TỔ NG QUAN V Ề KHU V Ự C NGHIÊN C Ứ U
V ị trí đị a lí b ể Phú Khánh
Khảo sát địa chấn và các hoạt động khoan thăm dò vẫn còn là bài toán mang nhiều thách thức ở các vùng nước sâu, đặc biệt là ở độ sâu lớn hơn 1,000 m dưới mực nước biển (Weimer et al., 2006) BểPhú Khánh được coi là bể trầm tích nước sâu nằm trên thềm lục địa miền Trung Việt Nam Ranh giới của bể kéo dài khoảng 250 km, từ 10°30’- 15°30’ Bắc, và 50-75 km, từ 109°20’-112°30’Đông (Bojesen-Koefoed et al., 2005; Nguyen et al., 2012, Nguyễn, 2013)
Hình 1 1 Vịtrí địa lý và các cấu trúc kiến tạo chính ở bể Phú Khánh
Bể Phú Khánh nằm liền kề với phần phía Nam của bể Sông Hồng, phía Đông Bắc của bể Cửu Long và Nam Côn Sơn, và bên cạnh các thềm Đà Nẵng và Phan Rang về phía tây của bể Vùng biển nông ở phía Tây của bểcó độsâu dưới 300 m Độsâu tăng dần từ 300 m đến 4,000 m dưới mực nước biển về phía Đông Bểđược bao quanh bởi các hệ thống đứt gãy Bắc - Nam (đứt gãy kinh tuyến 110°) và các hệ thống đứt gãy Tây
Bắc –Đông Nam (dọc theo trục tách giãn của Biển Đông), được phân tách bởi các phân
2 đoạn cấu trúc khác nhau (Savva et al., 2013) Các cấu trúc kiến tạo quan trọng nhất đã được phân loại thành năm đơn vị: thềm Đà Nẵng, thềm Phan Rang, trũng Phú Yên, đới cắt trượt Tuy Hòa, và đới nâng Khánh Hòa (Nguyễn, 2007; Tran et al., 2019) (Hình 1.1) BểPhú Khánh được coi là bồn trũng tiềm năng dầu khí hàng đầu còn lại ở Đông Nam Á chưa được nghiên cứu đầy đủ (Savva et al., 2013).
L ị ch s ử tìm ki ếm thăm dò dầ u khí ở b ể Phú Khánh
Lịch sử tìm kiếm thăm dò dầu khí ở bể Phú Khánh vẫn còn thưa thớt và chưa đồng bộ Công tác khảo sát trọng lực đầu tiên được thực hiện ở cánh phía tây của bể Phú Khánh vào những năm 1970 Cùng với một loạt các khảo sát từ và trọng lực, việc thăm dò địa chấn ở vùng nước sâu được thực hiện vào năm 2008 bằng cách sử dụng chương trình địa chấn hai chiều (2D) của GeoStreamer TM , trong đó chiều khảo sát địa chấn kéo dài 14,500 km (Maingarm et al., 2011) Bằng chứng về các lớp sapropel giàu rong tảo trong các vết thấm dầu ở Đầm Thị Nại đã tạo ra sự quan tâm về nguồn gốc của dầu trong khu vực (Bojesen-Koefoed et al., 2005; Fyhn et al., 2009)
Các dữ liệu địa chấn và dữ liệu giếng mới nhất đã được sử dụng để minh giải cấu trúc Dữ liệu được lấy từ các giếng TH-1X và CMT-1X năm 2009 và HT-1X năm 2011, được khoan vào các khối nâng ở vùng nước nông của bể Chỉ duy nhất giếng CMT-1X cho thấy dấu hiệu dầu khí trong vỉa chứa carbonate Miocene Dưới (Nguyen et al., 2012; Nguyễn, 2013.), được coi là bằng chứng đầu tiên về tiềm năng hydrocarbon trong bểPhú Khánh Tuy nhiên, vẫn chưa có giếng khoan thăm dò nào được thực hiện sâu hơn 1,000 m dưới mực nước biển.
L ị ch s ử ki ế n t ạ o
Kết quả nghiên cứu dị thường từ trung tâm Biển Đông cho thấy phía Đông Nam của bể Phú Khánh là một miền vỏđại dương trẻđược tạo từ 32 -16 Ma trước (Hoang et al., 2013) Sự phát triển kiến tạo của bể Phú Khánh gắn liền với lịch sử tách giãn của
Biển Đông với nhiều giai đoạn đáng kể bao gồm các pha căng giãn, nén ép, oằn võng và nghịch đảo kiến tạo (Cullen et al., 2010; Savva et al., 2013 ) Về phía Đông Nam, lớp vỏ lục địa bên dưới mảng nước sâu ở phía Tây Bắc trũng Borneo và bể trước cung Baram – Balabac có biểu hiện suy giảm mạnh (Morley, 2002; Cullen et al., 2010) Giai
3 đoạn tách giãn sớm nhất ở Biển Đông bắt đầu từ Cretaceous Muộn đến Paleocene Sớm, với sự căng giãn của rìa hội tụ Mesozoi Sau khoảng 30 Ma rifting, xuất hiện các pha tách giãn, các phụ bồn chính ởphía Đông của Biển Đông bắt đầu bị vỡ trong Oligocene
Sớm (Franke et al., 2014) Quá trình tách giãn tiếp tục xảy ra và bị phá vỡ trong Oligocene Muộn hình thành phụ bồn phía Tây Nam (Fyhn et al., 2009; Vu et al., 2017).
