Cấu trúc địa chất bồn trũng cửu long

CHƯƠNG CẤU TRÚC ĐỊA CHẤT BỒN TRŨNG CỬU LONG 1.1 Vị trí địa lý Bể trầm tích Cửu Long nằm phía Tây Bắc thềm lục địa phía Nam Việt Nam với tọa độ địa lý 90  110 vĩ độ Bắc; 106030  1090 kinh độ Đông kéo dài dọc theo bờ biển từ Phan Thiết đến cửa sơng Hậu Bể trầm tích Cửu Long có diện tích 56000km hướng phía Đơng Nam ngăn cách với bể trầm tích Nam Cơn Sơn khối nâng Cơn Sơn, phía Tây Nam ngăn cách với bể Malay đới nâng Khorat  Natuna, phía Tây Bắc nằm phần rìa địa khối Komtum Bể trầm tích Cửu Long bao gồm hai phần: phần biển phần nhỏ đồng sông Cửu Long Bồn trũng Cửu Long đánh giá nơi có hấp dẫn kinh tế dầu khí nơi tập trung nghiên cứu nhiều Cho đến khu vực hình thành quần thể khai thác dầu khí lớn thềm lục địa Việt Nam 1.2 Đặc điểm cấu trúc kiến tạo bồn trũng Cửu Long 1.2.1 Địa tầng bồn trũng Cửu Long 1.2.1.1 Các thành tạo móng trước Kainozoi Do ảnh hưởng chu kỳ kiến tạo khác nên thành tạo trước Đệ Tam phức tạp bất đồng Hình thái địa hình móng khơng phẳng chịu ảnh hưởng hoạt động đứt gãy magma Kết nghiên cứu mẫu lõi đá móng cho thấy khối Trung Tâm gồm chủ yếu đá granit, khối Bắc: granodiorit, adamelit, monzonit thạch anh; khối nam có granodiorit granitbiotit Thành phần khoáng vật đá granit gồm: thạch anh (20  30%), fenspat-kali (octhocla, microlin) 20 ), fenspat-kali (octhocla, microlin) 20  40%), fenspat-kali (octhocla, microlin) 20 Khoáng vật màu chủ yếu biotit, muscovit (5  20%), fenspat-kali (octhocla, microlin) 20 ) Đơi có mặt hocblen Đối với granodiorit, thành phần khoáng vật chủ yếu plagiocla 30  40%), fenspat-kali (octhocla, microlin) 20 , fenspat  kali  28%), fenspat-kali (octhocla, microlin) 20 , thạch anh 18  24%), fenspat-kali (octhocla, microlin) 20 Khoáng vật màu biotit chiếm  10%), fenspat-kali (octhocla, microlin) 20 , hocblen  15%), fenspat-kali (octhocla, microlin) 20 , ngồi cịn có granat, sphen, apatit, zircon,rutil tournalin Kết phân tích tuổi tuyệt đối cho 29 mẫu đá móng mỏ Bạch Hổ Rồng phương pháp K  Ar thấy đá móng hai mỏ có tuổi tuyệt đối khác Cổ đá adamelit Bạch Hổ 245 ± triệu năm, tương ứng với Pecmi muộn trẻ đá diorit – hocblen – biotit Rồng (R – 16) có tuổi 59 ± triệu năm, tương ứng với Plaleocen Đối chiếu thành tạo lục địa thấy chúng tương ứng với ba phức hệ magma: phức hệ Hòn Khoai, phức hệ Định Quán phức hệ Cà Ná (Đèo Cả) Các thành tạo phun trào phát giếng khoan 16 – BD – 1X, 17– N – 1X gồm đá andesit, dacit có thành phần tương ứng với thành tạo phức hệ đèo Bảo Lôc tuổi J – K đất liền Nằm xen kẽ với chúng vụn thô núi lửa phát nhiều giếng khoan Cửu Long – 1X; 02 – C – 1X; 09 – BH – 3; 4, 6; 16 – BD –1X; 16 – BV – 1X Về thành phần thạch học, kết cấu mặt cắt lớp trầm tích vụn xen kẽ giống với thành tạo trầm tích núi lửa Mesozoi muộn trồi lộ đất liền đảo xung quanh bể Cửu Long Các trầm tích xen kẽ chủ yếu trầm tích vụn: cuội kết, cát kết, bột kết thường không ổn định Dưới tác động chuyển động kiến tạo, hoạt đơng nhiệt dịch, phong hóa nên đá móng bị nứt nẻ mạnh Các biến đổi thứ sinh kết tất yếu trình hình thành hệ thống khe nứt, dẫn đến lấp đầy hoàn toàn hay phần khoáng vật thứ sinh, gồm chủ yếu zeolit, canxit, thạch anh, clorit, pyrit, xerixit, mica,… Các kết thí nghiệm mẫu lõi cho thấy giá trị diện tích trung bình khe nứt granit khối Bắc 2,29%), fenspat-kali (octhocla, microlin) 20 (theo tỷ lệ diện tích lát mỏng), granit khối Trung Tâm 1,445%), fenspat-kali (octhocla, microlin) 20 , khối Nam 1,876%), fenspat-kali (octhocla, microlin) 20 Các kết cho thấy phần độ rỗng hở, khe nứt bị lấp đầy khống vật thứ sinh thường khe nứt có độ mở lớn, ước tính khoảng 60  70%), fenspat-kali (octhocla, microlin) 20 tổng độ rỗng khe nứt đá móng Như đá móng bể Cửu Long ln đối tượng chứa dầu khí quan trọng 1.2.1.2 Các thành tạo trầm tích Kainozoi Các trầm tích Kainozoi nằm phủ bất chỉnh hợp lên đá móng Đây thành tạo có tướng ven biển, đầm lầy, tiền châu thổ Chiều dày lớp trầm tích khơng đồng đều, biến đổi rõ nét, phía trung tâm bể trầm tích bề dày tăng, chỗ sâu dày 8km (hình 1.2) Hệ Paleogen Thống Eocen Hệ tầng Cà Cối (E2cc) Thuộc phần thấp mặt cắt trầm tích Đệ Tam bể Cửu Long, mặt cắt tiêu biểu quan sát giếng khoan Cửu Long  I vùng sụt lún sông Hậu Phần tầng gồm cuội kết, sỏi kết; phần hệ tầng cát hạt thô sáng màu, bột kết sét kết màu xám xanh Cuội sỏi kết đa khống gồm andesit, granit, quaczit có màu sắc khác nhau, phần lớn có màu đỏ xám đen Cuội sỏi có kích thước từ  cm, tròn nhẵn dẹt thường gắn kết ximăng cát kết thạch anh, có độ phóng xạ cao, điện trở suất hàng trăm Ohm Hóa thạch bào tử phấn hoa bảo tồn tốt bột kết sét kết, xác định tuổi Eocen cho hệ tầng: Spagnum, Pteridaceae, Sshizalaceace, Leiotrilites, Cyaphidies, Foramea, Cyril, Complonia, Betula, Pinaceace, Klukisporites, Myria,… Thống