đầm hồ

tuổi Oligocen

Đá chứa Miocen: Loại đá chứa cát kết tướng biển nông tới ven bờ và cát

quạt đáy biển được chứng minh qua các phát hiện dầu khí trong các giếng khoan

ở các Lô 102&106 và 103&107

1.3.3 Chắn

Đá chắn trong khu vực chủ yếu là các tầng chắn nội tầng 20 mét sét nội

tầng trong cấu tạo Yên Tử đã chứng minh cho khả năng chắn Đối tượng

carbonate có phát hiện trong Hàm Rồng cho thấy khả năng chắn tốt của tập

Oligoxen Tuy nhiên các khu vực có bề dày tầng Oligocen mỏng như Yên Tử và

Đồ Sơn khả năng chắn cho đối tượng hạn chế

1.3.4 Bẫy

Các Play chứa dầu khí chính trong khu vực:

1 Cacbonate trước đệ tam(đã có chứng minh);

2 Cấu trúc nghịch đảo cuối Oligocen (đã khoan);

3 Cấu trúc nghịch đảo cuối Miocen (đã khoan);

4 Cát biển nông kề áp Miocen giữa (đã chứng minh bởi Yên Tử-1X);

5 Cát Turbidite/ quạt đáy bể;

6.Cát Channel Lowstand Miocen giữa;

7 Cát Miocen sớm trung kề áp;

8 Play kề đứt gãy đồng tách giãn Oligocen

CHƯƠNG 2: ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT VÀ ĐỊA VẬT LÝ ĐÁ CARBONATE

2.1 Giới thiệu chung về carbonate

Đá carbonate là một nhóm đá phổ biến, chiếm khoảng 1/5 trong tất cả các

loại đá trầm tích, với đặc điểm riêng biệt về nguồn gốc sinh thành, thành phần

khoáng vật, hóa học và sinh khoáng (Trần Nghi, 2003) Trầm tích vụn lục

nguyên được tạo thành từ phá hủy các đá có trước và được vận động vận chuyển

đến môi trường lắng đọng, do vậy đặc điểm cấu tạo và kiến trúc của đá trầm tích

vụn phản ánh chế độ thủy động lực Không giống như các đá trầm tích vụn lục

nguyên khác, trầm tích carbonate được sinh ra chủ yếu từ chất kết tủa hoặc

khung xương sinh vật trong môi trường trầm tích Chính vì vậy, trầm tích

carbonate có một số đặc tính rất riêng biệt đó là:

- Thành phần vật chất cơ bản được định rõ trong môi trường lắng đọng;

- Kích thước hạt không có ý phản ánh những thay đổi của cơ chế thủy

động lực;

- Các cấu trúc lớn (như dạng thềm platform) hoàn toàn được tạo ra bởi các

trầm tích hình thành tại chỗ, chúng tự sinh ra và tự duy trì để tồn tại;

- Các dạng tích tụ phân bố theo không gian và thời gian phụ thuộc chính

vào bản chất của trầm tích (Jan N.P và Kendall A.C.,1992)

Đá carbonate có ý nghĩa trong quá trình hình thành các mỏ dầu khí bởi lẽ

chúng vừa có thể là đá mẹ sinh dầu khí, cũng vừa có thể là đá chứa và đôi khi lại

có đầy đủ tính chất của đá chắn Khoảng 48% trữ lượng dầu và khí tự nhiên trên

thế giới có mặt trong đá chứa carbonate, hình thành những mỏ có trữ lượng siêu

lớn chẳng hạn như mỏ Ghawar, Ả Rập Xê Út (Martin J.H., 1995) Do vậy nghiên

cứu trầm tích carbonate như nhận biết sự có mặt cũng như sự phân bố, đặc điểm

địa chất của chúng là vô cùng quan trọng

Tại Việt Nam, một số mỏ đã thu được dòng dầu lớn trong các giếng

khoan qua tầng carbonate như mỏ Đại Hùng Gần đây tại cấu tạo Yên Tử, Hàm

Rồng (lô 102-106) cũng tìm ra một số vỉa dầu khí trong các đá trầm tích này, vì

vậy cần có các nghiên cứu cụ thể về các đặc tính thấm chứa dầu khí trong đá

carbonate là nhiệm vụ cần thiết phục vụ cho công tác thăm dò khai thác dầu khí

tại Việt Nam nói riêng và Thế giới nói chung để bảo đảm bền vững cho nguồn

tài nguyên đang cạn kiệt này

Đá Carbonate là những đá sinh dầu: Đá Carbonate được thành tạo trong

môi trường biển nông, vũng biển và lục địa là nơi thuận lợi cho sự phát triển của