Bằng cách cập nhật minh giải địa chấn mới nhất và sự kế thừa các kết quả nghiên cứu về lịch sử tiến hóa địa chất bể Phú Khánh của các nhà địa chất trong và ngoài nước, nhóm tác giảđã tổng hợp các giai đoạn kiến tạo chính của bểPhú Khánh, như đặc trưng điển hình của một bồn rift gồm 3 giai đoạn: (1) trước tách giãn (pre-rift); (2) đồng tách giãn (rift, hay syn-rift); (3) hậu tách giãn (post-rift)
(1) Giai đoạn trước tách giãn (pre-rift): Cretaceous Muộn – Eocene Sớm
Trong giai đoạn Cretaceous Muộn, quá trình thúc trồi của phần Tây Nam Biển Đông được chi phối chủ yếu bởi các hoạt động trượt bằng ngang ở các hệ thống đứt gãy Sông Hồng, Tuy Hòa và Sông Ba (Trần và Nguyễn, 2007) Trong Cretaceous Muộn- Paleocene, hoạt động phun trào axit xảy ra trên diện rộng, đồng thời hoạt động bào mòn mạnh xảy ra sau quá trình nâng trồi (Trần và Nguyễn, 2007; Trần et al., 2013)
Trong Eocene Muộn, do tác động liên hoàn của sự dịch chuyển và va mảng giữa mảng Ấn Độ với mảng Âu-Á, làm khối lục địa Indochina quay và dịch chuyển làm tiền đề cho hoạt động tạo ra Biển Đông cổ, sự hoạt động căng giãn khởi đầu trong giai đoạn này làm giập vỡ móng trước Đệ Tam tạo tiền đề cho bể Phú Khánh được hình thành, đồng thời sự chuyển dịch và quay của khối lục địa Indochina cùng với sự hút chìm ở phía Đông và Đông Nam đã tác động và làm mở rộng Biển Đông (Trần và Nguyễn, 2007; Trần et al., 2013) Theo Nguyễn et al (2013), đây cũng được xem là pha san bằng kiến tạo
(2) Giai đoạn tách giãn (rift): Eocene-Miocen Sớm (56-15.97 Ma): Đây là pha tách giãn chính của bể, ban đầu là sự thành tạo môi trường ven lục địa, và tạo các địa hào đồng thời với sự tách giãn ở vùng nước sâu của biển Đông (Nguyễn et al., 2013) Pha tách giãn này diễn ra không liên tục mà có một thời kì gián đoạn vào cuối Oligocene sau đó lại tiếp tục tách giãn vào Miocene Sớm (Nguyễn, 2013), cụ thể
4 được chia ra 2 giai đoạn chính như sau: (i) pha tạo tách giãn sớm (Eocene-Oligocene) và (ii) pha tạo tách giãn muộn (Miocene Sớm) (Nguyễn et al., 2013):
+ Pha tách giãn sớm: Dưới tác động của pha va mảng vào cuối Eocene đầu Oligocene đã tác động và xảy ra sựtrượt bằng dọc đứt gãy kinh tuyến 110 o cùng đồng thời với sự tác động lớn của quá trình hút chìm của Biển Đông cổ dọc theo máng Bắc Borneo tạo ra một trường ứng suất căng giãn kéo căng của rìa Đông khối lục địa Indochina làm căng giãn mạnh, cao trào mạnh nhất là trong Oligocene và hình thành loạt các bể trầm tích trong thềm lục địa Việt Nam trong đó có bể Phú Khánh Cuối Oligocene, pha tạo rift ngừng hoạt động và bắt đầu giai đoạn tách giãn ởđáy Biển Đông Điều này được đặc tả bởi hoạt động nâng và bóc mòn đánh dấu sự kết thúc giai đoạn tạo rift chính và bắt đầu cho hoạt động biển tiến trên diện rộng (Trần et al., 2013)
+ Pha tách giãn muộn: Vào Miocene Sớm, dưới tác động của trượt bằng ngang và sự hút chìm của Biển Đông theo hướng Đông Bắc-Tây Nam đã tạo nên trường ứng suất thẳng đứng và ngang làm cho hoạt động tách giãn (rift) lại tái hoạt động, hoạt động tái tạo rift diễn ra trong suốt thời kì Miocene Sớm, quá trình hoạt động tách giãn tạo rift ở bể Phú Khánh cùng xảy ra đồng thời với quá trình tách giãn Biển Đông dọc theo trục Đông Bắc- Tây Nam Đến cuối Miocene Sớm được nâng lên và cũng là giai đoạn biển thoái trên toàn khu vực trong đó có bể Phú Khánh và kết thúc giai đoạn tạo rift Quá trình căng giãn tạo rift ở bểPhú Khánh đã được diễn ra song hành với hoạt động lắng đọng vật liệu trầm tích vụn thô và vật liệu phun trào được vận chuyển từ nơi cao đến và lắp đầy các địa hào và bán địa hào hình thành nên bể trầm tích này (Trần et al., 2013)
Trong thời kỳ Eocene muộn, các trầm tích đã được lắng đọng trong môi trường lục địa với các dạng rẻ quạt tướng sông và các vỉa chứa cuội tảng (Fyhn et al., 2009) Trong thời kỳ Oligocene, bể hình thành nhiều không gian tích tụ, vật liệu trầm tích môi trường sông-lục địa đến tam giác châu chiếm ưu thế Các dạng vật liệu trầm tích hình thành đá sinh chủđạo của bể gồm các vật chất than và sét kết Các dải cát kết tam giác châu tướng sông và các doi cát hình thành trong các tập đồng tạo rift có khả năng tạo thành những vỉa chứa tiềm năng.
(3) Giai đoạn hậu tách giãn (post-rift): Miocene Giữa (15.97 Ma) – hiện tại
5 Giai đoạn này xảy ra sau khi pha tạo rift muộn kết thúc và được chia ra 2 phụ giai đoạn: (i) giai đoạn sụt lún và mở rộng bể (Miocene Giữa – Miocene Muộn), (ii) giai đoạn tạo thềm (Pliocene – hiện tại) (Nguyễn, 2013; Trần et al., 2013) Sự sụt lún nhiệt trong giai đoạn hậu tách giãn xuất hiện vào cuối Miocene Giữa (Lee và Watkins, 1998; Fyhn et al., 2009) được cho là yếu tốảnh hưởng đến cơ chế tích tụ vật liệu trầm tích tại bể Phú Khánh, khiến cho vùng bể phát triển đa dạng các loại hình trầm tích từ vùng nước nông, thềm lục địa, cho đến các tướng trầm tích biển sâu Bên cạnh đó, cơ chế tách giãn và mở rộng Biển Đông đã cung cấp nguồn năng lượng cho cơ chế hoạt động địa nhiệt của vùng, do đó, đã tác động không ngừng đến quá trình trưởng thành nhiệt của vật liệu hữu cơ trong các tập trầm tích
+ Giai đoạn sụt lún và mở rộng bể: Miocene Giữa-Muộn (15.97–5.33 Ma)
Sự tách giãn đáy Biển Đông chấm dứt vào cuối Miocene Sớm (~ 15 Ma) (Briais et al., 1993; Fyhn et al., 2009), và sau đó, một phần đáng kể của lớp vỏđại dương được suy luận là đã bị hút chìm tại rãnh Manila ởphía Đông Vỏ lục địa nguội dần và co ngót sau Miocene Giữa Sau đó, phía Tây bể bị kéo toạc (pull-apart) bởi sự tái hoạt động kiến tạo mạnh mẽ dọc theo đứt gãy kinh tuyến 110° (Hoang et al., 2013; Tran et al., 2019) Phía Đông của bể khá bình ổn, chủ yếu là sụt lún nhiệt (Hoang et al 2013), lưu trữ magma nhiệt trong các dịthường nhiệt
Do đó, trong quá trình biển tiến vào Oligocene Muộn, sự tích tụ rộng rãi của thành tạo ám tiêu san hô phát triển trên diện rộng ở vùng thềm và các đới nhô trong bểđã xảy ra trong Miocene Sớm-Giữa Nguồn vật liệu từ lục địa trong giai đoạn nghịch đảo kiến tạo vào Oligocene đã dẫn đến sự lắng đọng của các trầm tích silicate biển nông phía Tây và các turbidite ởphía Đông của thềm lục địa Nóc của hệ tầng Miocene Giữa được đặc phân tách và đặc trưng bởi bất chỉnh hợp khu vực (Savva et al., 2013; Tran et al., 2019), biểu hiện một lượng bào mòn đáng kể cũng đồng loạt xuất hiện ở cả hai bể Sông
Hồng và Nam Côn Sơn Các bất chỉnh hợp khu vực này có liên quan đến sự sụt giảm mực nước biển tuyệt đối cùng với việc chấm dứt sự tách giãn ởđáy Biển Đông.