Oligocen Theo kết nghiên cứu địa chấn lỗ khoan bể trầm tích Kainozoi Cửu Long cho thấy trầm tích vùng xếp vào thống Oligocen gồm chủ yếu trầm tích sơng hồ, đầm lầy, xem trầm tích ven biển, chúng phủ bất chỉnh hợp móng trước Kainozoi Ở khu vực trung tâm bể trầm tích trầm tích Oligocen phủ bất chỉnh hợp loại trầm tích lót đáy có tuổi Eocen Theo kết phân chia phân vị địa tầng địa phương, trầm tích Oligocen gồm: Hệ tầng Trà Cú (E31tc) Hệ tầng Trà Tân (E31tt) Phụ thống Oligocen Hệ tầng Trà Cú (E31tc) Mặt cắt đầy đủ gặp giếng khoan Trà Cú, ngồi cịn gặp giếng khoan nằm ven rìa bồn trũng 15A  1X, Bà Đen, 17, Tam Đảo Thành phần vật chất theo mặt cắt địa chất tổng hợp từ lên gồm: cuội, sạn sỏi, cát kết hạt lớn đến trung bình, xen lẫn lớp bột kết Tại giếng khoan Trà Cú, mặt cắt đặc trưng hệ tầng bao gồm tầng cuội sạn sỏi xen lớp cát hạt thơ, bột sét màu sắc sặc sỡ, có cấu tạo phân lớp dày, dạng khối thành phần đa khống Cuội có thành phần đá phun trào andesit, chúng mài mòn tốt độ chọn lọc Đặc biệt, giếng khoan Bà Đen số giếng khoan khác gặp nhiều đá bazan, andesit nằm xen kẽ trầm tích hệ tầng Chúng phát triển rộng rãi phía Tây Bắc bồn trũng Cát kết có độ mài trịn kém, phần lớn hạt màu tím, vật liệu xi-măng gắn kết sét xanxit Các hóa đá đặc trưng hệ tầng bào tử phấn hoa thực vật sống khô cạn: Trudopoll, Ephedera, Plicapollis, Cycas, Ginggo Các trầm tích bị biến đổi giai đoạn metagenez sớm với đặc điểm xi-măng bị nén ép, hydromica bị nén ép, phân phiến, định hướng thành phần cacbonat bị kết tinh thành canxit Các tập sét dày xen kẽ, giàu vật chất hữu vừa giữ vai trị tầng sinh vừa tầng chắn Các trầm tích hệ tầng Trà Cú lấp đầy địa hình lồi lõm phức tạp móng độ sâu từ 2500  4000 m Ranh giới bị phủ bất chỉnh hợp hệ tầng Trà Tân độ sâu từ 3000  4000 m Tổng bề dày hệ tầng Trà Cú đạt tơi1500m Phụ thống Oligocen Hệ tầng Trà Tân (E32-tt) Các thành tạo trầm tích hệ tầng Trà Tân phổ biến trũng Cửu Long phát giếng khoan BH4, BH5, BH9, BH10, Ba Vì, TĐ1, R2, R3, R4, 15A1X, 15G1X độ sâu từ 2800  3000m đến 4000m Nhìn chung, trầm tích hệ tầng Trà Tân lớp sét đen dày, xen kẽ lớp cát, lớp bột có cấu tạo phân lớp mỏng Ngồi ra, cịn gặp lớp cuội kết, sạn kết, sét vôi, lớp đá vôi mỏng, đôi n có đá phun trào andesit xen lẫn (Ba Vì, Bà Đen), thấu kính than mỏng mảnh than (BH15 vài giếng khoan cấu tạo Bạch Hổ) Cát kết màu xám, xám tro hạt mịn tới hạt trung, gặp hạt thô Kết phân tích thành phần khống vật: thạch anh chiếm khoảng 25  35%), fenspat-kali (octhocla, microlin) 20 , fenspat 25  40%), fenspat-kali (octhocla, microlin) 20 , loại mảnh đá từ 10  25%), fenspat-kali (octhocla, microlin) 20 Cát kết hầu hết ackoz  grauvac (Ba Vì, TĐ1, TĐ2, R3, R4, BH9, BH10), số nơi gặp cát kết thạch anh đơn khoáng (BH4, BH5) grauvac (15A  1X, 15C  1X, 15G  1X) Sự khác biệt thành phần khống vật cịn thể xi-măng gắn kết thành phần mảnh đá Ở cấu tạo Bạch Hổ, Rồng, Ba Vì, mảnh đá chủ yếu magma, trầm tích, xi- măng gắn kết sét, silic Trong đó, số nơi (BH15) mảnh đá chủ yếu trầm tích biến chất khơng gặp xi-măng silic  thạch anh Sự khác biệt thành phần khoáng vật cát kết nguồn cung cấp vật liệu khác Trầm tích thuộc hệ tầng Trà Tân có độ chọn lựa từ xấu đến trung bình, hạt góc cạnh đến bán trịn cạnh, hệ số chọn lựa: S = 1,58  (Rồng, Tam Đảo, Bà Đen) Riêng giếng khoan thuộc cấu tạo Bạch Hổ độ chọn lựa tốt với giá trị S = 1,0  1,58 Độ rỗng từ trung bình đến tốt (>10%), fenspat-kali (octhocla, microlin) 20 ) Bột kết, sét kết trầm tích hệ tầng Trà Tân có màu đen, màu xám tới xám sáng, phân lớp dày, dạng khối Thành phần sét gồm hydromica, clorit, kaolinit Theo nhà địa chất dầu khí quan niệm đá hệ tầng tập đá sinh dầu, đồng thời tầng chắn địa phương tốt Phần trầm tích hệ tầng Trà Tân gặp thấu kính than, mảnh than vụn, ngồi cịn gặp pyrit, glauconit Trong trầm tích hệ tầng tìm thấy nhiều hóa đá, bào tử phấn hoa: Rhizohone, Ffussiena, Florschuetzia Trillibata Đặc biệt giếng khoan lơ 15 tìm thấy nhiều tảo Pediastrum nước đầm lầy Căn vào có mặt Florschuetzia Trillibata, bào tử Schizsecese Trầm tích hệ tầng Trà Tân ranh giới bất chỉnh hợp khu vực tương ứng với loạt địa chấn C Độ dày tổng cộng trầm tích hệ tầng Trà Tân vào khoảng 1300m Thống Miocen Phụ thống Miocen Hệ tầng Bạch Hổ (N11bh) Trầm tích hệ tầng Bạch Hổ phân bố rộng rãi trũng Cửu Long, tương ứng với tập địa chấn B, gặp hầu hết lỗ khoan từ độ sâu khoảng 1800 2000m xuống 2800  3000m Về thạch học, hệ tầng Bạch Hổ bao gồm ba phần rõ rệt:  Phần chủ yếu trầm tích hạt thơ  Phần trầm tích hạt thơ, mịn xen kẽ lẫn  Phần tập sét màu xám xanh chứa Rotalia Các thành tạo hạt thô phức tạp: cấu tạo Bạch Hổ chủ yếu cát kết ackoz, cát kết grauvac với độ chọn lựa tốt, câu tạo Rồng, Bà Đen, Tam Đảo gặp loại cát kết đơn khống Kích thước trung bình hạt cát