giới sinh vật, những vật liệu hữu cơ này cùng lắng đọng với vật liệu trầm tích

Carbonate trong những điều kiện thích hợp (môi trường khử và nhiệt độ áp suất

thích hợp) sẽ chuyển biến thành dầu, chính Carbonate thúc đẩy quá trình chuyển

hóa ấy nhanh hơn và triệt để hơn Có thể coi đá Carbonate (đặc biệt là Dolomit)

là chất xúc tác quan trọng Vì vậy, Carbonate cũng là đá sinh dầu Những thành

hệ đá sinh dầu quan trọng đã gặp như đá vôi Trenton (Mỹ), Spinletop (Mỹ)

Asmari (Pecxic), đá vôi miền Cacpac (Rumani)…

Đá Carbonate là những đá chứa dầu: Đá vôi và Dolomit là những đá chứa

dầu quan trọng, có những mỏ dầu lớn chứa trong đá Carbonate như mỏ dầu

trong đá vôi Onondago (Canada), Tứ Xuyên (Trung Quốc)… Đá Carbonat chứa

dầu là những loại đá vôi ám tiêu, đá vôi Dolomit hoá hoặc đá vôi Dolomit phát

triển các khe nứt

Do có nhiều đặc trưng địa chất riêng biệt trong suốt quá trình thành tạo

cũng như các ảnh hưởng trong quá trình biến đổi thứ sinh, sự phổ biến của chúng

trên trái đất và ý nghĩa quan trọng về tài nguyên khoáng sản nói chung và dầu

khí nói riêng, trầm tích cacbonate là đối tượng rất được quan tâm của các nhà địa

chất Trầm tích cacbonate đặc trưng cho môi trường biển có quá trình hình thành

phát triển chịu ảnh hưởng của nhiều yếu tố bên ngoài như độ sâu nước biển,

nhiệt độ, ánh sáng, nguồn dinh dưỡng , tính chất của đá biến đối phức tạp theo

không gian, thời gian gắn liền với chế độ kiến tạo và kiểu bể Đối với các nhà địa

chất, đá cacbonate được xem là loại đá trầm tích có những đặc thù riêng So sánh

trầm tích cacbonat có một số các đặc tính rất riêng biệt so với trầm tích vụn lục

nguyên, được trình bày ở bảng dưới đây:

Bảng 2.1: Sự khác biệt giữa trầm tích carbonate với trầm tích lục nguyên

STT Đá trầm tích carbonate Đá trầm tích vụn lục nguyên

1 Chủ yếu thành tạo trong môi trường

nhiệt đới, cận nhiệt đới, nước nông

Khí hậu không được coi là quan trọng

2 Thành tạo chủ yếu trong môi trường

biển

Cả môi trường biển và lục địa

3 Kích thước hạt thường được quyết

định bởi kích thước khung xương sinh

vật

Kích thước hạt chủ yếu quyết định bởi quá trình chọn lọc thủy đậu

4 Được thành tạo tại chỗ hay gần môi

trường tích tụ với nguồn gốc tại sinh

là chủ yếu, các thành phần nguồn gốc

hữu cơ lớn hơn nguồn gốc vô cơ

Nguồn gốc tha sinh điển hình, nguồn gốc vật liệu xa nơi trầm tích với thành phần chủ yếu có nguồn gốc vô cơ