H ệ th ố ng d ầ u khí c ủ a b ể Phú Khánh
1.4.1 Đ mẹ Đá bùn kết gốc đầm hồ và các vỉa than là nguồn đá sinh dầu và khí chủđạo khu vực Những tập đá mẹnày được cho rằng hình thành đồng tạo rift Paleogene của bể Phú Khánh (Petersen et al 2004; Andersen et al 2005; Bojesen-Koefoed et al., 2005)
Những pha tạo rift giảm dần vào giai đoạn chuyển tiếp Oligocene-Miocene và sụt lún nhiệt là cơ chế chính trong suốt giai đoạn Neogene Tuy nhiên, pha tạo rift tiếp tục tiếp diễn trong Neogene sớm tương ứng hoạt động tách giãn trục đáy Biển Đông kéo dài đến khu vực bểNam Côn Sơn và bể Phú Khánh Những dạng tích tụ lục địa phát triển ven rìa bể từEocene đến Oligocene, trong khi dó những tích tụ giàu vật liệu hữu cơ gia tăng kể từ Miocene Giữa
Những dạng đá mẹ tiềm năng cũng được phát hiện tại nhiều vết lộ trên bề mặt
Tổng Hàm Lượng Carbon Hữu Cơ (Total Organic Carbon - TOC) và chỉ số Hydrogen (Hydrogen Index – HI) của những dạng đá bùn kết đầm hồ Kainozoi thường cho thấy kết quảchưa trưởng thành, các nghiên cứu theo dự án giếng khoan ENRECA-1 tại khu vực trũng Sông Ba Giá trị ghi nhận được dao động từ 4 đến 20% (TOC) và từ 300 đến
7,000 mg HC/g (HI) Điều này cho thấy vật liệu hữu cơ kerogen chủ yếu gồm các loại tảo đặc trưng cho kerogen kiểu (I/II) Hai mẫu dầu phân tích từ giếng khoan CMT-1X trong tập Carbonate Miocene Dưới cho thấy đá mẹđã trưởng thành phát triển trong môi trường trung gian (tỷ số Pris/Phy ở độ sâu đo đạc 1,470.5 m và 1,538.7 m lần lượt là 2.91 và 3.06) Khảnăng đá sinh chứa dạng hỗn hợp gồm các loại tảo không thuộc nguồn gốc biển và các vật liệu hữu cơ lục địa Tập sét kết Oligocene tại giếng khoan CVX-1X có giá trịTOC lên đến 6% và HI đạt 440 mg HC/g
Hệ thống dầu khí khu vực nước sâu thường tồn tại ba dạng vỉa chứa, gồm (1) cát kết Oligocene và Miocene, (2) đá móng trước Kainozoi bị phong hóa và nứt nẻ, và (3) các thành tạo carbonate tuổi Miocene
+ Móng nứt nẻ: với đặc điểm tương đồng bể Cửu Long, các khối móng nhô cao trong bểPhú Khánh được đánh giá là có khảnăng chứa dầu khí (Nguyễn et al., 2013)
+ Cát kết Oligocene: tồn tại trong các địa hào và bán địa hào là các đối tượng chứa tiềm năng Chúng được lắng đọng trong thời kì syn-rift với điều kiện môi trường lục địa chiếm ưu thế Dựa vào kết quả các giếng khoan vùng lân cận, độ rỗng của tầng chứa này được dựđoán trung bình là 15% (Nguyễn et al., 2013)
+ Cát kết Miocene: Dựa vào kết quả các giếng khoan vùng lân cận, độ rỗng của tầng chứa này được dựđoán trung bình từ 13-20% Các dòng chảy rối Miocene và cát quạt biển trong các khu vực nước sâu ở phía Đông của bểcũng là các đối tượng chứa tiềm năng (Nguyễn et al., 2013)
+ Carbonate Miocene: rất phổ biến trong bểPhú Khánh, là đá chứa tiềm năng và đã được khẳng định qua phát hiện dầu tại giếng khoan CMT-1X Các dạng đá carbonate khác nhau trong bểPhú Khánh như carbonate thềm, hay ám tiêu san hô là đá chứa tốt với độ rỗng từ 5-20% (Nguyễn et al., 2013)
Tầng chắn khu vực phát triển ở tập sét biển tiến Miocene Dưới, tập sét Miocene Trên và Pliocene-Pleistocene Những tập chắn địa phương thường xen kẹp với những tập sét bột kết trên diện hẹp trong thành tạo Oligocene-Miocene
+ Tầng chắn Oligocene Trên: là những tập xen kẹp giữa bột kết màu đen, sét than và bùn than có nguồn gốc hỗn hợp từ nhiều dạng môi trường, bao gồm khu vực đầm lầy gần bờ, đầm hồ và tam giác châu, đôi khi có những tập sét kết biển tiến địa phương.
+ Tầng chắn Miocene Dưới – Giữa: phân bố rộng khắp ở bể Cửu Long, Mã Lai – ThổChu, Nam Côn Sơn và Sông Hồng, là những tập sét Rotalia Tập sét này là những
9 tầng chắn chất lượng có bềdày đạt 180 – 200 m bao phủ các vỉa chứa bên dưới Hàm lượng bột kết chiếm 80 – 90 % Tỉ sốcát sét gia tăng khi ra vùng rìa bể
+Tầng sét gốc biển Miocene Trên – Pliocene: là tầng chắn quan trọng cho các vỉa cát kết chứa khí Miocene Giữa - Trên ở bể Mã Lai – ThổChu, Nam Côn Sơn, Phú Khánh, Sông Hồng Những nghịch đảo kiến tạo trong giai đoạn Miocene Muộn góp phần hình thành các dạng bẫy cấu trúc và Pliocene Sớm
Kết quả minh giải tài liệu địa chấn đã phát hiện một số cấu tạo dạng vòm của các khối móng nhô cao, các bán vòm kềđứt gãy có khảnăng tồn tại các ám tiêu san hô tuổi Miocene, ngoài ra có thể phát triển các bẫy thạch học, địa tầng và các bẫy hỗn hợp (Nguyễn et al., 2013) Các bẫy gồm có: Các khối móng nhô cao, các cấu tạo lồi khép kín 4 chiều, cấu tạo hình hoa, các thể carbonate, các bẫy phi cấu tạo (Nguyễn et al., 2013)
Hydrocarbon sinh ra trong bể Phú Khánh có thểđã di cư lên phía trên thông qua cơ chế mao dẫn qua các tập cát kết và dọc theo các mặt đứt gãy để nạp vào bẫy (Trần và Nguyễn, 2007) Trần và Nguyễn (2007) cho rằng cơ chếdi cư quan trọng nhất trong phần sâu của bể Phú Khánh là chất lưu được dịch chuyển theo các đứt gãy sâu để lên các tầng chứa phía trên Ngoài ra, ở một vài nơi các bất chỉnh hợp cũng có thể là kênh dẫn, đường di cư của hydrocarbon theo phương nằm ngang.