cấu tạo Bạch Hổ khoảng 0,1  0,2mm, cịn cấu tạo khác kích thước lớn khoảng 0,2  0,4mm Chúng thường có độ mài trịn từ nửa góc cạnh tới nửa trịn cạnh Các khoáng vật đặc trưng gặp nhiều pyrit, glauconit Độ rỗng cát kết thay đổi từ 10  25%), fenspat-kali (octhocla, microlin) 20 Các lớp bột kết, sét kết màu xám, xám đen, xám nâu với thành phần kaolinit, hydromica phần montmorilonit (BH5, BH4, 15A  1X, 15C  1X), cấu tạo Rồng, Tam Đảo, Ba Vì, Bà Đen, có chuyển tướng xen kẽ lớp bột kết cát kết hạt mịn Phần tầng sét màu xanh, xanh xám, chứa nhiều glauconit rotalit tầng chắn khu vực tốt bồn trũng Cửu Long Các trầm tích Miocen hạ biến đổi giai đoạn Katagenez sớm với đặc trưng đá cát gắn kết yếu, lớp sét không bị tan rũa ngấm nước Các hóa đá đặc trưng cho tầng có mặt Rtalia, Ammonia, Orbuline, Univerca Trong phần gặp nhiều Rhizophora Animia, Florsfhuetzia Semilobata Với tập hóa đá đặc biệt Florsfhuetzia Semilobata, xếp hệ tầng Bạch Hổ vào Miocen Độ dày hệ tầng 1000m, riêng độ dày tập Rotalit vào khoảng 100  200m Thống Miocen Phụ thống Miocen Hệ tầng Côn Sơn (N12 cs) Hệ tầng phân bố rộng rãi trũng Cửu Long, tương ứng với tập địa chấn BII Hệ tầng bao gồm chủ yếu lớp cát ackoz  lithic dày xen lớp bột kết sét kết, tướng châu thổ, chiều dày ổn định khoảng 500  600m Hệ tầng phong phú bào tử phấn thuộc phức hệ Florsfhuetzia, Levopoli, Acrostichum, Picaepollennitez, Rhizophora, Compositae, phong phú Foraminifera Độ rỗng hệ tầng lớn 15  20%), fenspat-kali (octhocla, microlin) 20 , lại vắng tầng chắn khu vực Thống Miocen Phụ thống Miocen Hệ tầng Đồng Nai (N13 dn) Hệ tầng phân bố rộng rãi tương ứng với tập địa chấn BIII, hệ tầng bao gồm nhịp cát thô  mịn, bột kết  sét kết, sét than  than, môi trường châu thổ hóa đá đặc trưng gồm: Florsfhuetzia Meridionalis, Picaepollenitez, Dacridium, Stenochlaena Palustris Carya, Operculina Hệ tầng có độ rỗng lớn 18  22%), fenspat-kali (octhocla, microlin) 20 khơng có tầng chắn bao phủ nên khơng trở thành tầng chứa Thống Plioxen  Đệ Tứ Hệ tầng Biển Đông (N2 + Q-bd) Hệ tầng phân bố rộn khắp thềm lục địa Việt Nam, với độ dày tăng dần phía biển Đơng thay đổi từ 400  700m Hệ tầng chủ yếu cát mịn  bột  sét, phức hệ cổ sinh gồm Florsfhuetzia Meridionalis Stenochlaena Laurifolia, Pinus, Polocaropus Imbricatus, Pseudorotalia, Globorotalia, sanhô tảo Trầm tích hệ tầng Biển Đơng phủ bất chỉnh hợp lên trầm tích Miocen Trên thành tạo Đệ Tứ: gồm cát kết bở rời xen kẽ với sét màu xám sáng xám xanh với macnơ có số lượng Foraminifera 1.2.2 Đặc điểm cấu trúc bồn trũng Cửu Long Bồn trũng Cửu Long chia làm phần sau:  Móng trước Kainozoi  Trầm tích Kainozoi sớm (E2-N11)  Trầm tích Kainozoi muộn (N11-Q) Móng trước Kainozoi: thành phần chủ yếu đá magma granit granodiorit bao gồm nhiều hệ thống đứt gãy tạo nên kênh dẫn dầu tốt Trầm tích Kainozoi sớm: có tuổi từ E2  N11 có thành phần chủ yếu sét kết, cát kết, bột kết Đây tầng sinh dầu tích tụ dầu chủ yếu bồn trũng Cửu Long ( có tập C,D có tầng sét chắn Rotalia) Trong khu vực chủ yếu địa hào, địa lũy Trong q trình trầm tích, hoạt động kiến tạo tạo nên đứt gãy khu vực kéo theo xuất đứt gãy tầng trầm tích Các đứt gãy tạo nên địa hào, địa lũy  nơi tích tụ dầu chủ yếu (mỏ Rạng Đông khai thác dầu tầng này) Trầm tích Kainozoi muộn: có tuổi N12  Q Trong giai đoạn này, hoạt động kiến tạo khơng cịn mạnh mẽ thời kỳ trước nên trầm tích ổn định, khơng có nhiều đứt gãy lớn, khơng có xuất địa hào địa lũy, nên ta xem tầng trầm tích tầng phủ bồn trũng Cửu Long Hầu khơng có diện dầu khí tầng trầm tích Các nếp uốn bồn trũng Cửu Long gắn liền với trầm tích Oligocen với bốn chế: o Nếp uốn gắn với đứt gãy căng dãn phát triển cánh sụt đứt gãy o Các nếp uốn nén ép cấu tạo hình hoa thành tạo vào cuối Oligocen phát địa hào o Phủ trờm trầm tích Oligocen lên khối cao móng đặc điểm phổ biến o Các nếp lồi gắn với nghịch đảo trầm tích tìm vào lịch sử kiến tạo có mặt cấu tạo hình hoa 1.2.3 Đặc điểm kiến tạo bồn trũng Cửu Long 1.2.3.1Vị trí kiến tạo Bồn trũng Cửu Long chia thành võng lớn khối nâng: võng Trung Tâm, võng Nam Cửu Long đới nâng nằm Trung Tâm bồn trũng Bồn trũng Cửu Long cấu tạo âm lớn bậc Võng khối nâng có cấu tạo khu vực bậc Khối nâng Trung Tâm theo hướng Đông Bắc Tây Nam có cấu tạo nếp lồi phức tạp, chúng đơn vị kiến tạo bậc 1.2.3.2 Đứt gãy Các đứt gãy bồn trũng Cửu Long chủ yếu đứt gãy thuận kế thừa từ móng phát triển đồng sinh với q trình trầm tích Bồn trũng Cửu Long tồn hai hệ thống đứt gãy chính: Hệ thống đứt gãy theo phương Đơng Nam  Tây Bắc: phát triển đến độ sâu 35  40km, thể phần cấu tạo mỏ Bạch Hổ, phân chia mỏ thành ba vịm là: vịm Bắc, vịm Trung Tâm, vịm Nam Các đứt gãy có biên độ từ 200  600m Hệ thống đứt gãy sâu theo phương Đông Bắc  Tây Nam: gồm hai đứt gãy chạy song song, có hướng cắm 10-150 