Luận văn thạc sĩ Kỹ thuật dầu khí: Xây dựng mô hình lịch sử dòng nhiệt để xác định sự phân bố dầu khí ở vùng nước sâu bể Phú Khánh

ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP HCM TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

ĐỂ XÁC ĐỊNH SỰ PHÂN BỐ DẦU KHÍ Ở VÙNG NƯỚC SÂU

Công trình được hoàn thành tại: Trường Đại học Bách Khoa – ĐHQG-HCM Cán bộ hướng dẫn khoa học: TS NGUYỄN XUÂN HUY

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

(Ghi rõ họ, tên, học hàm, học vị của Hội đồng chấm bảo vệ luận văn thạc sĩ) 1 PGS.TS TRẦN VĂN XUÂN – Chủ tịch Hội đồng

2 TS TẠ QUỐC DŨNG – Thư ký Hội đồng 3 TS TRẦN NHƯ HUY – Cán bộ Phản biện 1 4 TS BÙI THANH VÂN – Cán bộ Phản biện 2 5 TS TRẦN LÊ PHƯƠNG – Ủy viên Hội đồng

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

ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP.HCM TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc lập - Tự do - Hạnh phúc

Họ tên học viên: NGUYỄN THỊ THU TRANG MSHV: 1970038 Ngày, tháng, năm sinh: 22/06/1996 Nơi sinh: Tiền Giang Chuyên ngành: KỸ THUẬT DẦU KHÍ Mã số: 8520604 I TÊN ĐỀ TÀI:

XÂY DỰNG MÔ HÌNH LỊCH SỬ DÒNG NHIỆT ĐỂ XÁC ĐỊNH SỰ PHÂN BỐ DẦU KHÍ Ở VÙNG NƯỚC SÂU BỂ PHÚ KHÁNH

NHIỆM VỤ VÀ NỘI DUNG:

▪ Nghiên cứu cơ sở lý thuyết dòng nhiệt và dòng nhiệt cổ

▪ Xây dựng cơ sở quy trình tính toán dòng nhiệt hiện tại và dòng nhiệt cổ từ dữ liệu giếng, từ đó, biện luận dòng nhiệt ở khu vực nước sâu bể Phú Khánh

▪ Xây dựng mô hình bồn trầm tích để đánh giá độ trưởng thành của đá mẹ và lịch sử hình thành hydrocarbon theo mặt cắt Tây Bắc-Đông Nam, từ đó xác định sự phân bố dầu khí ở vùng nước sâu bể Phú Khánh

II NGÀY GIAO NHIỆM VỤ: 24/02/2020

III NGÀY HOÀN THÀNH NHIỆM VỤ: 30/09/2020 IV CÁN BỘ HƯỚNG DẪN: TS NGUYỄN XUÂN HUY

CÁN BỘ HƯỚNG DẪN (Họ tên và chữ ký)

Tp HCM, ngày… tháng năm 2020 CHỦ NHIỆM BỘ MÔN ĐÀO TẠO

(Họ tên và chữ ký)

TRƯỞNG KHOA (Họ tên và chữ ký)

i

Luận văn này được hoàn thành sau một thời gian học tập, nghiên cứu và làm việc lâu dài, nghiêm túc Để có được thành quả của ngày hôm nay, tác giả xin gửi lời cảm ơn chân thành đến trường Đại học Bách Khoa, ĐHQG-HCM đã hỗ trợ thời gian và phương tiện vật chất cho nghiên cứu này Cám ơn sự giúp đỡ tận tình, những kiến thức, những kinh nghiệm vô cùng quý báu mà Quý Thầy Cô trong Khoa Kỹ thuật Địa chất & Dầu khí đã truyền đạt cho tác giả trong suốt khoảng thời gian học đại học cũng như cao học

Với lòng biết ơn sâu sắc nhất, tác giả xin gửi lời cám ơn chân thành đến Thầy PGS.TS Trần Văn Xuân, Thầy TS Đỗ Quang Khánh đã dành thời gian và có những góp ý vô cùng quý báu để tác giả có thể chỉnh sửa và hoàn thiện luận văn một cách tốt nhất

Đặc biệt tác giả xin gửi đến Thầy TS Nguyễn Xuân Huy lòng biết ơn chân thành nhất, Thầy đã tận tình chỉ bảo, giảng dạy, chia sẻ kinh nghiệm cho tác giả những bước đi đầu tiên trong quá trình học tập từ việc định hướng đề tài luận văn đến việc hoàn thành luận văn một cách tốt nhất

Tác giả xin cảm ơn sự tài trợ của Đại học Quốc gia Thành phố Hồ Chí Minh (ĐHQG-HCM) trong khuôn khổ đề tài mã số C2018-20-24 Tác giả xin gửi lời cám ơn đến Tổng công ty thăm dò Khai thác dầu khí (PVEP) đã cho phép tác giả được sử dụng những thông tin và tài liệu quý báu trong Luận văn này

Mặc dù đã có rất nhiều nỗ lực nhưng do kinh nghiệm, kiến thức và thời gian còn nhiều hạn chế nên luận văn chắc chắn không thể tránh khỏi những sai sót Tác giả rất mong nhận được những ý kiến và nhận xét quý báu của Quý Thầy Cô và các bạn để luận văn được hoàn thiện hơn