H ệ th ống cơ sở d ữ li ệu đượ c s ử d ụ ng trong nghiên c ứ u
Hệcơ sở dữ liệu sử dụng trong đềtài được trình bày chi tiết ở Bảng 1.1 Bên cạnh đó, các kết quả tính toán trong quá trình thực hiện đềtài đều được đối sánh với các công bốđã xuất bản để kiểm tra độ tin cậy Việc tham khảo các nguồn tài liệu (nếu có) đều đã được trích dẫn và ghi nguồn tài liệu tham khảo một cách chi tiết trong suốt luận văn
Bảng 1 1 Hệcơ sở dữ liệu được sử dụng trong nghiên cứu
D ữ li ệ u Mô t ả Ngu ồ n M ục đích Đị a ch ấ n M ặ t c ắt đị a ch ấn 2D đã được minh giải lại với độ minh giải 1×1km, đã chuy ển đổ i time-depth
S ử d ụng để ch ạ y mô ph ỏ ng 2D trong PetroMod Địa chất Báo cáo địa chất các giếng
TH-1X, CMT-1X (thạch học, bề dày lớp, độ sâu nóc, độ sâu đáy, tuổi đị a chất, nhiệt độ đáy biển, nhiệt độ đáy giếng)
Santos (2010) Sử dụng để tính toán dòng nhiệt hiện tại
(tại 0 Ma) cho giếng TH-1X, CMT-1X;
Sử dụng tính toán dòng nhiệt cổ giếng CMT-1X;
Tham số đầu vào cho mô hình PetroMod 1D, 2D Địa hóa Thông tin địa hóa (TOC,
HI) các gi ế ng khoan CVX- 1X (bể Sông Hồng); TH- 1X, CMT-1X (vùng nông bể Phú Khánh), bể Nam Côn Sơn, bể Cửu Long
Tham số đá mẹ cho mô hình PetroMod 1D, 2D
42 điểm dữ liệu dòng nhiệt hiện tại toàn c ầ u
Trong phạm vi từ 108-115 o Đông đến 10-15 o Bắc Goutorbe et al (2011) Xác định phân bố dòng nhiệt hiện tại trong khu vực (nước nông, nước sâu) Dùng để đối chiếu với kết quả dòng nhiệt hiện tại tính toán từ dữ liệu giếng TH-1S, CMT-1X
CƠ SỞ LÝ THUY Ế T V Ề DÒNG NHI Ệ T VÀ QUY TRÌNH XÂY D Ự NG MÔ HÌNH DÒNG NHI Ệ T
XÂY DỰNG MÔ HÌNH DÒNG NHIỆT 2.1 Tổng quan về dòng nhiệt
Dòng nhiệt (thường tính bằng đơn vị mW/m²), là quá trình truyền nhiệt từ bên trong Trái Đất lên bề mặt của nó, là đặc điểm chính để tính toán nhiệt độ Dòng nhiệt là thông số tối quan trọng đểước tính tốc độ phản ứng địa hóa và với sựtrưởng thành của kerogens Phân tích dòng nhiệt đòi hỏi phải xem xét sựđối lưu, sự dẫn nhiệt và sự phân rã phóng xạ (Hantschel và Kauerauf, 2009) Các điều kiện biên nhiệt điều chỉnh thông lượng nhiệt (heat flux) từ đáy của cột trầm tích, cụ thể là dòng nhiệt cơ sở (basal heat flow) Đây là điều kiện biên mà nghiên cứu này cố gắng mô hình hóa và tái tạo lại và các tính chất cơ bản của nó được giải thích sau đây.
Dòng nhiệt dẫn đạt được bằng ba quá trình chính: dẫn nhiệt (conduction), đối lưu (convection) và bức xạ (radiation) Đối với phân tích dòng nhiệt, bức xạ chỉ đóng vai trò thứ yếu Đối lưu, là quá trình truyền nhiệt nhanh nhất, chiếm ưu thế nhất trong lớp manti lỏng, trong khi dẫn truyền là quá trình quan trọng nhất trong thạch quyển (Allen và Allen, 2013) Sựđối lưu có thể trở nên quan trọng trong các khu vực có tốc độ dòng chảy cao, chẳng hạn như đứt gãy hoặc các tầng chứa nước thấm (Hantschel và Kauerauf, 2009) Trong nghiên cứu này, các đặc điểm cấu trúc hoặc tầng nước ngầm không được tính đến
Dòng nhiệt dẫn truyền qua cột trầm tích được tạo ra bởi gradient nhiệt độ giữa nhiệt độ bề mặt (hoặc nhiệt độ bề mặt trầm tích-nước (SWIT) đối với môi trường ngoài biển) và nhiệt độ tại ranh giới thạch quyển-quyển mềm (Lithosphere-Asthenosphere Boundary LAB) (Hantschel và Kauerauf, 2009) Độ lớn, hướng và sự phân bố của dòng nhiệt cơ bản đặc trưng cho nhiệt độ biên dưới được xác định thông qua các thông số nhiệt và cơ học của lớp vỏvà đá lớp manti (Allen và Allen, 2013)
Mô hình hóa dòng nhiệt nói chung được chia thành hai khía cạnh chính: (1) Tính toán thông lượng nhiệt (heat flux) vào cột trầm tích được xác định bởi mô hình lớp vỏTrái Đất và (2) Tính toán dòng nhiệt trong trầm tích (Hình 2.1)
Hình 2 1 Hai khía cạnh chính của mô hình hóa dòng nhiệt: a) phân tích dòng chảy từ lớp manti vào thạch quyển và b) dòng nhiệt và nhiệt độ trong trầm tích (được chỉnh sửa từ Hantschel và Kauerauf, 2009)
Dòng nhiệt trong bồn trầm tích thường được tính toán từ nhiệt độ đáy giếng và nhiệt độ bề mặt và thường được đo bằng các công cụ logging Giá trị dòng nhiệt thu được đại diện cho tình hình hiện tại và chỉ chứa thông tin rất cục bộ (ngoại trừ trường hợp nhiều giếng được khoan trong một khu vực) (Van Wees et al., 2009)
2.2 Tính toán dòng nhiệt hiện tại từ dữ liệu giếng Đối với dòng nhiệt hiện tại (present heat flow), sử dụng các thông số là sinh nhiệt (heat generation), gradient nhiệt (thermal gradient) và độ dẫn nhiệt (Beardsmore và Cull, 2001) Nếu chúng ta muốn dự đoán dòng nhiệt ở thời điểm quá khứ, cần phải bổ sung thêm thông tin về nhiệt độ cổ (paleo-temperature) Nhiệm vụ bây giờ là kết hợp các bộ dữ liệu khác nhau này thành một mô hình dòng nhiệt gắn kết (coherent) Trong phạm vi nghiên cứu của luận văn, tác giả không xem xét đến yếu tố sinh nhiệt và tại vị trí tính toán dòng nhiệt hiện tại (1D), giảđịnh không có sự thay đổi nào về thạch học theo phương ngang Định luật dẫn nhiệt quy định rằng chênh lệch nhiệt độ giữa hai vị trí gây ra dòng nhiệt Q Độ lớn của nó phụ thuộc vào độ dẫn nhiệt của vật liệu và khoảng cách giữa các vị trí này Allen và Allen (2013) sử dụng Định luật Fourier (Phương trình (1)) để mô tả
