Hơn nữa, bể Ma Lai – Thổ Chu MLTC hoạt động kiến tạo hình thành nhiều địa hào, điạ lũy, mạng lưới đứt gãy Tây Bắc –Đông Nam dày đặc tạo ra sự phân bố không đồng đều về nhiệt độ tại các t
TỔNG QUAN
VỊ TRÍ ĐỊA LÝ, LỊCH SỬ NGHIÊN CỨU, TÌM KIẾM VÀ THĂM DÒ
Bể MLTC nằm ở vịnh Thái Lan, phía Đông là vùng biển Tây Nam Việt Nam, phía Đông Bắc là vùng biển Campuchia, phía Tây Bắc và Tây là vùng biển Thái Lan và phía Tây Nam là vùng biển Malaysia Về cấu trúc, bể có dạng kéo dài theo hướng Tây Bắc - Đông Nam, tiếp giáp với bể Pattani phía Tây Bắc, bể Penyu phía Nam và bể Tây Natuna phía Đông Nam, còn phía Đông là đới nâng Khorat-Natuna Chiều dày tầng trầm tích của bể có thể đạt đến 14 km Thềm lục địa Tây Nam Việt Nam (TLĐTN) là vùng rìa Đông Bắc của bể Ma Lai - Thổ Chu, kéo dài theo hướng TB - ĐN với diện tích khoảng 100.000 km 2 , chiếm xấp xỉ 31% tổng diện tích vùng biển chung, bao gồm các lô 37, 38, 39, 40, 41, 42, 43, 44, 46, 48/95, 50, 51, B, 52/97
Hình 1.1: Vị trí bể Ma Lai – Thổ Chu Đáy biển hiện đại của vùng TLĐTN không vượt quá 50 - 70m nước, trầm tích đáy được hình thành chủ yếu do sóng biển và tác động của dòng thuỷ triều, các vật liệu trầm tích phù sa đưa từ sông không đáng kể; ở khu vực Hà Tiên - Phú Quốc quá trình thành tạo đáy biển còn chịu ảnh hưởng của quá trình phong hoá hoá học Về phía ĐN có một số vịnh nhỏ khá sâu đâm thẳng vào bờ tạo nên vùng chìm xuống ở khu vực cửa sông, về phía TB bờ vũng vịnh đặc trưng bởi các dải đá ngầm, địa hình khá phức tạp, tồn tại nhiều bãi san hô, đặc biệt là ở các vùng đảo thuộc Phú Quốc và Thổ Chu Bể MLTC là bể trầm tích có tiềm năng dầu khí lớn trong khu vực Từ rất sớm ở đây đã có các hoạt động tìm kiếm, thăm dò và khai thác dầu khí Hiện nay là vùng khá hấp dẫn các nhà đầu tư nước ngoài vào lĩnh vực này
Ngay từ thập kỷ 60, các công ty dầu khí quốc tế lớn như Total, Mobil, Esso, Unocal, đã quan tâm đầu tư tìm kiếm thăm dò dầu khí ở vùng Vịnh Thái Lan Song các hoạt động nghiên cứu, tìm kiếm thăm dò dầu khí ở phần TLĐTN được triển khai muộn hơn so với các vùng xung quanh Từ năm 1973 công tác tìm kiếm bắt đầu bằng khảo sát 1.790 km tuyến địa vật lý của Mandrel với mạng lưới 50km x 50km; năm 1980 tàu địa vật lý Liên Xô (cũ) đã khảo sát 1.780 km tuyến địa chấn khu vực với mạng lưới 65 km X 65 km Năm 1988 tàu địa vật lý “Gubkin” đã khảo sát 4.000 km tuyến địa chấn, từ và trọng lực thành tàu với mạng lưới 20km X 30km và 30km X 40km trên diện tích 58.000 km 2 Từ năm 1990, nhà thầu FINA đã tiến hành khảo sát 11.076 km tuyến địa chấn (VF-90) trên phần lớn diện tích thuộc TLĐTN (gồm 8 lô 46, 47, 48, 50, 51, 53, 54, 55) nhằm đánh giá tổng quan triển vọng dầu khí của vùng này để lựa chọn các lô ký hợp đồng PSC Trên cơ sở đó, năm 1991 PETROFINA đã ký