Nó khống chế phương bồn trũng có vai trị quan trọng cấu trúc địa chất bồn trũng Chủ yếu Trung Tâm bồn trũng Nhiều người cho giai đoạn đầu tích tụ trầm tích Kainozoi đứt gãy Tây Nam  Đông Bắc Tây Bắc  Đông Nam xuất mạnh với biên độ lớn Các đứt gãy Tây Nam  Đơng Bắc cịn hoạt động mạnh giai đoạn hoạt hóa chuyển động kiến tạo ranh giới Paleoxen muộn, Oligocen sớm Tuy nhiên có đứt gãy hoạt động thời gian Oligocen Miocen trung Miocen hạ Ngồi cịn có đứt gãy khác có số lượng hơn, biên độ khơng lớn, hình thành vào cuối Oligocen, Miocen hạ Chúng tạo nên địa hào địa lũy, dạng bậc thang Từ móng, số lượng đứt gãy lớn đến ranh giới Oligocen  Miocen hoạt động kiến tạo mạnh mẽ xảy giai đoạn trước Oligocen Các đứt gãy đồng thời hình thành q trình đồng trầm tích Qua ranh giới Oligocen  Miocen, số lượng đứt gãy giảm cách đáng kể Điều chứng minh lên phía mặt cắt biến dạng cấu trúc yếu Ngồi đứt gãy thuận cịn có đứt gãy nghịch (nhưng không phổ biến) Các đứt gãy nghịch sinh nén ép địa phương nén ép địa tầng Nhìn chung, vào cuối Eocen đầu Oligocen, bồn trũng Cửu Long chịu ảnh hưởng tượng tạo rift làm tái hoạt động đứt gãy có trước làm xuất số đứt gãy khác theo hướng Đông Bắc  Tây Nam vng góc song song với trục tách dãn Tiếp theo, hoạt động kiến tạo giảm dần làm dần đứt gãy lên phía Các kiến tạo gây lực căng dãn  nguyên nhân gây đứt gãy thuận bồn trũng Cửu Long 1.2.3.3 Lịch sử phát triển kiến tạo Rift Cửu Long hình thành trước sát Eocen sau lục địa Aán Độ va với lục địa Âu Á Lịch sử kiến tạo bồn trũng Cửu Long hình thành ba thời kỳ chính: Thời kỳ trước rift (Eocen muộn  Oligocen sớm): hình thành trũng ban đầu rift Cửu Long, hồ thông thương với rift Nam Côn Sơn Biển Đông qua đoạn hạ thấp đới nâng Côn Sơn Thời kỳ Đồng rift (Oliocen sớm  Miocen sớm): ứng với giai đoạn tách dãn đáy biển Đông Ở phần Trung Tâm phần Đông Bắc trũng Cửu Long xảy nhiều đợt sụt lún kiểu grabien kèm theo phun trào bazan, phần Tây Nam đứng yên Vào cuối Oligocen xảy đợt nâng khối tảng hình thành số cấu tạo nâng Thời kỳ hậu rift (Miocen giữa): giai đoạn mở rộng rift kiểu oằn võng (kết thúc vào cuối Miocen), ngưng sụp lún kiểu grabien Đầu giai đoạn đánh dấu đợt biển tiến vào trũng Cửu Long 1.3.Lịch sử nghiên cứu bồn trũng Cửu long 1.3.1 Giai đoạn từ năm 1967 đến 1973: Giai đoạn có nhiều chương trình khảo sát địa vật lý thực vùng trũng Cửu Long Nam Côn Sơn Năm 1973 quyền Sài Gịn tổ chức hai đợt đấu thầu 30 lơ ngồi khơi với tổng diện tích khoảng 230.000km2 Trong có mười ba nhượng quyền ký kết với cơng ty dầu khí quốc tế (đa số công ty Mỹ): Pecten, Mobil, Exxon, Marathon Suningdale, Union Texaz Kaiyo Oil (Nhật) Kết cơng tác khoan thăm dị vùng trũng phía Nam gặt hái thành cơng khả quan Vào cuối tháng giêng năm 1975, công ty Mobil khoan giếng mang tên Bạch Hổ, gặp dầu với lưu lượng 2400 thùng/ngày Tuy nhiên thỏa hiệp chấm dứt vào ngày đất nước thống Các công ty Mỹ bị cấm vận nên trở lại Việt Nam Gần lệnh cấm vận bãi bỏ, nhiều công ty Mỹ khơng bỏ lỡ hội có mặt thềm lục địa Việt Nam 1.3.2 Giai đoạn từ 1976-1980: Tổng cục Dầu khí ký ba hợp đồng với công ty Ý Canada: Agip, Deminex Bow Valley Từ năm 1979 đến 1980 công ty khoan thăm dò 11 cấu tạo, gặp dầu 01 giếng gặp khí hai giếng Dù đối tác giai đoạn không tiến xa có lẽ nhiều lý khác lý họ đưa ra, đánh giá trữ lượng nhỏ Kết thúc hợp đồng vào năm 1980, có thời gian vắng bóng hoạt động dầu khí thềm lục địa Việt Nam Tháng 6/1981, liên doanh Vietsovpetro đời hiệp định hai phủ Việt Nam Liên Xơ cũ Hoạt động liên doanh thu nhiều kết có ý nghĩa: khảo sát thăm dò địa vật lý hầu hết khu vực thềm lục địa Việt Nam, xây dựng sở vật chất kỹ thuật bờ, đào tạo đội ngũ cán bộ, công nhân kỹ thuật dầu khí cho ngành cơng nghiệp non trẻ 1.3.3 Giai đoạn sau 1980 đến nay: Từ sau chủ trương mở cửa đời luật đầu tư, thềm lục địa Việt Nam nhộn nhịp hoạt động tìm kiếm, thăm dị , khai thác dầu khí nhà thầu nước quốc tế Đến năm 2002 có 20 hợp đồng phân chia sản phẩm ký kết, gồm 18 hợp đồng phân chia thềm lục địa Việt Nam, phần gối đầu Việt Nam – Malaysia đồng Bắc Bộ Các đối tác Petro Việt Nam thời gian thực hàng trăm nghìn kilomet tuyến địa chấn hai chiều, ba chiều khoan thăm dò 60 giếng Trong bồn trũng Cửu Long chiếm khoảng 42 giếng Petro Việt Nam tiếp tục gọi thầu thêm số lô bồn trũng Cửu Long Nam Cơn Sơn với diện tích từ 2000 đến 4200 km2 lô Đây lô đánh giá có nhiều triển vọng nằm cạnh Bạch Hổ Đại Hùng Hơn 30 cơng ty dầu khí giới quan tâm đến lơ Tính đến tỷ lệ thành công giếng khoan cao: tỷ lệ gặp dầu 23%), fenspat-kali (octhocla, microlin) 20 , tỷ lệ gặp khí 17%), fenspat-kali (octhocla, microlin) 20 Theo đà đó, thềm lục địa Việt Nam hoạt động cơng nghiệp dầu khí chắn tiếp tục sôi động CHƯƠNG NƯỚC DƯỚI ĐẤT TRONG CÁC BỒN CHỨA DẦU KHÍ Nước ln với giọt dầu, bọt khí từ lúc