Thành phố Hồ Chí Minh, ngày 30 tháng 09 năm 2020 Học viên cao học

NGUYỄN THỊ THU TRANG

ii

Bể Phú Khánh được coi là bồn trũng nước sâu tiềm năng về dầu khí còn lại ở thềm lục địa Việt Nam đến nay vẫn chưa được nghiên cứu đầy đủ Lịch sử thăm dò ở bể Phú Khánh vẫn còn thưa thớt và chưa đồng bộ Với 3 giếng khoan thăm dò ở vùng nông từ 2011, đến nay vẫn chưa có bất kì giếng khoan nào được thực hiện sâu hơn 1,000 m dưới mực nước biển Bằng chứng về các lớp sapropel giàu rong tảo trong các vết thấm dầu ở Đầm Thị Nại trong nghiên cứu Saurin (1944-1964) đã tạo ra sự quan tâm về nguồn gốc của dầu trong khu vực Vì vậy, dù cơ sở dữ liệu thăm dò vẫn còn khá khiêm tốn, bể Phú Khánh vẫn thu hút rất nhiều sự đầu tư nghiên cứu của các nhà khoa học trong và ngoài nước về lịch sử kiến tạo, cơ chế hình thành bồn, hay các minh giải về địa chấn địa tầng và mô hình hệ thống dầu khí Luận văn này cũng hòa vào không khí chung đó thông qua đóng góp về nghiên cứu trong tính toán dòng nhiệt ở vùng nước sâu bể Phú Khánh

Dòng nhiệt là một trong những yếu tố đóng vai trò rất quan trọng trong quá trình sinh dầu khí Dòng nhiệt ảnh hưởng trực tiếp đến mức độ trưởng thành của một thể địa chất được xem là tầng đá mẹ sinh dầu tiềm năng Tuy nhiên, nghiên cứu dòng nhiệt và sự ảnh hưởng của chúng đến quá trình sinh dầu khí ở bể Phú Khánh vẫn chưa được quan tâm nghiên cứu nghiêm túc, và thường chỉ quan tâm đến thông số nhiệt độ hiện tại của tập trầm tích nên chưa đủ cơ sở thuyết phục

Nghiên cứu này sẽ làm sáng tỏ về lịch sử dòng nhiệt theo thời gian địa chất, thông qua:

(1) Tổng hợp lại lịch sử kiến tạo với 3 giai đoạn chính (Eocene-Miocene Sớm, Miocene Giữa-Muộn, Pliocene-nay), làm cơ sở để ngoại suy các giá trị dòng nhiệt ở vùng nước sâu

(2) Xác định phân bố dòng nhiệt trong khu vực bể Phú khánh từ 42 điểm dữ liệu trong bộ dữ liệu dòng nhiệt toàn cầu của Goutorbe et al (2011)

(3) Tính toán dòng nhiệt trong từng khoảng độ sâu theo thành phần thạch học và giá trị dòng nhiệt hiện tại trung bình cho giếng TH-1X và CMT-1X ở vùng nước nông của bể

iii

(4) Giá trị dòng nhiệt cổ được tính cho giếng CMT-1X từ quy trình bắt đầu bằng việc giải nén, backstripping, tính sụt lún kiến tạo, hệ số tách giãn và kết thúc với giá trị dòng nhiệt cổ theo mô hình McKenzie

(5) Từ đó, làm cơ sở ngoại suy giá trị min-max của các điều kiện biên theo thời gian địa chất ở vùng nước sâu bể, gồm: dòng nhiệt, độ sâu mực nước biển cổ, nhiệt độ ranh giới bề mặt trầm tích

(6) Xây dựng mô hình bồn trầm tích 1D và 2D để xác định thời điểm hình thành hydrocarbon, độ trưởng thành của đá mẹ và dự báo sự phân bố dầu khí ở vùng nước sâu bể Phú Khánh

iv

ABSTRACT

Phu Khanh basin is considered as a potential deepwater basin for oil and gas remaining in Vietnam's continental shelf that has not been fully studied Exploration history in the Phu Khanh basin is still sparse and asynchronous With three exploration wells in the shallow areas since 2011, so far, no wells have been made more than 1,000 m below sea level The evidence of the algae-rich sapropel layers in oil seeps in Dam Thi Nai Lagoon in the Saurin study (1944-1964) has brought interests about the oil origin here Although the exploration database is still quite modest, the Phu Khanh basin still attracts a lot of research investment from domestic and foreign researchers on tectonic history, basin formation mechanism, or explanations of sequence stratigraphy and the model of the petroleum system This thesis also blends into that general atmosphere through research contributions in calculating heat flow in the Phu Khanh Basin’s deepwater

Heat flow is one of the factors playing a very important role in oil and gas generation Heat flow directly affects a geological body's maturity that is considered a potential oil-generating source rock layer However, the study of heat and their effects on the oil and gas generation process in the Phu Khanh basin has not been seriously studied and usually only interested in the the sediments' current temperature, so there is not have enough convincing evidence

This study will shed light on the history of heat flow over geological time, through: (1) Synthesizing the tectonic history with three main stages (Eocene – Early Miocene, Middle – Late Miocene, Pliocene – present), as a basis for extrapolating heat flow values in deepwater

(2) Determining the distribution of heat flow in the Phu Khanh basin area from 42 data points in the Goutorbe global heat flow dataset (2011)

(3) Calculating the heat flow in each depth range according to the lithological composition and average present heat flow for the wells TH-1X and CMT-1X in the shallow water of the Phu Khanh Basin

v

(4) Paleo heat flow value is calculated for CMT-1X well following the process beginning with calculations of decompaction, backstripping, tectonic subsidence, stretching factor, and ending with heat flow value according to the McKenzie model

(5) From there, as the basis for extrapolating the min-max value of boundary conditions according to geological time in deepwater Phu Khanh Basin, including heat flow, paleo water depth, sediment-water interface temperature

(6) Building basin models of 1D and 2D to determine the hydrocarbon generation's time, the maturity of source rock, and predict oil and gas distribution in deepwater of the Phu Khanh Basin

vi

Tác giả xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của bản thân tác giả Các kết quả nghiên cứu và các kết luận trong luận văn này là trung thực và không sao chép từ bất kỳ một nguồn nào và dưới bất kỳ hình thức nào Việc tham khảo các nguồn tài liệu (nếu có) đã được thực hiện trích dẫn và ghi nguồn tài liệu tham khảo đúng quyđịnh.