hợp đồng chia sản phẩm (PSC) với PETROVIETNAM ở các lô 46, 50, 51 FINA đã khảo sát bổ sung 4.000 km tuyến địa chấn 2D (VF92) và 466 km2 địa chấn 3D Sau đó PETROFINA đã tìm kiếm thăm dò trên các lô nói trên, trong đó có nhiều giếng phát hiện dầu khí Công ty Unocal (Mỹ) đã ký hợp đồng PSC với Tổng công ty Dầu Khí Việt Nam ở các lô B (1996) và lô 48/95 (1998) Unocal đã khảo sát 4.663 km tuyến địa chấn 2D với mạng lưới chi tiết 0 5 km X 0 5 km và 1.264 km 2 địa chấn 3D
Năm 1997 công ty này đã tiến hành khoan thăm dò 2 giếng B-KQ-1X và B-KL-1X, trong đó giếng B- KL-1X đã phát hiện khí công nghiệp và đã chuyển sang giai đoạn thẩm lượng cho lô này Năm 1999, Unocal đã ký hợp đồng PSC lô 52/97 và đã tiến hành khảo sát 1.813 km 2 địa chấn 3D Năm 2000, Unocal đã khoan thăm dò phát hiện khí ở cấu tạo Ác Quỷ, Cá Voi và năm 2004 phát hiện khí ở cấu tạo Vàng Đen.
ĐẶC ĐIỂM KIẾN TẠO
Cấu trúc địa chất bể MLTC có đặc điểm chung của các bể trầm tích Việt Nam là có hai tầng chính: trước Đệ Tam và Đệ Tam Tầng cấu trúc trước Đệ Tam được thành tạo bởi nhiều pha khác nhau trong thời kỳ trước Rift bị uốn nếp và phân dị mạnh bởi các hệ thống đứt gãy với các hướng khác nhau, có thành phần thạch học không đồng nhất và có tuổi khác nhau ở các bể trầm tích Tầng này bao gồm toàn bộ phức hệ móng cố kết, biến tính carbonate, đá phun trào, xâm nhập có tuổi Paleozoi, Mesozoi Phức hệ này lộ ra và quan sát thấy ở các đảo và vùng ven rìa Tây Nam Bộ Trong các giếng khoan do công ty Fina (lô 46, 50, 51) và Unocal (lô B, 48/95, 52) thực hiện mới chỉ gặp đá móng trước Đệ Tam tại một số khu vực ở các đới nâng cao thuộc rìa B - ĐB của bể Đá móng gặp tại đây chủ yếu là các đá biến chất ở mức độ thấp thuộc tướng đá biến chất như phiến lục, đá phylite, phiến sericite xen kẽ cát bột kết dạng quartzite (46-CN-1X, 46-KL IX, B-KQ 1X) có thể thuộc loạt Khorat tuổi Mesozoi Đá vôi tuổi từ Carbon muộn đến Jura đã được phát hiện trong giếng khoan Bunga Raya (lô PM-3) Tuy nhiên, nghiên cứu địa chất khu vực Hà Tiên và các đảo trong vùng cho phép dự đoán tuổi của đá vôi và lục nguyên là Paleozoi và Mesozoi Ở bể MLTC đá móng chủ yếu là các đá lục nguyên biến chất ở mức độ thấp, đá vôi tuổi từ Carbon muộn đến Jura, tầng móng trước Đệ Tam được đánh dấu bằng tập địa chấn SHB và nhận biết được bởi các đặc trưng trường sóng địa chấn yếu hoặc không có phản xạ, hỗn độn không phân dị hoặc phân dị kém