sinh thành, di cư tích lũy vào bẫy chứa Vì vậy, nước đóng vai trị quan trọng việc hình thành giữ gìn hay phá hủy mỏ Do đó, cần hiểu đặc điểm phân bố, tính chất đặc tính nước ngầm mỏ dầu khí 2.1 Kiểu nước tương quan với dầu, khí Trong mỏ dầu khí thường tồn nước rìa, nước đáy Ngồi ra, cịn có vỉa nước chứa khí bão hịa nằm vỉa dầu, khí Nước rìa nước chiếm phần rìa ranh giới vỉa dầu dạng vỉa (Hình 2.1a), cịn nước đáy nước chiếm phần vỉa dầu dạng khối (Hình 2.1b) Hình 2.1 Mơ hình phân bố vỉa nước 2.2 Thành phần tính chất nước vỉa mỏ dầu khí Phụ thuộc vào điều kiện yếu tố hình thành, Xulin V.A phân loại nước sau: Nước sulphat – natri loại nước thẩm thấu từ mặt thường có độ khống thấp, vắng mặt mỏ dầu khí Tuy nhiên có nước ngầm mỏ đá anhidrit, mỏ lộ lên mặt đất, mỏ hở vi khuẩn khử sulphat hoạt động Nước bicacbonat – natri có nguồn gốc thẩm thấu hay nước kiểu bể trầm tích cổ có nguồn gốc biển hay lục địa, liên quan đến vỉa, khối đá cacbonat bay từ trầm tích lục nguyên sâu Loại nước thường gặp mỏ dầu khí Nước clorua magnhezi có nguồn gốc trầm tích hay thẩm thấu Hay gặp mỏ dầu có lớp chắn có cửa sổ thủy địa chất Nước biển thấm trực tiếp vào vỉa 10 Nước clorua canxi nước có nguồn gốc trầm tích biến chất từ nước biển điều kiện chơn vùi khép kín Loại nước có nồng độ khống hóa cao thường gặp mỏ dầu khí Theo Xulian V.A phân biệt loại nước nêu theo tiêu sau đây: Nếu tỷ số rNa /rCl >1 xem xét tỷ số (rNa – rCl /rSO 4), tỷ số > loại bicacbonat natri (NaHCO3) phản ánh nguồn gốc lục địa mặt Nếu rNa /rCl 85 phản ánh nước khơng có liên quan tới dầu khí Các mỏ dầu khí thường liên quan chủ yếu tới hai loại nước bicacbonat – natri (NaHCO3) clorua canxi (CaCl2) Chúng phản ánh điều kiện khép kín bảo tồn tốt hydrocacbon Trong chúng thường vắng ion sulphat (SO4-2) hay có hàm lượng thấp Có số vi lượng cao Ví dụ: Br, I, NH4, B axit naftenic, fenol số khí hydrocacbon (metan khí nặng khác) Một số chuyên gia sử dụng hệ số C2 / C3+, tỷ số nước < 1,3 nước có liên quan tới mỏ dầu, cịn C2 / C3+ > 1,3 liên quan tới mỏ khí (C+ = C3 +C4) Ngồi xác định tuổi nước tức thời gian tồn nước ngầm vỉa tỷ số sau: T1 = He/Ar x 25.106 năm cho khí tự tách khỏi nước T2 = He/Ar x 125.106 năm cho khí hịa tan nước Trong mỏ khép kín hệ số He/Ar có giá trị cao 2.3 Nguồn gốc nước hợp chất hóa học nước 11 Một số chất cặn muối NaCl, MgCl2, CaCl2,KCl Br số khác biến dạng từ vật liệu hữu NH3, I, PH3, K, axit naftenic, fenol… Br tìm thấy nước biển, rong biển, cỏ biển sâu chứng minh cho môi trường biển Trong nước mỏ dầu phản ánh mức độ khép kín mỏ KCl, CaCl2, MgCl2 cacù muối xuất trao đổi nước biển sét chứa canxi, lấy magnezi từ nước biển tăng nồng độ NaCl nước biển NH3 PH3 sản phẩm phân hủy vi khuẩn sau tác động đến vật liệu hữu Axit naftenic phenol giải phóng từ dầu VLHC thường tăng cao vùng ranh giới dầu + nước, đặc biệt dầu naftenic, cịn dầu metanic I K nguyên tố giải phóng từ động thực vật trôi bám đáy vùng biển nóng kín Trong rong biển, sinh vật biển (Fucus, Lamiaria, spongieri, san hơ) lồi chứa nhiều I, K, môi trường gần với dầu Tuy nhiên, I Br khó tồn điều kiện nhiệt độ cao mà thường dạng hỗn hợp nguyên tố khác đất Hàm lượng Iod có nước biển nhỏ ( 0,05mg/l) chủ yếu phân hủy từ VLHC Theo Cudelskii.A.V, iod có nồng độ cao độ khống hóa nước cao, có quan hệ tỷ lệ nghịch với ion SO4-2, tức vắng ion SO4-2 iod có nồng độ cao Iod có nguồn gốc từ rong tảo cỏ biển Iod thường kèm với nguyên tố khác như: Al, SiO2, Mn, P, Br Tuy nhiên, vùng có rong tảo, cỏ biển muối haloid nồng độ Br tăng cao, iod lại khơng cao Q trình tích lũy, bảo tồn iod giống dầu khí Vì vậy, việc xuất iod coi có điều kiện thuận lợi để có dầu khí Vì iod có sinh vật, sau phân hủy VLHC tạo thành iod tích tũy làm giàu nước, thường dạng muối hay hỗn hợp với khống vật, trạng thái tự Vì vậy, bể trầm tích dày có điều kiện tích lũy nhiều iod, ví dụ bể có bề dày trầm tích < 45 km iod thường có giá trị thấp (2,9mg/l đến 1250C Tích lũy iod thường xảy cấu tạo lớn có chế độ thủy động lực ổn định trao đổi chậm Iod có huy động từ phức hệ khoáng hữu đưa tới nước ngầm, đặc biệt nước ngầm có độ khống hóa cao (có thể tới vài chục hay trăm g/l) Ở điều kiện nhiệt độ T = 15  1000C iod bắt đầu bị tách khỏi VLHC hịa tan nước mơi trường kiềm bị phá hủy axit humic Tuy nhiên, không thiết có iod có dầu ngược lại Brom thường liên quan tới nhựa asphalten mỏ dầu, brom tồn dạng hòa tan, hàm lượng brom cao nước có độ khống hóa cao 12 Sau phân hủy VLHC (đặc biệt rong tảo, cỏ biển), Brom tiếp tục tồn bùn giai đoạng tạo đá (diagenes) sau bảo tồn tách khỏi bùn hòa tan vào nước ngầm Trong nước biển, Brom có giá trị  64mg/l, đồng thời có mặt sinh vật (rong tảo) Vì vậy, trầm tích nước giá trị Br/I thấp, Cl/Br lại cao (350  800 đơn vị) Song nước từ trầm tích biển hay