TPHCM, ngày 30 tháng 09 năm 2020 Học viên cao học

NGUYỄN THỊ THU TRANG

DANH MỤC B NG BIỂU xiv

DANH MỤC THUẬT NGỮ VÀ CHỮ VIẾT TẮT xvi

1.5 Hệ thống cơ sở dữ liệu được sử dụng trong nghiên cứu 9

CHƯƠNG 2 CƠ SỞ LÝ THUYẾT VỀ DÒNG NHIỆT VÀ QUY TRÌNH XÂY DỰNG MÔ HÌNH DÒNG NHIỆT 11

2.1 Tổng quan về dòng nhiệt 11

2.2 Tính toán dòng nhiệt hiện tại từ dữ liệu giếng 12

3.1 Phân bố dòng nhiệt hiện tại ở bể Phú Khánh 22

3.2 Tính toán dòng nhiệt hiện tại từ dữ liệu giếng 25

3.3 Tính toán dòng nhiệt cổ từ dữ liệu giếng 28

3.3.1 Dữ liệu đầu vào và các giả định 28

3.3.2 Kết quả tính toán 30

3.3.3 Tính toán hệ số tách giãn 34

3.3.4 Tính toán dòng nhiệt cổ cho giếng CMT-1X 35

CHƯƠNG 4 XÁC ĐỊNH SỰ PHÂN BỐ DẦU KHÍ Ở VÙNG NƯỚC SÂU BỂ PHÚ KHÁNH 37

4.1 Cơ sở lý thuyết về mô hình hóa bồn trầm tích 37

4.1.1 PetroMod 1D 37

4.1.2 PetroMod2D 38

4.1.3 PetroRisk 39

4.1.4 Editor 39

4.2 Quy trình thực hiện mô hình hóa bồn trầm tích 40

4.3 Dữ liệu đầu vào 45

45

DANH MỤC CÁC CÔNG TRÌNH KHOA HỌC 67

TÀI LIỆU THAM KH O 69

PHỤ LỤC A: CƠ SỞ CÂN BẲNG ĐẲNG TĨNH AIRY, DECOMPACTION VÀ BACKSTRIPPING 75

A.1 Cân bằng đẳng tĩnh Airy 75

A.2 Giải nén (Decompaction) 76

x

C.8 Các tính toán tại mỗi khoảng thời gian 87LÝ LỊCH TRÍCH NGANG 91

xi

Hình 1 1 Vị trí địa lý và các cấu trúc kiến tạo chính ở bể Phú Khánh 1Hình 1 2 Phân bố tướng thạch học từ vùng nước nông đến nước sâu dọc theo tuyến Địa Chấn VOR93-104 (Mai et al, 2003) 6Hình 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) 12 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) 13Hình 2 3 Quy trình tính toán dòng nhiệt hiện tại cho một giếng 15Hình 2 4 Quy trình tính toán dòng nhiệt cổ cho một giếng 21Hình 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 24 Hình 3 2 Sự thay đổi dòng nhiệt qua từng lớp thạch học theo độ sâu cho giếng khoan TH-1X và CMT-1X 26Hình 3 3 Biểu đồ độ sâu đã giải nén cho 6 lớp địa tầng của giếng CMT-1X 31Hình 3 4 Kết quả cho giếng CMT-1X: (a) Đường cong tổng sụt lún và sụt lún kiến tạo do tải trọng nước; và (b) Tốc độ sụt lún kiến tạo 33Hình 3 5 Biểu đồ thể hiện tính toán hệ số tách giãn từ hồi quy tuyến tính, với trục đứng (y) là sụt lún kiến tạo do tải trọng nước và trục ngang (x) là 1-exp(-t/ ) Hệ số góc của phương trình hồi quy tuyến tính có thể tính được hệ số tách giãn 34Hình 3 6 Dòng nhiệt cổ giếng CMT-1X 35

Hình 4 1 Một số công cụ trong bộ phần mềm PetroMod được sử dụng trong luận văn 37Hình 4 2 Quy trình mô hình hóa bồn trầm tích 41

xii

Hình 4 3 Thiết lập tham số không chắc chắn (dòng nhiệt) theo phân phối chuẩn 42

Hình 4 4 Kết quả giá trị tối ưu hóa trong nhật kí mô phỏng 44

Hình 4 5 Hiệu chỉnh dòng nhiệt với giá trị nhiệt độ tại giếng CMT-1X: a) trước hiệu chỉnh; b) sau hiệu chỉnh 44

Hình 4 6 So sánh độ phân giải giữa bản đồ đẳng thời dưới đáy biển từ (a) dữ liệu địa chấn ban đầu và (b) sau khi minh giải lại với lưới 1 km×1 km (Nguyen et al., 2014) 45Hình 4 7 Mặt cắt địa chấn (AB) kéo dài 200km theo hướng Tây Bắc-Đông Nam và sâu đến 13,000 m được lựa chọn để làm đầu vào cho mô hình hóa bồn trầm tích 2D (Nguyen et al., 2014) 46

Hình 4 8 Liên kết địa tầng 3 giếng TH-1X, CMT-1X, và HT-1X 48

Hình 4 9 Kết quả ngoại suy các giá trị dòng nhiệt vùng nước sâu bể Phú Khánh theo thời gian địa chất 52

Hình 4 10 Độ sâu mực nước biển cổ toàn cầu (được chỉnh sửa từ Miller et al., 2004) 53

Hình 4 11 Kết quả giá trị ngoại suy giá trị độ sâu mực nước biển cổ vùng nước sâu bể Phú Khánh theo thời gian địa chất 53