13 các nguyên tắc cơ bản của dòng nhiệt dẫn Dòng nhiệt (Q) có thể được tính như một hàm của gradient nhiệt và độ dẫn nhiệt như sau:
Q = − dy (2.1) trong đó là là một tính chất vật lý của môi trường gọi là độ dẫn nhiệt (W/m/K), dT dy là gradient nhiệt (°C/km) và dấu " − " cho biết hướng của dòng nhiệt từcao đến thấp Lưu ý rằng Q 0 cho biết chiều giảm của nhiệt độ
Quy tắc tương tựcũng được áp dụng trong một khoảng độ sâu khảo sát nhất định Dòng nhiệt trung bình trong một khoảng độ sâu nhất định là tích của gradient nhiệt trung bình ×độ dẫn nhiệt trung bình trong cùng khoảng độ sâu khảo sát Ước tính độ dẫn trung bình của đá hoặc thành hệđòi hỏi phải lựa chọn mô hình pha trộn (mixing laws) mô tả đúng nhất hình dạng của nó Độ dẫn nhiệt trung bình thường là giá trị trung bình harmonic của độ dẫn của tất cả các lớp trong khoảng độ sâu này Mô hình trung bình điều hòa (harmonic mean) áp dụng cho các lớp nằm vuông góc với hướng của dòng nhiệt (Hình 2.2) Mô hình này mô tả tốt nhất một giếng thẳng đứng được khoan qua một chuỗi các địa tầng dưới ngang, trong đó mỗi lớp có độ dẫn nhiệt khác nhau
Hình 2 2 Mô hình trung bình điều hòa trong trường hợp các lớp xếp theo chiều ngang (được chỉnh sửa từ Beardsmore và Cull, 2001) Độ dẫn trung bình, B , của cột địa tầng gồm nhiều lớp là giá trị trung bình điều hòa của các lớp riêng lẻ:
= = (2.2) trong đó B độ dẫn nhiệt trung bình (W/m/K), i là độ dẫn nhiệt của lớp thứ i (W/m/K) và i là tỉ số giữa bề dày của lớp thứ i/tổng bề dày của cột địa tầng ( i không có thứ nguyên và 0 i 1; i = 1 )
Phương trình (2.2) có thểđược viết như sau:
Trong đó z i , là bề dày của lớp thứ i và Z là tổng bề dày của cột trầm tích (Z = z i )
Mô hình này cũng mô tảcác đơn vị xen kẽ (ví dụ: đá sét-cát kết, đá vôi-đá sét) khi tỷ lệ của từng thành phần được biết đến Nghiên cứu này sử dụng giá trị độ dẫn nhiệt tổng hợp cho một số loại thạch học điển hình từ các công bốđã xuất bản như trình bày trong Bảng 2 1
Bảng 2 1 Tổng hợp độ dẫn nhiệt của một số loại thạch học phổ biến (Beardsmore và
Thạch học Độ dẫn nhiệt
(Đá granite) 3.4±1.2 Roy et al (1981)
Quy trình tính toán dòng nhiệt hiện tại từ dữ liệu giếng được thể hiện như trong Hình 2.3
15 Hình 2 3 Quy trình tính toán dòng nhiệt hiện tại cho một giếng
2.3 Tính toán dòng nhiệt cổ từ dữ liệu giếng
Một quy trình phổ biến trong phân tích dòng nhiệt cổ gồm các bước như sau:
▪ Bước 1 Giải nén (Decompaction) các cột địa tầng
▪ Bước 2 Backstripping: loại bỏảnh hưởng của tải trọng trầm tích
▪ Bước 3 Tính toán hệ số tách giãn
▪ Bước 4 Tính toán dòng nhiệt độ cổđiển bằng cách sử dụng mô hình căng giãn đồng nhất McKenzie
Trọng lượng của trầm tích bên trên (overlaying) dẫn đến giảm độ rỗng và bề dày lớp trong các đơn vị lớp bên dưới, và kết quả nén ép là một quá trình quan trọng trong việc định lượng sụt lún Mục đích của việc giải nén là tìm ra tổng bề dày của lớp trước khi nó bị nén lại do bị chôn vùi trầm tích theo thời gian Đầu tiên, cần giải nén các cột địa tầng bị chôn vùi trầm tích Để ước tính lượng nén ép, cần phải giảđịnh rằng:
16 (1) Bỏ qua sự thay đổi về thể tích rắn trong quá trình chôn vùi, do đó, việc nén ép cơ học của các hạt do tăng nén ép từ cột trầm tích bên trên chỉ làm giảm độ rỗng (Allen và Allen, 2013)
(2) Độ rỗng giảm theo hàm mũ theo độ sâu theo mối quan hệ sau (Sclater và Christie, 1980):
Với ϕlà độ rỗng tại độ sâu, ϕ là độ rỗng tại bề mặt, c là hệ số nén ép và y độ sâu Mối quan hệ trong phương trình 2.4 và các giá trị thường được sử dụng cho hệ số nén và độ rỗng ban đầu, là một ước tính phù hợp nhất với điều chỉnh từ một bộ tổng hợp dữ liệu dưới bề mặt (Allen và Allen, 2013) Độ nén không thểđo trực tiếp vì thểtích ban đầu của trầm tích không được biết đến (Athy, 1930) Việc giảđịnh rằng tất cảcác thay đổi trong không gian lỗ rỗng là do nén ép, có thểgiúp ước tính lượng nén ép từđộ rỗng
TÍNH TOÁN DÒNG NHI Ệ T Ở VÙNG NƯỚ C SÂU B Ể PHÚ KHÁNH
BỂ PHÚ KHÁNH 3.1 Phân bố dòng nhiệt hiện tại ở bể Phú Khánh
Các kết quả nghiên cứu trước đây ở khu vực Biển Đông và Đông Nam Á hay các bể trầm tích kế cận được tóm tắt như sau:
(1) Theo Watanabe et al (1977), giá trị dòng nhiệt tại khu vực cung núi lửa và bể trước cung khu vực Tây Á liên quan đến hoạt động hút chìm tại các máng nước sâu với giá trị tăng đột biến Khu vực bểtrước cung tuổi Đệ Tam sớm có bề dày trầm tích lớn và giá trị dòng nhiệt đạt 92.03 mW/m 2 trong miền vỏ và khoảng dao động không đáng kể