tàn dư nước biển, thường giá trị Br/I tăng cao tăng cao ion Cl - Ngồi ra, cịn phát Brom có hàm lượng tăng cao trầm tích muối halogen nước chôn vùi bị đẩy lắng nén trầm tích Vì vùng nước ngầm khép kín (khơng có trao đổi) thường làm giàu brom cà iod Theo nguồn gốc hình thành nước có loại sau đây: talass (chơn vùi), khí quyển, thạch quyển, ngưng tụ, kỹ thuật nhân tạo Trong dung dịch nước nguồn gốc talass (nước muối nước mặn) dung mơi chất bị hịa tan có nguồn gốc biển Các dung dịch chơn vùi hình thành chủ yếu nước vào thạch trầm nén, chúng gọi nước trầm tích Thuộc nhóm cịn có dung dịch nước epitalass có nguồn gốc hồ vũng vịnh Chúng thường nước muối song đơi nhạt hóa Thành phần dung dịch nước chơn vùi vỏ trầm tích hình thành trải qua trình khác nhau, chủ yếu tương tác với pha rắn lớp trầm tích ( trao đổi đồng vị, trao đổi cation, hịa tan khí ) Song giới hạn trầm tích, vật chất thâm nhập vào dung dịch chủ yếu có nguồn gốc biển Các dung dịch nước nguồn gốc khí (thường nhạt, lợ, đơi mặn) hình thành chủ yếu nước khí thấm vào thạch trình tạo đá Ở đây, dung mơi có nguồn gốc khí Cịn giai đoạn đầu tồn dung dịch phần chất bị hịa tan có nguồn gốc khí quyển; sau diễn q trình hịa tan vật chất khác, chủ yếu nguồn gốc biển Các dung dịch nước nguồn gốc thạch (tạo đá) – chủ yếu dung dịch “tái sinh” hình thành nhờ giải phóng nước liên kết hóa học thủy hóa khống vật khác đá trầm tích Những dung dịch hình thành trình tạo đá giai đoạn cuối Phần tử nước chúng, thành phần đồng vị cấu trúc, khác với phần tử nước biển loại nước nào; thành phần vật chất bị hòa tan chúng có đặc thù riêng Phần lớn nhà nghiên cứu công nhận vai trò quan trọng loại nước thành tạo dầu khí Ngồi dung dịch nước tái sinh, thuộc nhóm cịn có dung dịch với dung mơi nguồn gốc hóa học xuất phản ứng hóa học khác thạch (phân hủy cacbonat số hợp chất hữu cơ, oxy hóa H2S ) Có thể lượng nước hạn chế khơng tạo thành tích tụ riêng biệt Dung dịch nước nguồn gốc ngưng tụ đặc trưng cho bồn chứa dầu khí nơi chúng liên quan với tích tụ cacbuahydro Dung môi chúng tạo thành 13 tách khỏi dung dịch khí (hỗn hợp khí – nước), chất bị hịa tan phần lớn có nguồn gốc chôn vùi thành tạo phá hủy dung dịch khí – nước diễn chủ yếu giai đoạn tạo đá muộn trầm tích biển Do vậy, trải qua pha khí khí hịa tan, thành phần ion nước phải chịu thay đổi bản, dung dịch nước ngưng tụ tách thành dạng riêng Thường dung dịch khí ngưng tụ tạo thành tích tụ địa phương, nhiên tài liệu tin cậy kích thước cực đại tích tụ chưa có Dung dịch nước nguồn gốc sâu bồn chứa dầu khí (và thạch nói chung) xuất từ độ sâu lớn, dung mơi phần chất bị hịa tan chúng có nguồn gốc sâu Những dung dịch chia thành: biến chất, magma manti Đối với dung môi dung dịch nguồn gốc sâu, nguồn gốc tổng hợp – từ ion H + OH- (proton hydroxit) – đặc trưng Sự tồn tích tụ dạng bồn chứa dầu khí (bao gồm việc nghiên cứu phần móng chúng) chưa phát đầy đủ Dung dịch nước nguồn gốc kỹ thuật xuất bồn chứa dầu khí chủ yếu ngập nước nhân tạo vỉa dầu, thải dịng chất thải cơng nghiệp Dung mơi có nguồn gốc khác có nguồn gốc hỗn hợp, chất bị hịa tan phần có nguồn gốc kỹ thuật ( chất thải công nghiệp ) Dung dịch nguồn gốc kỹ thuật chèn ép nước tự nhiên tạo thành tích tụ địa phương 2.4 Đặc điểm lý hóa nước mỏ dầu khí Đặc điểm lý hóa phụ thuộc vào nồng độ khoáng (nồng độ muối) nước, nhiệt độ, áp suất vỉa Các tính chất bao gồm: tỷ trọng, độ dẫn điện, nhiệt độ, màu, mùi, vị, tính phóng xạ Tỷ trọng nước mỏ dầu khí điều kiện chuẩn thường tỷ trọng nước cất ( 1), dao động từ 1,023  1,15g/l chí lớn tới 200g/l Tuy nhiên, điều kiện vỉa thường có khí hịa tan nên tỷ trọng nước nhỏ (0,9  0,8), ngoại trừ vỉa có muối galit, silvin, ghips, anhydrit… Độ dẫn điện tăng theo nồng độ muối, nước muối điện trở nhỏ, nước nhạt điện trở lớn, giá trị độ dẫn điện nhỏ dầu Nhiệt độ vỉa phụ thuộc vào độ sâu, gradient địa nhiệt vỉa Màu nước thay đổi tùy thuộc vào thành phần có nước Ví dụ, axit nafenic cho màu nước thay đổi từ nâu đỏ đến nâu tối Nếu có H 2S vi khuẩn khử sulphat hoạt động cho màu đen cịn bình thường có màu suốt Vị thường có vị mặn tùy thuộc nồng độ muối khống có nhiều muối NaCl có vị mặn, nhiều MgCl2 có vị chát, nhiều H2S có mùi hơi, vị đắng NH4 SO4-2… Độ phóng xạ thơng thường mỏ dầu có độ phóng xạ thấp Tuy nhiên, có số mỏ có liên quan tới nguồn phóng xạ có độ phóng xạ lên cao Trong nước biển độ phóng xạ đạt 10-15 g/l 14 Nước mặt thường độ phóng xạ đạt tới 2,5.10-134,2.10-12 g/l Trong nước ngầm nói chung độ phóng xạ đạt 10-102,5.10-10 g/l Trong mỏ dầu khí độ phóng xạ đạt 10 -1010-7 g/l cịn mỏ có uramium độ phóng xạ cao đạt 10.10-3 g/l Đơi độ phóng xạ đạt nước K40 gây nên Khả hòa tan nước Nước khó hịa tan dầu, lại có khả hịa tan khí Theo thứ tự từ tốt đến kém: H2S, CO2, HC khí (metan, etan, propan, butan), N2 