Hình 4 12 Nhiệt độ bề mặt cổ tại vĩ độ 13oN ở khu vực Đông Nam Á 54

Hình 4 13 Kết quả giá trị ngoại suy nhiệt độ bề mặt trầm tích vùng nước sâu bể Phú Khánh theo thời gian địa chất 56

Hình 4 14 Kết quả mô hình lịch sử chôn vùi 1D tại điểm sâu nhất trũng Phú Yên 58

Hình 4 15 Lịch sử hình thành hydrocarbon theo mặt cắt Tây Bắc – Đông Nam bể Phú Khánh 60

Hình 4 16 Mô hình trưởng thành nhiệt mặt cắt Tây Bắc – Đông Nam ở hiện tại 60

Hình 4 17 Dự báo hướng di cư và những tích tụ triển vọng 61

Hình 4 18 Phạm vi nghiên cứu của Nguyen et al (2012) và của luận văn 62

Hình A 1 Mô hình cân bằng đẳng tĩnh Airy (Hantschel và Kauerauf, 2009) 75

xiii

Hình A 2 Minh họa các giai đoạn của quá trình giải nén (được chỉnh sửa từ Allen và Allen, 2013) 76Hình A 3 Cân bằng đẳng tĩnh minh họa kỹ thuật backstripping tải trọng trầm tích (được chỉnh sửa từ Allen và Allen, 2013) 78Hình C 1 Minh họa tham chiếu R1C1 trong VBA 84

xiv

Bảng 1 1 Hệ cơ sở dữ liệu được sử dụng trong nghiên cứu 10Bảng 2 1 Tổng hợp độ dẫn nhiệt của một số loại thạch học phổ biến (Beardsmore và Cull, 2001) 14 Bảng 2 2 Độ rỗng tại bề mặt, hệ số độ rỗng theo độ sâu và mật độ trung bình của các thạch học phổ biến (Sclater và Christie, 1980) 16Bảng 2 3 Tham số được sử dụng trong tính toán sụt lún và dòng nhiệt (Parson và Sclater, 1977; Cochran, 1983) 21Bảng 3 1 Kết quả tính toán dòng nhiệt hiện tại trong từng khoảng độ sâu ứng với các lớp thạch học khác nhau cho giếng TH-1X và CMT-1X 27 Bảng 3 2 Phần trăm sai số giữa các tính toán dòng nhiệt hiện tại 28Bảng 3 3 Các giá trị đầu vào của giếng CMT-1X để phục vụ cho quá trình tính toán 28Bảng 3 4 Bề dày đã giải nén (m) cho 6 lớp địa tầng của giếng CMT-1X 31Bảng 3 5 Độ rỗng theo thời gian địa chất cho 6 lớp địa tầng của giếng CMT-1X trải qua trong quá trình nén ép do chôn vùi trầm tích 32Bảng 3 6 Mật độ khối (kg/m3) cho 6 lớp địa tầng của giếng CMT-1X trải qua trong quá trình nén ép do chôn vùi trầm tích 32Bảng 3 7 Sụt lún kiến tạo do tải trọng nước (m) và tốc độ sụt lún (m/Ma) theo thời gian địa chất 32Bảng 4 1 Các tham số không chắc chắc trong công cụ PetroRisk 39 Bảng 4 2 Các tầng horizon đã minh giải, tuổi địa chất và thành phần thạch học ứng với mỗi lớp, phục vụ cho việc xây dựng giếng ảo trong mô hình bồn trầm tích 47Bảng 4 3 Đặc trưng đá mẹ ở vùng nước sâu bể Phú Khánh từ dữ liệu giếng ở vùng nước nông và các bể kế cận (Nguyen et al., 2014) 49Bảng 4 4 Sự thay đổi của SWIT theo độ sâu mực nước biển (Bui, 2003) 55

xv

Bảng 4 5 Các tham số tương quan giữa tuổi giữa SWIT, PWD và HF 56Bảng 4 6 Kết quả chi tiết về các đới hình thành hydrocarbon ở vùng nước sâu bể Phú Khánh theo mô hình 1D 58Bảng 4 7 So sánh kết quả với nghien cứu của Nguyen et al (2012) 61

xvi

Sediment Water Interface Temperature (SWIT) Nhiệt độ bề mặt trầm tích

Total Organic Matter (TOC) Tổng hàm lượng carbon hữu cơ

xvii

1 Tính cấp thiết của đề tài

Dầu khí là nguồn năng lượng quan trọng không chỉ riêng với nước ta mà còn đối với các nước trên thế giới Xã hội ngày càng phát triển thì nhu cầu sử dụng nguồn năng lượng này ngày càng cao Việc khảo sát, thăm dò, tìm kiếm và khai thác dầu khí là một quá trình rất khó khăn Đặc biệt là ở các khu vực nước sâu (những khu vực có độ sâu mực nước biển từ 500-2,000 m và vùng biển sâu là khu vực có mực nước biển lớn hơn 2,000 m (Weimer et al., 2006) khi mà số lượng giếng khoan thăm dò, khai thác cũng như các nguồn tài liệu nghiên cứu còn khá hạn chế Và bể Phú Khánh cũng được xem là bể trầm tích nước sâu ở thềm lục địa miền Trung Việt Nam