Tầng cấu trúc Đệ Tam là tầng trầm tích Paleogene - Neogene - Q, phủ trực tiếp lên tầng móng tuổi trước Đệ Tam, hình thành và phát triển cùng quá trình thành tạo bể Đệ Tam từ Oligocene đến hiện đại Trầm tích Đệ Tam trong bể Ma Lai – Thổ Chu chủ yếu là lục nguyên có nơi dày 9 - 14 km Trong đó phần TLĐTN có chiều dày trầm tích Đệ Tam lớn nhất khoảng 4.000m Trầm tích Oligocene gồm chủ yếu là sét kết xen kẽ với những lớp mỏng bột kết, cát kết và các lớp than, đôi chỗ có các lớp đá carbonate màu trắng, cứng chắc Trầm tích Miocene bao gồm chủ yếu là sét kết xám xanh, xám sáng xen kẽ các lớp cát kết hạt mịn xen kẽ ít than Trầm tích Pliocene phân bố rộng khắp trong bể và có chiều dày tương đối ổn định, phủ bất chỉnh hợp theo kiểu kề áp, tựa đáy, cắt cụt trên trầm tích Miocene, có thành phần thạch học gồm sét, bột xám, xám xanh mềm dẻo xen các lớp cát bở rời, chủ yếu hạt nhỏ, đôi chỗ hạt trung, thô Dựa vào đặc điểm cấu trúc và lịch sử phát triển của các phức hệ địa chất, tầng cấu trúc này có thể phân chia ra các phụ tầng cấu trúc:
Oligocene, Miocene và Pliocene - Đệ Tứ
1.2.2 Các yếu tố cấu trúc và kiến tạo
1.2.2.1 Các đơn vị cấu trúc
Cùng với các bể trầm tích chính ở Vịnh Thái Lan như thềm Khơme và trũng Pattani (Petroconsultant 1988), bể MLTC được hình thành do quá trình tách giãn kéo tách dưới ảnh hưởng của đứt gãy Ba Chùa Hệ thống đứt gãy của bể ở phía Bắc chủ yếu có hướng kinh tuyến, còn phía Nam chủ yếu là hướng TB - ĐN với các cấu trúc chính: đơn nghiêng ĐB, đơn nghiêng TN, địa hào ĐB, địa luỹ Trung tâm và địa hào Trung tâm
TLĐTN là nơi gặp nhau của trũng Pattani có hướng cấu trúc Bắc -Nam và bể MLTC có hướng TB - ĐN Vì thế, đặc điểm cấu trúc địa chất và tiềm năng dầu khí ở đây bị chi phối và khống chế bởi sự hình thành và phát triển của các bể trên
Rìa Đông Bắc bể MLTC có thể được chia thành các đơn vị cấu trúc sau: Đơn nghiêng bình ổn Tây Bắc bao gồm diện tích các lô A, phần phía Đông lô 50 Đơn nghiêng bình ổn được giới hạn bởi hàng loạt các đứt gãy thuận theo dạng bậc thang có hướng BTB - NĐN Ở đây các nếp uốn được hình thành do các hoạt động xoắn liên quan đến chuyển động bề mặt đứt gãy căng giãn chính Ở khu vực này, đặc biệt là lô A, tồn tại các khối nâng cổ Đó là hệ quả của quá trình san bằng và bào mòn với mức độ khác nhau, có tính cục bộ các trầm tích và móng kết tinh trước Đệ Tam
Hình 1.2: Các yếu tố cấu trúc móng Đệ Tam bể Ma Lai-Thổ Chu (Theo tài liệu của Fina Exp.Minh Hải, 1992; Phùng Sĩ Tài, 2001) Đơn nghiêng phân dị Đông Bắc là dải kéo dài từ lô 51 đến lô 46, giáp với vùng chồng lấn giữa Việt Nam - Thái Lan - Malaysia và Việt Nam - Malaysia; ở đây đơn nghiêng phân dị Đông Bắc được thay thế bới các rift và đơn nghiêng cách biệt Các đứt gãy hướng TB - ĐN có liên quan đến pha tách giãn chính Oligocene của bể và các đứt gãy hướng Đ - T có liên quan đến các hoạt động yếu dần của móng trong thời kỳ nén ép vào cuối Creta muộn