(2) Matsubayashi và Nagao (1991) cũng đã tổng hợp nghiên cứu giá trị dòng nhiệt ởĐông Nam Á, với giá trị dòng nhiệt trung bình đo đạc ước tính ở bể Malaysia là 78.5 mW/m 2 , Thái Lan là 98.7 mW/m 2 , ởđáy biển sâu là 97.1 mW/m 2
(3) Bể Malaysia trong nghiên cứu của Madon (1997) cho giá trị dòng nhiệt bề mặt cao, với giá trị dòng nhiệt bề mặt dao động từ 35-80 mW/m 2 , trong đó, dịthường dòng nhiệt đóng góp vào được ước tính khoảng 33-42 mW/m 2 Dị thường dòng nhiệt được hiểu như là sự làm mỏng của thạch quyển trong quá trình tách giãn Nghiên cứu cũng chỉ ra rằng bồn Malay vẫn còn trải qua sụt lún nhiệt vì tuổi đời của bể khá trẻ (35Ma) nên giá trị dòng nhiệt hiện tại vẫn còn cao
(4) Tổng hợp 589 giá trị dòng nhiệt ở Biển Đông từ nghiên cứu của He et al (2001) cho giá trị dòng nhiệt trung bình là 77 mW/m 2 Ở rìa phía Bắc, các giá trị ít phân tán hơn và trung bình là khoảng 75 mW/m 2 Dòng nhiệt tăng dần từ rìa phía Bắc đến bồn trung tâm, trong đó xuất hiện hai trung tâm dòng nhiệt cao, một ở các tiểu bồn phía đông và một ở các tiểu bồn ở khu vực phía Tây Nam Rìa phía Nam có dòng nhiệt trung bình là 80 mW/m 2 , tương tựnhư rìa phía Bắc Rìa phía Tây Manila có dòng nhiệt trung bình thấp tới 49 mW/m 2
(5) Li et al (2019) với nghiên cứu dòng nhiệt bể PRMB (Pearl River Mouth Basin), bể lớn nhất ở rìa lục địa phía Bắc của Biển Đông (tọa độ từ 18-24 o Bắc, 110-118 o Đông), với dòng nhiệt trung bình là 71.8 ± 13.6 mW/m 2
23 (6) Trong nghiên cứu mới nhất về dữ liệu dòng nhiệt toàn cầu của Lucazeau (2019) với hơn 70,000 điểm dữ liệu đã cho kết quả mới nhất của dòng nhiệt đại dương, với giá trị trung bình 92 mW/m 2 , cao hơn đáng kể so với các kết quả nghiên cứu về đáy đại dương cổtrước đây (79 mW/m 2 ) Điều này là do chất lượng dữ liệu ngày càng trở nên tốt hơn và có xét đến ảnh hưởng của tuần hoàn thủy nhiệt
Trong nghiên cứu này, có 42 giá trị dòng nhiệt hiện tại (Phụ Lục B) được chọn trong khoảng từ 108-115 o Đông đến 10-15 o Bắc trong bộ dữ liệu dòng nhiệt toàn cầu trong nghiên cứu của Goutorbe et al (2011), được vẽ bằng kỹ thuật Krigging trong phần mềm Surfer 13 Hình 3.1a cho thấy sự phân bố dòng nhiệt hiện tại ở bể Phú Khánh với một sốđiểm nổi bật sau đây:
▪ Giá trị dòng nhiệt trong khu vực dao động trong khoảng từ 52-90 mW/m 2 Giá trị trung bình là 73 mW/m 2 , có giá trị tương đối phù hợp với giá trị dòng nhiệt trung bình trong nghiên cứu của He et al (2001) với giá trị trung bình là 77 mW/m 2 ;
▪ Giá trị dòng nhiệt được dự đoán cho giếng TH-1X và CMT-1X nằm trong khoảng 82-86 mW/m 2 Dòng nhiệt vùng nước sâu bểPhú Khánh được dự đoán từ 58-72 mW/m 2
Rõ ràng, có thể thấy sự phân bố dòng nhiệt không đều trong khu vực Dòng nhiệt cao ở phần địa hình nâng cao ở phía Tây Bắc bể Phú Khánh và thấp dần về phía vùng nước sâu ởphía Đông Nam của bể (Hình 3.1b) Phần nước sâu bể Phú Khánh có giá trị dòng nhiệt (58-72 mW/m 2 ) thấp hơn vùng nước nông (78-86 mW/m 2 ), điều này là do lớp trầm tích ởvùng nước sâu ở bể Phú Khánh có bề dày lên đến 10,000m, dày hơn rất nhiều so với các trầm tích có cấu trúc nhô cao ở phía giếng khoan TH-1X, CMT-1X (bề dày từ 2,000-3,000m), lớp trầm tích dày ởvùng nước sâu này có tác dụng như là chất cách nhiệt Sự hiện diện của trầm tích dày có thể đã làm giảm đáng kể dòng nhiệt bề mặt, đặc biệt là ở trung tâm bồn; lớp trầm tích hoạt động như chất cách nhiệt ngăn nhiệt thoát ra ngoài bề mặt Nghiên cứu Lucazeau và Le Douaran (1985) đã chỉ ra rằng, hiệu ứng che phủ (blanketing effect) của lớp trầm tích có thể làm giảm đến 20-30% giá trị dòng nhiệt bề mặt
24 Như vậy, khu vực bể Phú Khánh có dòng nhiệt bề mặt hiện tại tương đối cao Bồn có tuổi đời tương đối trẻ (tuổi Kainozoi khoảng 35 Ma) (Hoang et al., 2013), điều này cho thấy hiện tượng dị thường nhiệt do thạch quyển mỏng đi chưa hoàn toàn kết thúc
Bể vẫn đang trải qua quá trình sụt lún nhiệt Điều đáng nói là nó cần 80 Ma cho thạch quyển lấy lại trạng thái cân bằng nhiệt (McKenzie, 1978) Đây có lẽ là một lý do khác để lý giải cho giá trị dòng nhiệt cao trong bể Phú Khánh a) b)
Hình 3 1 a) Phân bố dòng nhiệt hiện tại ở bể Phú Khánh từ bộ dữ liệu Goutorbe et al (2011); b) Phân bố dòng nhiệt hiện tại theo mặt cắt AB hướng Tây Bắc –Đông Nam
25 3.2 Tính toán dòng nhiệt hiện tại từ dữ liệu giếng
Dữ liệu giếng TH-1X và CMT-1X được sử dụng trong tính toán dòng nhiệt hiện tại Các kết quả về nhiệt độđáy biển và nhiệt độđáy giếng khoan cũng như gradient địa nhiệt từ 2 giếng này được thu thập từ báo cáo Santos (2010), với các mô tảnhư sau:
▪ Trong giếng TH-1X, nhiệt độ đáy biển của giếng TH-1X xấp xỉ 17 °C ởđộ sâu
193 m dưới mực nước biển Nhiệt độ đáy giếng (Bottom Hole Temperature - BHT) ở 3,200 m (TVDss) được đo là xấp xỉ 142 °C Gradient địa nhiệt của TH- 1X xấp xỉ 4.1°C/100 m (Santos, 2010)