Trước 2007, hoạt động tìm kiếm thăm dò còn thưa và chưa đồng bộ Đến thời điểm hiện tại, đã có gần 14,500 km tuyến địa chấn mới thu nổ (Maingarm et al., 2011) và 3 giếng khoan thăm dò (CMT-1X và TH-1X năm 2009, HT-1X vào năm 2011) ở vùng nước nông, với các phát hiện dầu trong vỉa chứa carbonate Miocene Dưới tại giếng CMT-1X (Nguyen et al., 2012) là minh chứng đầu tiên về tiềm năng hydrocarbon trong bể Phú Khánh Đồng thời, bằng chứng về các lớp sapropel giàu tảo trong các vết thấm dầu ở Đầm Thị Nại (Bình Định) đã tạo ra sự quan tâm về nguồn gốc của dầu trong khu vực này (Bojesen-Koefoed et al., 2005; Fyhn et al., 2009) Tuy nhiên, vẫn chưa có giếng khoan thăm dò nào được tiến hành ở vùng nước sâu hơn 1,000m đến thời điểm hiện tại Do đó việc xây dựng mô hình trưởng thành nhiệt của đá mẹ vùng nước sâu bể Phú Khánh giữ vai trò quan trọng trong việc xác định đới trưởng thành của vật liệu hữu cơ trong quá trình sinh dầu ở các tầng đá mẹ và đồng thời làm giảm các yếu tố không chắc chắn trong quá trình tìm kiếm, khoan thăm dò

Trong khi đó, việc nghiên cứu dòng nhiệt và địa nhiệt và sự ảnh hưởng của chúng đến quá trình sinh dầu khí ở khu vực này chưa được quan tâm nghiên cứu nghiêm túc, và thường chỉ quan tâm đến thông số nhiệt độ hiện tại của tập trầm tích nên chưa đủ cơ sở thuyết phục Thực tế nghiên cứu cho thấy giá trị dòng nhiệt được sử dụng hữu ích để xây dựng mô hình đánh giá tiềm năng sinh dầu khí của đá mẹ ở bể trầm tích, đặc biệt là xây dựng mô hình trưởng thành nhiệt trong nghiên cứu tiềm năng sinh dầu khí

xviii

Rõ ràng, việc đầu tư nghiên cứu để nắm vững bản chất của dòng nhiệt và chế độ nhiệt của một bể trầm tích cụ thể cần phải được đầu tư ngay từ đầu trước khi bắt tay vào xây dựng đánh giá mô hình địa chất Hiểu rõ những tham số này sẽ cung cấp nền tảng lý luận đánh giá tiềm năng dầu khí của bể trầm tích

Trong địa hóa dầu, địa nhiệt và dòng nhiệt có tương quan chặt chẽ với nhau và thể hiện vai trò chủ chốt khi được xem là tiền đề cho quá trình hình thành dầu khí trong suốt bề dày lịch sử phát triển địa chất Thực tế, chế độ nhiệt ảnh hưởng trực tiếp đến mức độ trưởng thành của một thể địa chất được xem là tầng đá mẹ sinh dầu tiềm năng Cụ thể là, ở một khoảng thích hợp, vật chất hữu cơ bảo tồn trong các tầng đá sinh tiềm năng này sẽ trải qua quá trình hấp nhiệt từ dưới sâu hoặc các đá vây quanh Các phản ứng hóa học trong đá trầm tích diễn ra liên tục hàng trăm triệu năm để cuối cùng có được sản phẩm là dầu khí như ngày nay Vì vậy, đề tài nghiên cứu về dòng nhiệt được đề xuất là cần thiết để cung cấp nền tảng cho những nghiên cứu trong khoa học địa chất dầu khí về sau

Để làm sáng tỏ vấn đề này cần đặt ra đề tài: “XÂY DỰNG MÔ HÌNH DÒNG NHIỆT ĐỂ XÁC ĐỊNH SỰ PHÂN BỐ DẦU KHÍ Ở VÙNG NƯỚC SÂU BỂ PHÚ KHÁNH” Nghiên cứu sự thay đổi của dòng nhiệt theo thời gian địa chất là công việc quan trọng, là cơ sở để xây dựng mô hình bồn trầm tích, cung cấp một bức tranh ban đầu về sự hình thành hydrocarbon, độ trưởng thành của đá mẹ ở vùng nước sâu bể Phú Khánh Từ đó, có thể làm tiền đề cơ bản để dự báo được thời điểm sinh, hướng di cư và vị trí tích luỹ vào bẫy chứa

2 Mục tiêu nghiên cứu, đối tượng nghiên cứu và phạm vi nghiên cứu ▪ Nghiên cứu cơ sở lý thuyết dòng nhiệt và dòng nhiệt cổ

▪ Xây dựng cơ sở quy trình tính toán dòng nhiệt hiện tại và dòng nhiệt cổ từ dữ liệu giếng, từ đó, biện luận dòng nhiệt ở khu vực nước sâu bể Phú Khánh

▪ Xây dựng mô hình bồn trầm tích để đánh giá độ trưởng thành của đá mẹ và lịch sử hình thành hydrocarbon theo mặt cắt Tây Bắc-Đông Nam, từ đó xác định sự phân bố dầu khí ở vùng nước sâu bể Phú Khánh

3 Nội dung nghiên cứu

xix

▪ Tổng hợp phân tích tài liệu về dòng nhiệt, dòng nhiệt cổ và cách tính dòng nhiệt cổ trên thế giới nói chung và khu vực vùng nước sâu bể Phú Khánh nói riêng ▪ Lựa chọn phương pháp tính dòng nhiệt cổ cho vùng nước sâu bể Phú Khánh dựa

trên dữ liệu giếng và dữ liệu các vùng lân cận

▪ Tổng hợp phân tích các tài liệu địa chất – địa vật lý, lịch sử kiến tạo, đặc điểm địa hóa của bể Phú Khánh

▪ Xây dựng mô hình bồn trầm tích để xác định lịch sử hình thành hydrocarbon ở vùng nước sâu bể Phú Khánh

4 Phương ph p nghiên cứu

▪ Kế thừa, thu thập tài liệu về địa chất khu vực nghiên cứu: Minh giải địa chấn, đặc điểm địa chất bể trầm tích Phú Khánh, đặc điểm hệ thống dầu khí, cơ chế hình thành và lịch sử kiến tạo bể Phú Khánh