5 Chủ yếu được gắn kết trên đáy biển Không được gắn kết trong quá trình

tích tụ

6 Khi lộ ra mặt nước dễ xảy ra quá trình

kết tinh, xi măng hóa, hòa tan, kast

hóa

Khi lộ ra mặt nước dễ xảy ra quá trình bào mòn, tái tích tụ cơ học

7 Tướng trầm tích phụ thuộc chặt chẽ

vào sự phát triển các sản phẩm hữu cơ

Tướng trầm tích hầu như không phụ thuộc vào các sản phẩm hữu cơ

8 Bị biến đổi mạnh mẽ sau trầm tích

Các quá trình này có thể làm thay đổi

Bị biến đổi sau trầm tích chậm hơn nhiều và nhìn chung làm giảm khả

đáng kể trầm tích ban đầu và làm tăng

thêm khả năng chứa sản phẩm

năng chứa sản phẩm

9 Quá trình tích tụ bị kiểm soát bởi các

điều kiện môi trường hình thành

cacbonat như nhiệt độ, ánh sáng, độ

mạnh, nguồn oxi, nguồn gốc vật liệu

vụn cơ học, nguồn cung cấp dinh

dưỡng

Quá trình tích tụ được kiểm soát bởi nguồn cung cấp vật liệu vụn

10 Sự thay đổi môi trường kiểm soát chặt

chẽ sự tồn tại, phát triển, suy thoái hay

diệt vong

Sự thay đổi môi trường làm thay đổi quy mô phân bố và thành phần các tướng trầm tích

Đánh giá triển vọng dầu khí trong đá Carbonate về mặt thạch học chúng

ta cần phải chú ý đến các yếu tố sau:

2.1.1 Độ rỗng trong đá carbonate

Độ rỗng đá Carbonate thường chia ra làm hai loại: Độ rỗng nguyên sinh

và độ rỗng thứ sinh Độ rỗng nguyên sinh của các đá Carbonate hạt mịn thường

thấp (8-10%) và kích thước lỗ rỗng nhỏ (micro), còn của các đá Carbonate vụn

thì lớn hơn (15-25%) và kích thước, tiết diện lỗ rỗng cũng khá lớn Còn lại độ

rỗng thứ sinh của các đá Carbonate hữu cơ có thể lên tới 25-35%

Độ rỗng thứ sinh được hình thành do sự hòa tan, do sự thay thế khoáng

vật làm thu nhỏ thể tích, do các hoạt động kiến tạo có thể sinh ra đới hoặc miền

khe nứt có tính khu vực Kích thước của độ rỗng thứ sinh thường cao hơn độ

rỗng nguyên sinh

Độ rỗng thứ sinh thường được tạo ra do quá trình Dolomit hóa Theo R.C

Muray (1960) cho rằng khi quá trình Dolomit hoá hoàn toàn thì độ rỗng có thể

tăng tới 30% so với độ rỗng nguyên thủy Trong quá trình thay thế Ca bằng Mg

xảy ra với sự giảm thể tích 12% nếu như xảy ra quá trình này mà không có vật

liệu lẫn vào Đá Dolomit hoá nói chung có độ rỗng hiệu dụng cao (10-20%) và

được coi là loại đá chứa quan trọng

2.1.2 Khe nứt trong đá carbonate

Các đá trầm tích Carbonate thường phát triển các khe nứt, hoặc còn trống

hoặc được lấp đầy bằng những vật liệu khác nhau, sinh thành do nhiều nguyên

nhân khác nhau và tạo thành ở nhiều giai đoạn khác nhau Nghiên cứu khe nứt

của các đá Carbonate hết sức cần thiết khi đánh giá triển vọng dầu khí

Dựa trên nghiên cứu thạch học, khe nứt đá carbonate được phân ra làm

hai loại: Khe nứt và khe nứt nhỏ Khe nứt có thể đo được ngay trên thực địa còn

khe nứt nhỏ phải nghiên cứu dưới kính hoặc chi tiết trong phòng thí nghiệm

Việc phân loại khe nứt đá carbonate có nhiều nguyên tắc:

Hoặc theo điều kiện thành tạo (khe nứt thành đá, khe nứt kiến tạo) hoặc

theo thời gian thành tạo (thế hệ I, II, pha…) hoặc theo thành phần lấp đầy

(Canxit, sét, bitum hay không có gì) Những yếu tố ảnh hưởng đến độ rỗng,

thấm của khe nứt là mật độ và độ mở của khe nứt

Mật độ (D) được tính bằng tỷ số giữa chiều dài (L) và diện tích (S): D =

L/S Độ mở của khe nứt trong đá Carbonate thường được tính bằng giá trị trung

bình của giá trịđo lặp trên khe nứt: tính độ hổng của khe nứt theo công thức của

E.S Romin: Φf = D.b trong đó Φf tính theo %, D theo m/m2 và b theo cm Độ

thấm trong Carbonate được tính theo công thức: Kf = 8,45.106 Φf (Kf tính bằng

Daxy) Khe nứt nhỏ được phân loại theo nhiều dạng khác nhau có ý nghĩa quan

trọng trong việc đánh giá đá chứa

Theo đặc điểm chia ra: khe nứt thành đá, kiến tạo, nhiệt dịch; theo hình

thái: khe nứt thẳng, hình sin; kheo thời gian thành tạo chia ra: thế hệ I, II; theo

chia ra ba cấp: rộng (> 0,05mm), vừa (0,01- 0,05mm) và hẹp (< 0,01mm) Theo

vật liệu lấp đầy chia ra làm khe nứt hiệu dụng hoặc không hiệu dụng Khi

nghiên cứu xem xét phải quan sát, xác định rõ: vật liệu và kiến trúc của vật liệu

lấp đầy khe nứt, quan hệ của khe nứt và hạt vụn, quan hệ của khe nứt với tầng,

thứ tự sinh thành khe nứt

2.2 Phân loại đá carbonate theo tính chất vật lý thạch học

Có nhiều tác giả phân loại đá carbonate theo các cách khác nhau như

Archie, Lucia và Choquette-Pray nhưng đều dựa vào sự phân bố và liên kết giữa

các lỗ rỗng trong đá carbonate (Hình 2.1)

Hình 2.1 Phân loại carbonate theo lộ rỗng của Archie, Lucia và

Choquette-Pray

Trong nghiên cứu này, tác giả chỉ tập trung vào nghiên cứu cách phân

loại đá chứa carbonate theo Lucia, đây là cách phân biệt phổ biến và được dùng

nhiều nhất hiện nay và có thể sử dụng đánh giá chất lượng tầng chứa dựa trên

quan hệ độ rỗng – độ thấm của đá chứa carbonate Lucia phân chia đá carbonate

theo độ rỗng: độ rỗng giữa hạt, độ rỗng hang hốc (độ rỗng hang hốc liên thông

và độ rỗng hang hốc không liên thông) (Hình 2.2 và 2.3)

Độ rỗng hang hốc lớn hơn nhiều độ rỗng giữa hạt Độ rỗng này thường bao

gồm sự hòa tan của các hạt, hoạt động nứt nẻ, hang karst Mặc dù những nứt nẻ

không được tạo thành bởi quá trình lắng đọng hoặc tạo đá nhưng độ rỗng nứt nẻ vẫn

được coi như là một loại độ rỗng của đá carbonate Cách phân loại của Lucia cũng

như của Archie đều quan tâm tới kích thước và sự phân bố của độ rỗng, ảnh hưởng

đến độ thấm và độ bão hòa, tất cả đều liên quan đến kiến trúc của đá Kiến trúc của

đá là yếu tố quan trọng để xác định ba loại độ rỗng chính của đá carbonate Mỗi loại

độ rỗng đều có sự phân bố và liên thông khác nhau, ảnh hưởng bởi hình dạng, kích

thước và mức độ lựa chọn của hạt và thể tích của xi-măng gắn kết Độ rỗng hang

hốc không liên quan tới kích thước, hình dạng của hạt hoặc độ lựa chọn hạt và ảnh

hưởng quan trọng tới độ thấm trong các vỉa chứa carbonate, ví dụ hang karst, độ

rỗng nứt nẻ…trong khi đó độ rỗng giữa hạt bị ảnh hưởng lớn bởi các yếu tố trên

(Hình 2.4)