▪ Giếng CMT-1X có nhiệt độđáy biển là 17 o C và gradient địa nhiệt được tính là 4.39 °C/100 m bằng cách sử dụng sơ đồ hiệu chỉnh Horner Do đó, nhiệt độtĩnh ởđáy giếng được ngoại suy là 106.5 °C (Santos, 2010)
Trong thực tế, mỗi một lớp hay một đơn vị địa tầng cụ thể sẽ có sự xen kẹp của nhiều lớp khác nhau (ví dụ sét kết-bột kết, cát chứa sét, sét chứa cát, ) do đó, trong quá trình tính toán chỉ cần một sai số nhỏ trong dữ liệu độ dẫn nhiệt có thể gây ra các sai số lớn về dòng nhiệt trong từng khoảng Thay vì sử dụng một giá trịđộ dẫn nhiệt đại diện cho một loại thạch học đặc trưng cho một lớp hay một địa tầng cụ thể, giá trị độ dẫn nhiệt cho mỗi một lớp trong nghiên cứu này sẽđược tính dựa trên tỷ lệ phần trăm của loại thạch học phụ trong lớp đó Cách tiếp cận này sẽ giúp làm giảm thiểu được các sai số trong phép tính dòng nhiệt trong từng khoảng độ sâu Các giá trị độ dẫn nhiệt được sử dụng như trình bày ở Bảng 2.1
Sử dụng quy trình tính toán dòng nhiệt như ở Hình 2.3 (Chương 2), kết quả dòng nhiệt hiện tại ở giếng TH-1X và CMT-1X được tóm tắt như trong Bảng 3.1 bên dưới
XÁC ĐỊ NH S Ự PHÂN B Ố D Ầ U KHÍ Ở VÙNG NƯỚ C SÂU B Ể PHÚ KHÁNH
BỂ PHÚ KHÁNH 4.1 Cơ sở lý thuyết về mô hình hóa bồn trầm tích
Mô hình hóa bồn trầm tích, đôi khi còn được gọi là mô hình hóa hệ thống dầu khí, sử dụng các thông tin vềđịa chấn, địa vật lý giếng khoan và địa chất, kết hợp với các thông tin về lịch sử nhiệt của bồn để mô phỏng về sự tiến hóa của bồn trầm tích Mô hình này cho thấy bức tranh ban đầu về sự phát triển của bồn trầm tích, sựtrưởng thành của đá mẹ, quá trình hình thành hydrocarbon và đường di cư, tích tụở vùng nước sâu bể Phú Khánh Kết quả sẽ được sử dụng để tìm kiếm các cấu trúc tiềm năng cho giai đoạn thăm dò trong tương lai
Các công cụ trong bộ phần mềm PetroMod (2012) được sử dụng trong luận văn được minh họa ở Hình 4.1, gồm PetroMod 1D, PetroMod 2D, Risk, Editor
Hình 4 1 Một số công cụ trong bộ phần mềm PetroMod được sử dụng trong luận văn 4.1.1 PetroMod 1D
PetroMod 1D là một công cụ giúp phân tích 1D dọc theo giếng khoan, có thể sử dụng như một công cụ xử lý, hiệu chỉnh tham sốđiều kiện biên ở một giếng khoan xác
38 định để đánh giá mức độtrưởng thành nhiệt của đá mẹ Các giá trị điều kiện biên sau khi được xác định ở mô hình 1D có thể áp dụng vào mô hình 2D và 3D, tích hợp các kết quả 1D từ các giếng khoan khác nhau để xác định quá trình sinh dầu của các tầng đá mẹ dọc theo mặt cắt địa chấn Mô hình 1D cho phép khôi phục quá trình trưởng thành của vật liệu hữu cơ trong đá mẹ tại một vịtrí xác định Dữ liệu điểm đơn (giếng và giếng ảo) có thểđược xây dựng từđầu, được nhập từ công cụ Well Editor hoặc trích xuất trực tiếp từ các mô hình PetroMod 2D và 3D Tham sốđầu vào như bề dày và tuổi địa chất của các tập trầm tích, thành phần thạch học, các giai đoạn dừng trầm tích hoặc bào mòn, hàm lượng và chất lượng vật liệu hữu cơ trong đá mẹ sẽđược lấy theo tài liệu giếng khoan và các tài liệu khác
PetroMod 2D cho phép đánh giá mức độtrưởng thành của của vật liệu hữu cơ, vị trí phân bố hydrocarbon trên mặt cắt địa chấn và lịch sử hình thành hydrocarbon theo thời gian địa chất Mô hình 2D là dạng mở rộng hơn mô hình 1D, với 1D ta chỉ xét lịch sử chôn vùi và sự trưởng thành tại một điểm, với mô hình 2D ta tiến hành khảo sát trên một mặt cắt lớn Nói cách đơn giản mô hình 2D là tập hợp vô số mô hình 1D Ở PetroMod 2D, đầu tiên mặt cắt địa chấn sẽđược số hóa theo các lớp, các horizon và các đứt gãy dựa vào mặt cắt địa chấn đã minh giải trước đó (thực hiện trong PetroBuilder), sau đó sẽ tiến hành chạy mô phỏng (thực hiện trong Simulator)
PetroBuilder 2D là mô-đun đầu vào để xây dựng mô hình hệ thống dầu khí 2D Quá trình xây dựng mô hình cơ bản bao gồm 8 phần chính: (1) nhập dữ liệu và/hoặc số hóa các horizon và đứt gãy từ mặt cắt địa chấn; (2) phân định đứt gãy; (3) gridding; (4) phân định tuổi; (5) xử lý lớp; (6) phân định tướng; (7) thiết lập các điều kiện biên: PWD, SWIT, HF; (8) đặt các tùy chọn mô phỏng
PetroMod 2D Simulator là công cụthương mại tiên tiến nhất hiện có để lập mô hình di cư dầu khí 2D và là hệ thống thương mại duy nhất có mô hình hóa hoàn toàn được điều khiển bằng PVT về các mối quan hệ 3 pha gồm n-thành phần trong toàn bộ quá trình di cư Người dùng có thể lựa chọn giữa 4 phương pháp lập mô hình di cư dầu khí: Darcy flow, Flowpath, Invasion percolation (IP) và Hybrid (Darcy, flowpath, IP)
Mỗi phương pháp có thểđược áp dụng cho cùng một mô hình đầu vào
Công cụ PetroRisk trong bộ phần mềm PetroMod cho phép người dùng đánh giá yếu tố ko chắc chắn của 19 loại tham số khác nhau (Bảng 4.1) Các tham sốnày được sắp xếp thành 3 loại chính: bẫy (trap), vỉa (reservoir) và nạp (charge) Trong nghiên cứu này, tác giả chỉ tập trung xem xét sựthay đổi của tham số dòng nhiệt, các tham số đầu vào khác như tham sốđịa hóa đá mẹ, kết quả minh giải địa chất - địa vật lý sẽđược đưa vào mô hình theo hình thức tổng hợp từ các kết quả trong xuất bản đã công bố