▪ Kế thừa, tổng hợp và hệ thống hóa nền tảng lý thuyết về cách tính dòng nhiệt và dòng nhiệt cổ dựa trên các số liệu giếng khoan lân cận

▪ Xây dựng các quy trình tính toán dòng nhiệt hiện tại và dòng nhiệt cổ từ dữ liệu giếng, biện luận đưa ra các giới hạn min max cho dòng nhiệt ở vùng nước sâu ▪ Sử dụng phần mềm PetroMod để xây dựng mô hình bồn trầm tích 1D, 2D ở bể

Nghiên cứu khảo sát cơ chế tách giãn vỏ và sự sụt lún manti ngoài khơi biển Việt Nam dựa trên tài liệu địa chấn được Savva et al (2013) thực hiện để tìm hiểu cấu trúc tiến hóa bể trầm tích Phú Khánh từ Eocene đến nay dưới sự tách giãn vỏ của Biển Đông Nghiên cứu chỉ ra rằng tại miền Trung Tâm bể xuất hiện đới vỏ siêu mỏng và hiện tượng nâng cao mặt Moho làm cho vỏ trầm tích tiếp xúc trực tiếp với lớp manti Các đới phá vở của lớp vỏ thường liên quan đến hoạt động các dòng đối lưu của quyển mềm kèm theo sự phân chia cấu trúc vỏ do đứt gãy trượt, đứt gãy khối Mặt dâng theo trục trụ của Moho song song với trục tách giãn biển Đông Mặt cắt địa chấn trọng lực thường kém ở các đới biểu hiện của Moho Dựa trên phân tích và minh giải các lát cắt địa chấn nhóm tác giả đã khảo sát các dạng cấu trúc đứt gãy cũng như tuổi của chúng trong tiến trình phát triển vỏ

xxi

Van Wees et al (2009) đã phát triển mô hình dòng nhiệt kiến tạo xác suất 1D (1D probabilistic tectonic heat flow model), có khả năng tính toán dòng nhiệt kiến tạo, kết hợp nhiều kịch bản kiến tạo (bao gồm mô hình McKenzie và căng dãn 2 lớp/ upwelling manti) Mô hình có khả năng đảo ngược lịch sử chôn vùi, hiệu chỉnh với dữ liệu nhiệt độ và trưởng thành của đá mẹ Hiệu chỉnh và phân tích độ nhạy được thực hiện thông qua phân tích lấy mẫu Monte Carlo bằng kỹ thuật thiết kế thử nghiệm cho tính toán hiệu quả Các dòng nhiệt kiến tạo có thể dễ dàng được sử dụng làm đầu vào cho mô hình lưu vực trong thương mại có sẵn phần mềm bên thứ ba

Trong nghiên cứu dòng nhiệt của bể sau cung vùng Tây Thái Bình Dương của Watanabe et al (1977) đã khảo sát sự biến đổi dòng nhiệt liên quan tới các đới hút chìm và đới tách giãn đáy biển Nghiên cứu chỉ ra rằng (1) vùng trên trục đới núi lửa có giá trị dòng nhiệt thấp hơn trung bình, (2) đới núi lửa có giá trị dòng nhiệt cao nhưng thay đổi bất thường, (3) giá trị dòng nhiệt phụ thuộc nhiều vào tuổi kiến tạo Bể trẻ sau Miocene có giá trị dòng nhiệt cao Vị trí dòng nhiệt thấp thường liên quan tới đối lưu nước ngầm trong thạch quyển Bể tầm tích sau cung Đệ Tam sớm thường có giá trị dòng nhiệt khoảng 92.09 mW/m2 Mô hình độ sâu mặt Moho và giá trị dòng nhiệt cho thấy tiến trình phát triển miền vỏ có sự khác biệt so với vùng phía Bắc mảng Thái Bình Dương Các số liệu chỉ ra rằng khu vực bể trải qua 2 giai đoạn nguội lạnh Hoạt động tách giãn gần đây nhất làm nguội lạnh miền vỏ của bể đến trạng thái cân bằng với bề dày vỏ tương đối mỏng (45 – 50 km) và dòng nhiệt cao 92.09 mW/m2 Một vài nguồn bổ trợ cho dòng nhiệt tại đây biến mất làm cho miền vỏ bể trải qua giai đoạn nguội lạnh thứ hai Nghiên cứu cũng khảo sát dòng nhiệt tại các bể trong miền vỏ Thái Bình Dương, đặc biệt đưa ra những giá trị dòng nhiệt xác định được tại khu vực biển Đông Bài báo cũng đưa ra phương pháp xác định dòng nhiệt so với độ sâu dựa trên các tham số độ dẫn nhiệt, nhiệt độ ban đầu, độ khuếch tán nhiệt Kết quả đã xác định được giá trị dòng nhiệt trung bình ở vùng Bắc biển Đông trong khoảng 84.97 ± 7.95 mW/m2 và ở vùng phía Nam dao động ở mức 112.18 ± 16.32 mW/m2, ở vùng biển Borneo chỉ vào khoảng 51.07 ± 18 mW/m2

Tình hình nghiên cứu trong nước

xxii

Việc nghiên cứu dòng nhiệt đối lưu trong vỏ Trái Đất thuộc về lĩnh vực địa nhiệt (Geothermal) Các nghiên cứu về địa nhiệt và dòng nhiệt phát triển mạnh trong lĩnh vực năng lượng địa nhiệt mà ở nước ta đã có đầu tư nghiên cứu đáng kể từ giữa thế kỷ 19 Đặc điểm tính chất dòng nhiệt thường được sử dụng như tham số đầu vào cho việc thiết lập các mô hình địa chất, phục vụ công tác khảo sát địa chất và thăm dò tìm kiếm khoáng sản