H2 Loại khí 00C 200C 400C Loại khí 00C 200C 400C H2 S 2,67 2,58 1,66 O2 0,049 0,031 0,023 CO2 1,713 0,870 0,53 CO 0,035 0,023 0,018 C H6 0,098 0,047 0,029 H2 0,021 0,018 0,016 C H8 0,058 0,037 0,025 N2 0,023 0,015 0,012 CH4 0,055 0,033 0,023 He 0,0099 0,0093 0,0088 Độ khống hóa nước có ảnh hưởng tới độ hịa tan khí Độ khống hóa cao, độ hịa tan khí giảm, ngược lại độ khống hóa thấp hịa tan nhiều khí V.N.Mamun đề nghị sử dụng cơng thức: lgS = lgSo – K.M Trong đó: S - lượng khí hịa tan nước khống, m3/m3 So - lượng khí hịa tan nước ngọt, m3/m3 K - hệ số tỷ lệ phụ thuộc vào thành phần khí M - độ khống nước 15 Nếu nhiệt độ khơng đổi khơng có tác động hóa học chất lỏng với khí lượng khí hịa tan chất lỏng tỷ lệ thuận với áp suất khí, hệ số hịa tan thể tích dung mơi: Vht = a.P.Vd a - hệ số hịa tan (1/Pa); P-áp suất khí (Pa) Vd - thể tích dung mơi Vht - thể tích khí hịa tan quy điều kiện chuẩn, m3 Độ bão hịa khí tổng thể tích khí hịa tan đơn vị thể tích nước Độ giãn nở nhiệt mức tăng thể tích đơn vị thể tích nước tăng 0C E= V V T Trong đó: E-hệ số giãn nở nhiệt nước (10C) V-thể tích nước ban đầu V-độ tăng thể tích nước, m3 T-mức tăng nhiệt độ, 0C Độ nén nước vỉa mức giảm thể tích nước tăng áp suất lên 1at B= V V P B - hệ số nén nước; V-thể tích nước ban đầu V - độ giảm thể tích nước; P-độ tăng áp suất Hệ số thể tích nước  tỷ số thể tích nước điều kiện vỉa thể tích nước điều kiện chuẩn Vv = V TC Vr - thể tích nước điều kiện vỉa VTC - thể tích nước điều kiện chuẩn Khả thấm ướt nước Nước có khả thấm ướt nhanh dầu Khi tiếp xúc với đá, nước nhanh chóng thấm ướt vào đá Lợi dụng tính chất để bơm nước vào vỉa nhằm đẩy dầu giếng khai thác 16 2.5 Vai trò nước đất mỏ dầu khí Trong q trình khai thác ln trì lượng vỉa cách bơm nước kinh tế Nghiên cứu tính chất nước nhằm đánh giá triển vọng dầu biết tính dẫn điện nước để nhận vỉa dầu, vỉa nước Khi vỉa bơm nước trì áp suất vỉa mà cịn chống sập lở, sụp lún, chống xâm nhập vi khuẩn khử sulphat vi khuẩn khác Nếu nhiều vi khuẩn khử sulphat tiếp xúc với dầu dẫn đến phá hủy dầu tạo thành H 2S – yếu tố ăn mòn mạnh thiết bị lòng giếng, đồng thời phá hủy dầu sinh lượng lớn asphalten, mercaptan, thyophen từ dầu Nước ngầm có ion Na, K, đặc biệt I, Br cao có giá trị cơng nghiệp Ví dụ I  6mg/l khai thác có giá trị cơng nghiệp, có mặt vỉa axit naftenic gây khó khăn cho khai thác iod Hiện Nga, Mỹ, Indonesia, Italia, Nhật, Brasilia khai thác iod phương pháp hấp thụ kinh tế Nếu nước vận động mạnh dẫn đến phá hủy mỏ, phân bố lại vỉa cũ dẫn đến hình thành vỉa hay bị phân tán hydrocacbon Như nước ngầm đóng vai trị quan trọng việc hình thành tích tụ dầu khí, bảo vệ thân dầu hay phá hủy chúng tùy vào mức độ hoạt động kiến tạo chế độ thủy động lực bể trầm tích Ngồi ra, cần nghiên cứu cổ thủy địa chất nhằm xác định vai trò bảo tồn hay phá hủy vật liệu hữu ban đầu tích lũy, có dịng chảy cổ hay nước cầm tù… Vai trò nước bảo tồn thân dầu lượng khí hịa tan nước tron điều kiện vận động mạnh tới vùng dẫn tới phá hủy mỏ… Nước (dung dịch nước) thành phần bồn chứa dầu khí Hầu hết chúng có chất lượng quý, nhờ xem chúng khống sản có ích Dung dịch nước bồn dầu khí phần tài nguyên thiên nhiên nằm lòng đất phần môi trường địa chất Việc sử dụng bảo vệ hợp lý tài nguyên thiên nhiên, có lịng đất, coi vấn đề Quốc gia Quốc tế Việc bảo vệ khai thác bồn chứa dầu khí - phần tập hợp nhiệm vụ bảo vệ môi trường sử dụng thiên nhiên hợp lý Tài nguyên vô hạn Sử dụng bảo vệ dung dịch nước bồn chứa dầu khí – phần vấn đề chung sử dụng tổng hợp hợp lý lịng đất – nơi ngồi dầu khí – cịn chứa dạng khí khác, dạng nước khác hợp phần quý đá chứa dầu khí Ngồi ra, dung dịch nước bồn đóng vai trị quan trọng hình thành tích tụ vài loại khống sản khác, có khoang sản kim loại Thêm nữa, tích tụ diễn đơi nhanh Trong lịng bồn dầu khí có chứa loại khống sản nước sử dụng kinh tế quốc dân sau: 17 Nước nhiệt Nước muối có ý nghĩa cơng nghiệp Nước khống nước muối có tác dụng chữa bệnh Nước nhạt cho cung cấp nước sinh hoạt, sử dụng công nghiệp nông nghiệp Nước bão hịa khí cacbonic Trong số nước muối có ý nghĩa cơng nghiệp bồn dầu khí chủ yếu gặp khai thác nước nước muối chứa brom, iod, bor, liti, stronsi, rubidi, sezi, magnhe, xođa Rất nhiều hợp phần nước bồn có ý nghĩa cơng nghiệp cịn chưa phát cơng nghệ chưa cho phép Hầu tất nước nước muối vỉa dầu khí có tính chất chữa bệnh , quý Trữ lượng tĩnh tổng hợp nước khoáng nước muối chữa bệnh tập trung bồn dầu khí, khơng phải có tất loại nước Đối với bồn dầu khí đặc trưng dạng nước khoáng chữa bệnh sau (theo phân loại V.V.Ivanov): Nước metan nitơ-metan khống hóa cao trầm tích biển Nước nước muối đá trầm tích bị mặn hóa Nước sulfua Một số dạng nước khoáng chữa bệnh đặc biệt nước brom, iod, radi Cần nhấn mạnh loại nước (dung dịch) có