Bảng 4 1 Các tham số không chắc chắc trong công cụ PetroRisk
1/ Bề dày bào mòn 4/ Thạch học 5/ Dòng nhi ệ t 13/ Kinetic Sec Crack
Activation Energy Shift 2/ Độ sâu minh giải 6/ Dịch chuyển thời gian dòng nhi ệ t 14/ Kinetic Frequency Factor
3/ Áp suất mao dẫn 7/ SWI 15/ Langmuir Volume Shift
8/ Độ d ẫ n nhi ệ t 16/ Langmuir Pressure Shift 9/ TOC 17/ Desorption Energy Shift
Well Editor là một công cụ mạnh mẽ và dễ dàng sử dụng để thêm, chỉnh sửa và xóa thông tin liên quan đến giếng khoan cho bất kì một dự án nhất định nào đó Trong phạm vi nghiên cứu của luận văn, công cụ này sẽđược sử dụng để nhập dữ liệu giếng (nhiệt độ giếng CMT-1X) phục vụ cho việc hiệu chỉnh (calibration) kết quả
PetroMod Kinetics Editor là một công cụđược thiết kế đặc biệt và dễ sử dụng để tùy chỉnh và tinh chỉnh động học Kinetics Editor giúp người dùng dựđoán quá trình hình thành hydrocacbon với độ chính xác tối đa Phần mềm PetroMod đi kèm với một sốlượng có mô hình động học đá mẹ chuẩn cũng như một loạt các động học mới được cấp phép đã được phát triển và hiệu chỉnh đặc biệt cho các dự đoán đặc tính do PVT kiểm soát Tuy nhiên, một sốtrường hợp nhất định có thể yêu cầu điều chỉnh các chức năng này Các bảng được xác định rõ ràng cho phép người dùng nhập các giá trịnhư tỷ lệ khí-dầu, độ hấp phụ, hệ số tần sốvà năng lượng kích hoạt để tùy chỉnh các phản ứng
40 chính và phụ của động học đá mẹ gồm n thành phần Ngoài ra còn có một cơ sởđể kiểm tra động học trước khi áp dụng chúng vào một mô hình
Lithology Editor đơn giản hóa việc định nghĩa và quản lý các đặc tính của đá Nó chứa tất cả các thuộc tính chi tiết của mỗi thạch học Các thuộc tính thạch học này là điều kiện tiên quyết để chạy mô phỏng Cơ sở dữ liệu của Lithology Editor bao gồm một sốlượng lớn các thạch học khác nhau theo cấu trúc cây để dễ sử dụng Công cụ này giúp người dùng xem xét thành phần phần trăm của từng loại thạch học cụ thểtrong cơ sở dữ liệu Lithology Editor, đểđưa ra lựa chọn loại thạch học phù hợp điền vào input data trong mô hình 1D/2D Hoặc người dùng cũng có thể tạo ra một thư mục chứa các loại thạch học với thành phần tương ứng, phù hợp với từng bộ dữ liệu đầu vào cụ thể 4.2 Quy trình thực hiện mô hình hóa bồn trầm tích
Các cơ chế hình thành dầu và khí khác nhau giữa các bồn trầm tích, tùy thuộc vào các yếu tố chính của tướng trầm tích, lịch sử chôn vùi, kiến tạo và các quá trình địa chất khác được mô phỏng dựa trên đầu vào của mô hình bồn trầm tích ban đầu Lịch sử trưởng thành về nhiệt được xác định dựa trên chếđộ dòng nhiệt cổliên quan đến độ sâu chôn vùi của đá mẹ trong bồn trầm tích Một mô hình bồn trầm tích đa chiều được tạo ra để làm rõ lịch sửhình thành, di cư và tích tụ hydrocarbon Quy trình chung áp dụng cho lịch sử hình thành hydrocarbon được mô tảnhư trong Hình 4.2
+ Bước 1: Xác định các tham sốđầu vào bao gồm:
(1) Tham sốđịa chất (phục vụ cho cả mô hình 1D/2D) sẽđược trình bày cụ thể
(2) Tham số đá mẹ gồm chỉ số hydrogen index (HI), TOC, loại kerogen (phục vụ cho cả mô hình 1D/2D) sẽđược trình bày cụ thểở Mục 4.3.3
(3) Tham sốđịa chấn (chỉ phục vụ cho mô hình 2D) sẽđược trình bày cụ thểở
41 Hình 4 2 Quy trình mô hình hóa bồn trầm tích
+ Bước 2: Lựa chọn mô hình động học (kinetics) (xem PetroMod Kinetics Editor để lựa chọn mô hình cho phù hợp)
Mô hình động học là phương trình động học tính toán quá trình chuyển đổi kerogen cho quá trình sinh hydrocarbon Các phản ứng phức tạp dẫn đến sự hình thành hydrocarbon từ đá mẹ như một kết quả của sự phân hủy kerogen được kiểm soát bởi nhiệt độvà năng lượng kích hoạt của phản ứng cụ thể Năng lượng kích hoạt của mỗi phản ứng, mô hình động học của mỗi loại kerogen được thiết lập từ các nghiên cứu trong phòng thí nghiệm và thực địa (Allen và Allen, 2013) Do đó, việc lựa chọn mô hình động học để tiến hành mô phỏng là rất quan trọng đối với sự hiểu biết về quá trình hình thành và di cư hydrocarbon
Theo các nghiên cứu trước và các khu vực lân cận, thì mô hình động học thường được sử dụng ở các bể trầm tích Việt Nam thường là mô hình Tissot_in_Waples (1992) (Waples et al., 1992) Do đó, mô hình Tissot_in_Waples (1992) này cũng sẽ được lựa chọn làm mô hình động học cho vùng nước sâu bể Phú Khánh
(1) Xác định các điều kiện biên (nhập vào PetroMod 1D, PetroBuilder2D)
Ba điều kiện biên chính (dòng nhiệt cổ, độ sâu mực nước biển cổ - PWD và nhiệt độ bề mặt trầm tích - SWIT) được xác định để tái tạo lại lịch sử tiến hóa nhiệt theo thời gian địa chất Phần này sẽđược trình bày cụ thể trong Mục 4.3.4
(2) Thiết lập các tham số không chắc chắn (thực hiện trong PetroRisk)