Nhóm tác giả của Viện Dầu Khí (Nguyen et al., 2012) xây dựng mô hình sinh dầu khí ở bể Phú Khánh bằng phần mềm Sigma-2D Bài nghiên cứu đưa ra được những nhận định về mô hình, lịch sử hình thành và tích tụ của dầu khí từ các tầng đá mẹ ở bể Phú Khánh Các mặt cắt nghiên cứu khái quát từ vùng nước nông đến vùng nước sâu ở bể trầm tích Phú Khánh Đá mẹ gốc đầm hồ tuổi Oligocene được cho là tầng đá sinh dầu chủ đạo từ giữa Miocene và cho đến hiện nay đang nằm trong cửa sổ tạo khí trong toàn bể Phần lớn đá mẹ này tập trung ở vùng nước sâu Trong khi đó, phần đáy đá mẹ sông ngòi châu thổ tuổi Miocene Dưới đang nằm trong cửa sổ tạo khí ở vùng trung tâm bể Lượng dầu khí sinh thành từ các tập đá mẹ ở vùng nước sâu đã di cư dọc theo các kênh dẫn Miocene Dưới (như cát kết, đá vôi), sau đó di cư dọc đến các tầng đá mẹ và thất thoát qua hệ thống đứt gãy mở Các tích tụ dầu khí tìm được hiện nay nằm tại các đới cấu trúc vòm cao ở các vùng nước nông và nước sâu Minh chứng cho sự tồn tại của hệ thống dầu khí tìm thấy qua biểu hiệu dầu loan trên đất liền ở Nam Trung bộ và phát hiện dầu ở giếng khoan 124-CMT-1X Tuy nhiên, Nguyen et al (2012) đã tiến hành mô phỏng bồn trầm tích với giả định các giá trị dòng nhiệt trong phạm vi 54 – 65 mW/m2 trên nhiệt độ đo được của các giếng, điều này tạo ra nhiều yếu tố không chắc chắn trong việc dự đoán thời gian sinh hydrocarbon Do đó, ảnh hưởng của dòng nhiệt cổ đến quá trình sinh dầu khí trong bể Phú Khánh là rất đáng kể

6 Ý nghĩa khoa học và ý nghĩa thực tiễn Ý nghĩa khoa học

Đưa ra phương pháp tính toán dòng nhiệt hiện tại và dòng nhiệt cổ Đây là thông số đầu vào rất quan trọng trong mô hình sinh dầu khí mà trước đây ít được quan tâm Kết quả nghiên cứu của luận văn cho phép dự báo được loại đá mẹ tiềm năng và thời điểm sinh dầu mạnh nhất ở vùng nước sâu bể Phú Khánh

xxiii Ý nghĩa thực tiễn

Khẳng định mô hình dòng nhiệt đóng vai trò rất quan trọng trong việc đưa ra bức tranh ban đầu lịch sử hình thành dầu khí ở vùng nước sâu bể Phú Khánh, giúp xác định vị trí phân bố dầu khí, dự báo được thời điểm sinh, hướng di cư và vị trí tích luỹ vào bẫy chứa

7 Cấu trúc luận văn: gồm 4 chương, và 3 phụ lục CHƯƠNG 1: Tổng quan về khu vực nghiên cứu

CHƯƠNG 2: Cơ sở lý thuyết về dòng nhiệt và quy trình xây dựng mô hình dòng nhiệt CHƯƠNG 3: Tính toán dòng nhiệt ở vùng nước sâu bể Phú Khánh

CHƯƠNG 4: Xác định sự phân bố dầu khí ở vùng nước sâu bể Phú Khánh KẾT LUẬN

KIẾN NGHỊ

TÀI LIỆU THAM KH O

PHỤ LỤC A: Cơ sở cân bẳng đẳng tĩnh Airy, Decompaction và Backstripping

PHỤ LỤC B: Dữ liệu dòng nhiệt từ 108o-115oĐông đến 10o-15o Bắc tổng hợp từ cơ sở dữ liệu của Goutorbe et al (2011)

PHỤ LỤC C: Code VBA trong Excel Macro phục vụ cho tính toán sụt lún kiến tạo

Hình 1 1 Vị trí 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 bể có độ sâu dưới 300 m Độ sâu tăng dần từ 300 m đến 4,000 m dưới mực nước biển về phía Đông Bể được 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) Bể Phú 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)

1.2 Lịch sử tìm kiếm thăm dò dầu khí ở bể 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 GeoStreamerTM, 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 bể Phú Khánh Tuy nhiên, vẫn chưa có giếng khoan thăm dò nào được thực hiện sâu hơn 1,000 m dưới mực nước biển

1.3 Lịch sử kiến tạo

Kết quả nghiên cứu dị thường từ trung tâm Biển Đông cho thấy phía Đông Nam của bể Phú Khánh là một miền vỏ đại dương trẻ được 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 ở phía 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 giả đã tổng hợp các giai đoạn kiến tạo chính của bể Phú 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

+ 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 bể Phú 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 chủ đạo 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 tố ảnh 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 vỏ đại dương được suy luận là đã bị hút chìm tại rãnh Manila ở phía 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 dị thường 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 bể đã 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 ở phía 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 ở đáy Biển Đông

Sau Miocene Muộn, khu vực này nghiêng về phía Đông do sự gia tăng hoạt động núi lửa trên thềm lục địa Việt Nam, làm gia tăng tốc độ tích tụ trầm tích, tăng độ sâu mực nước biển cũng như biển tiến rộng khắp ở bể Phú Khánh Khu vực phía Tây bồn

6

trũng bắt đầu hình thành những tướng từ dạng rẽ quạt tam giác châu đến dạng trầm tích rìa thềm lục địa, là đặc trưng cho giai đoạn nhấn chìm và chôn vùi với các thành tạo carbonate thềm và ám tiêu Một loạt các phức hợp dạng thùy rẽ quạt biển sâu Miocene Muộn được bồi tụ ngay trên bất chỉnh hợp Miocene Giữa phát triển về phía sườn Đông