tể có vài tính chất q Trong số cần thấy rõ khả sử dụng nước bồn dầu khí hồn tồn lớn đa dạng Hàm lượng brom nước vỉa dầu cao (tới 29.4mg/l ) – coi nước khoáng sử dụng để phục hồi sức khỏe cho cán công nhân giàn khoan Trong số loại nước tầng nằm cao vỉa dầu khí gặp nước nhạt nước khống hóa có ích cung cấp nước cơng nghiệp (ví dụ: làm ngập nước vỉa dầu), nước khoáng chữa bệnh nước chứa hợp phần công nghiệp quý nước nhiệt Cần phải lưu ý đặc biệt tới nươc nhạt, loại nước không gặp nước vỉa phần mặt cắt chứa dầu khí Nước nhạt thường nằm cao vỉa dầu khí dùng để cung cấp nước Vấn đề không quan tâm nghiên cứu q trình tìm kiếm thăm dị dầu khí Việt Nam Tuy nhiên, tai khu mỏ, nước tầng Pleistoxen khó có nước nhạt suốt giai đoạn này, khu vực trũng Nam Côn Sơn ln ngập chìm biển Nước vỉa nước kỹ thuật ngưng tụ thu song hành khai thác khí cacbuahydro chiếm vị trí đặc biệt số nước nhạt bồn chứa dầu khí 18 Việc đánh giá quy mô nước vận chuyển cacbuahydro chứng tỏ vận chuyển khí tự nhiên từ đới nhiệt độ 200 – 2500C áp suất 80 – 100mpa tới đới nhiệt độ 90 – 100 0C áp lực 30 – 50mpa từ m3 khí có 25 – 30g nước Nếu trữ lượng khí vỉa 50.109 m3, diện tích tiếp xúc nước - khí 1km2, độ lỗ rỗng kênh dẫn đạt 15%), fenspat-kali (octhocla, microlin) 20 , độ bão hịa nước sót 20%), fenspat-kali (octhocla, microlin) 20 bề dày lớp nước tạo thành đạt 11-12m Theo thông số thực nghiệm quan sát thực tế, nước ngưng tụ nước phân tán có độ tổng khống hóa thấp – 1g/l nhỏ hơn, tương đối giàu bicacbonat, cacbonic vật chất hữu dễ bay Độ tổng khống hóa thành phần nước ngưng tụ nước phân tán định điều kiện địa nhiệt động hòa tan nước đất cacbuahydro phân tụ dung dịch nước khí, nhờ mà dung dịch đặc trưng thành phần hóa học đa dạng Mặc dù nhìn chung, chúng bicacbonat clorua natri chiếm chủ yếu Những nghiên cứu V.V Kolodi minh chứng chuyển thành pha khí hợp phần riêng rẽ vật chất hữu cơ, ví dụ fenol dễ bay hơi, benzol Sự giàu có tuyệt đối hợp phần vật chất hữu hòa tan đặc trưng nước nhạt lợ mỏ dầu khí condensat chứng bổ sung cho mối quan hệ nguồn gốc loại nướ với vỉa dầu khí Nước kỹ thuật ngưng tụ tạo thành hỗn hợp nước – khí khai thác có ý nghĩa quan trọng Khối lượng chung nước nhạt khống hóa thấp lớn, nhiên, cần tính ngồi nước ngưng tụ vỉa khí, lịng đất có khối lượng đáng kể nước phân tán nhạt vỉa dầu Ở vỉa dầu với trữ lượng 50 triệu m3 chứa tới 50.000 m3 nước nhạt Để đánh giá giá trị thực tế nước phân tán ngưng tụ mỏ dầu khí cần có nghiên cứu đặc biệt Loại nước không sử dụng trực tiếp nước nhạt cần phải làm chúng, ví dụ, khỏi fenol mà ngun tắc hồn tồn có Tuy nhiên, không sử dụng để cung cấp nước sinh hoạt sử dụng chúng cho lĩnh vực khác công nghiệp Tiếp sau, xem xét kỹ nước nhiệt bão hịa khí cacbuahydro nước cơng nghiệp mỏ dầu khí Lượng nước nhiệt bồn dầu khí lớn nước lạnh ấm chiếm lớp mỏng phần bồn B.F Mavriski xem xét nước nhiệt chủ yếu từ góc độ lượng xếp nhóm nước với nhiệt độ 200C, đề nghị phân loại nguồn gốc sau cho nước nhiệt mà có phần nêu thuộc bồn dầu khí (Bảng 2.2) (Theo B.F.Mavriski) Bồn Nhiệt độ cực đại Độ tổng (Xác định GK, hóa g/l C) Trũng núi Tới 100 Tới 350 19 khoáng Mỏ đặc trưng Trelenski Nếp võng ven rìa Miền paleozoi, tới 200 mezozoikainozoi Tới 100 paleozoi, tới 200 mezozoikainozoi Tới 75 (đôi khi>75) paleozoi, tới 180 mezoizoi-kainozoi Tới 300 Makhatrcala Tới 450 Omski Nước nhiệt bồn dầu khí chủ yếu dạng nước vỉa Trữ lượng tĩnh chúng lớn, ví dụ, siêu bồn Tây-Xibêri, độ sâu 2km có khơng 200.000km3 nước với nhiệt độ 750C Để sử dụng nước nhiệt nguồn nhiệt cần phải biết công suất nhiệt lượng mỏ chúng Công suất nhiệt lượng cao đặc trưng cho mỏ nước nhiệt khu vực núi lửa đại Mỏ nước nhiệt dạng vỉa bồn dầu khí ( trũng núi, võng ven rìa, miền nền), có kích thước lớn song cơng suất nhiệt có ích chúng bị giới hạn đặc trưng thủy động lực Các mỏ dạng vỉa có triển vọng lớn mỏ có gradient địa nhiệt khơng 30C cao độ sâu 2.5-3.0km Những mỏ nước nhiệt tương tự đảm bảo nhu cầu nhiệt lượng cho nhiều khu vực thành phố lớn dân cư với dân số tới 50.000 người Những khu vực có triển vọng thủy địa nhiệt khu vực thuộc miền nền, võng ven rìa trũng núi, nơi gradient địa nhiệt lớn 30C/100m, giếng khoan gặp nước tự phun với tỷ lưu lượng không 0.1/s.m (khi lưu lượng thấp đạt không 5g/ l) với độ tổng khống hóa khơng vượt q 100g/l Trong số loại dung dịch nước thạch quyển, nước muối chorua chứa kim loại bồn dầu khí có ý nghĩa hàm lượng trữ lượng kim loại quý (Liti, sezi, stronsi, rubili nguyên tố khác – iod, Br, B) L.S Balashov, N.V Efremochkin G.K Pavlenko nêu tính ưu việt sau việc khai thác dung dịch nước thạch quyển, trước tiên bồn dầu khí, nguồn cung cấp hàng loạt kim loại: Bảng 2.3 Hàm lượng số nguyên tố quý ,mg/l nước đất (Theo L.S Balasshov, M.S Galisưn, S.R Krainov, 1977) 20