+ Giai đoạn tạo thềm: Pliocene (5.33 Ma) - nay:

Quá trình nguội lạnh và co ngót diễn ra rất mạnh dẫn đến sự sụt lún nhiệt nhanh chóng ở vùng trung tâm kể từ Pliocene và Pleistocene (Hoang và Bui, 2017) Các hoạt động núi lửa trẻ tuổi Pliocene - Đệ Tứ tạo nên các núi lửa đơn độc (sea mount) trên đáy biển (Tran et al., 2019) Hoạt động kiến tạo diễn ra phức tạp toàn bể: phía Tây là lớp phủ thềm, phần trung tâm là sụt lún nhiệt, phía Đông là vùng phân dị yếu, có sự tham gia hoạt động núi lửa trẻ (Hoang et al., 2013) Đới nâng Khánh Hòa chịu sự chi phối trực tiếp chế độ kiến tạo plume nhiệt vào Pliocene-Đệ Tứ (Hoang et al., 2013)

Các trầm tích thềm lục địa Pliocene và Pleistocene được đặc trưng bởi mặt chồng lấn tam giác châu Những dạng này là đặc điểm của quá trình dịch chuyển tướng trầm tích dạng thềm tiến ra khu vực phía Đông Các trầm tích được quan sát ở phía Đông của thềm chủ yếu bao gồm các dạng sét kết nước sâu với các thể turbidite xen kẽ riêng biệt

Hình 1 2 Phân bố tướng thạch học từ vùng nước nông đến nước sâu dọc theo tuyến Địa Chấn VOR93-104 (Mai et al, 2003)

7

Sự tích tụ trầm tích đã được phân bố trong các địa hào với các lớp thạch học ngang và các mặt cắt cột địa tầng dọc cụ thể; quá trình này liên quan chặt chẽ đến sự thay đổi mực nước biển toàn cầu và các hoạt động kiến tạo khu vực Các tướng thạch học và môi trường lắng đọng đã được minh giải từ dữ liệu well log trên mặt cắt địa chấn VOR93-104, như được thể hiện trong Hình 1.2 (Mai et al., 2003)

1.4 Hệ thống dầu khí của bể Phú Khánh 1.4.1 Đ mẹ

Đá bùn kết gốc đầm hồ và các vỉa than là nguồn đá sinh dầu và khí chủ đạo khu vực Những tập đá mẹ này 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 bể Nam Côn Sơn và bể Phú Khánh Những dạng tích tụ lục địa phát triển ven rìa bể từ Eocene 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 quả chưa 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 mẹ đã 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) Khả năng 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 trị TOC lên đến 6% và HI đạt 440 mg HC/g

8 1.4.2 Đ chứa

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 bể Phú Khánh được đánh giá là có khả năng 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 dự đoán 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 dự đoán trung bình từ 13-20% Các dòng chảy rối Miocene và cát quạt biển trong các khu vực nước sâu ở phía Đông của bể cũng là các đối tượng chứa tiềm năng (Nguyễn et al., 2013)

+ Carbonate Miocene: rất phổ biến trong bể Phú 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 bể Phú Khánh như carbonate thềm, hay ám tiêu san hô là đá chứa tốt với độ rỗng từ 5-20% (Nguyễn et al., 2013)

1.4.3 Đ chắn

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 – Thổ Chu, Nam Côn Sơn và Sông Hồng, là những tập sét Rotalia Tập sét này là những

1.4.4 Di cư, nạp bẫy

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 kề đứt gãy có khả năng 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 thể đã 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 chế di 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

1.5 Hệ thống cơ sở dữ liệu được sử dụng trong nghiên cứu

Hệ cơ sở dữ liệu sử dụng trong đề tài được trình bày chi tiết ở Bảng 1.1 Bên cạnh đó, các kết quả tính toán trong quá trình thực hiện đề tài đều được đối sánh với các công bố đã 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

10

Bảng 1 1 Hệ cơ sở dữ liệu được sử dụng trong nghiên cứu

Địa chấn Mặt cắt địa chấn 2D đã được minh giải lại với độ minh giải 1×1km, đã chuyển đổi time-depth

Nguyen et al (2014)

Sử dụng để chạy mô phỏng 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 địa 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

Talisman (2012);

Santos (2010); Nguyen et

al (2014)

Tham số đá mẹ cho mô hình PetroMod 1D, 2D

42 điểm dữ liệu dòng nhiệt

hiện tại toàn cầu

Trong phạm vi từ 108-115o

Đông đến 10-15o 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

11

CHƯƠNG 2 CƠ SỞ LÝ THUYẾT VỀ DÒNG NHIỆT VÀ QUY TRÌNH

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 để ước tính tốc độ phản ứng địa hóa và với sự trưởng thành của kerogens Phân tích dòng nhiệt đòi hỏi phải xem xét sự đối 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) Sự đối 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 vỏ và 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 vỏ Trái Đất và (2) Tính toán dòng nhiệt trong trầm tích (Hình 2.1)

12

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), giả định 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

Ước tính độ dẫn trung bình của đá hoặc thành hệ đòi 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:

14

trong đó Bđộ dẫn nhiệt trung bình (W/m/K),  là độ dẫn nhiệt của lớp thứ i (W/m/K) i

và  là tỉ số giữa bề dày của lớp thứ i/tổng bề dày của cột địa tầng (i  không có thứ i

Trong đó zi, là bề dày của lớp thứ i và Z là tổng bề dày của cột trầm tích (Z=zi) Mô hình này cũng mô tả các 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 bố đã 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 Cull, 2001)

Quy trình tính toán dòng nhiệt hiện tại từ dữ liệu giếng được thể hiện như trong Hình 2.3