Những đứt gãy này được tái hoạt động trong thời kỳ căng giãn nội lực và tách giãn Oligocene Đới phân dị địa hào - địa luỹ BTB - NĐN: Tại đây địa lũy hướng BTB - NĐN được kẹp giữa hai địa hào với chiều dày trầm tích Cainozoic đạt từ 6 đến 7 km Phần phía Tây, khối nâng móng tiếp giáp với địa hào phía Tây Khối nâng này được hình thành do quá trình bóc mòn, phân dị các thành tạo trước Đệ Tam có góc cắm lớn Bể MLTC tiếp tục phát triển ở phần phía Tây Nam, do móng sụt bậc về phía Tây Nam
Hình 1.3: Bình đồ cấu tạo Móng Đệ Tam và đẳng sâu nóc Oligocene và Miocene
(Theo tài liệu của Fina Exp.Minh Hải, 1992; Phùng Sĩ Tài, 2001)
Tất cả các đơn vị cấu trúc trình bày ở trên cũng được thể hiện rõ nét trên bình đồ cấu tạo các tầng Móng Đệ Tam, Oligocene và Miocene
Hệ thống đứt gãy của bể MLTC hình thành và chịu sự chi phối của các hệ thống đứt gãy trượt bằng khu vực chính có hướng Tây Bắc - Đông Nam là:
Hệ thống đứt gãy Hinge
Hệ thống đứt gãy Ba Chùa
Các đới phá huỷ chính hướng Bắc - Nam được xác định bởi các hệ đứt gãy:
Hệ thống đứt gãy Bergading-Kapal
Hệ thống đứt gãy Dulang
Hệ thống đứt gãy Laba-Mesah
Về phía rìa Bắc của bể, hệ thống đứt gãy Dulang và Laba-Mesah chuyển sang hướng Tây Bắc - Đông Nam và tạo nên một loạt các trũng hẹp kiểu kéo tách dạng bậc thang Ở khu vực TLĐTN hệ thống đứt gãy chủ yếu là đứt gãy thuận có phương B - N, TB - ĐN
Ngoài ra còn có một số đứt gãy theo phương á vĩ tuyến Chính các hệ thống đứt gãy này đã tạo nên kiểu cấu trúc sụt bậc nghiêng về phía trung tâm bể và hình thành các địa hào và bán địa hào xen kẽ nhau
Hình 1.4: Các hệ thống đứt gãy chính của bể MLTC (Theo tài liệu của Fina Exp.Minh Hải, 1992; Phùng Sĩ Tài, 2001)
Các đứt gãy phương B - N là đứt gãy thuận, xuyên cắt từ móng với biên độ dịch chuyển từ vài chục mét đến hàng nghìn mét Chúng hoạt động và phát triển đến cuối thời kỳ Miocene, thậm chí có đứt gãy hoạt động đến tận Pliocene Hoạt động của hệ thống đứt gãy Bắc - Nam làm cho đơn nghiêng có sự sụt bậc về phía Tây và hình thành một loạt nếp lồi, lõm xen kẽ nhau theo phương đứt gãy
Các đứt gãy có phương á vĩ tuyến và á kinh tuyến được phát hiện chủ yếu ở các lô 45, 46, 51 Các đứt gãy trên diện tích các lô 45-51 hoạt động mạnh mẽ từ móng cho đến hết thời kỳ Miocene, một số thậm chí phát triển đến tận Pliocene.
ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT
Lịch sử địa chất Đệ Tam bể MLTC nằm trong tiến trình phát triển địa chất chung của các bể trầm tích khu vực Đông Nam Á và Việt Nam, có thể chia thành các giai đoạn chính:
Giai đoạn tạo rift Eocene (?) - Oligocene
Hoạt động kiến tạo chủ yếu tác động mạnh mẽ đến khu vực nghiên cứu là quá trình tách giãn nội lục (Intra-Cratonic rifting [21]) hay còn gọi là giai đoạn đồng tạo rift tạo nên các bồn trầm tích Đệ Tam chủ yếu ở bể MLTC và trũng Pattani Quá trình tách giãn Eocene (?) - Oligocene xảy ra dọc theo đới cấu trúc Trias cổ, dẫn đến việc hình thành hàng loạt các đứt gãy thuận có hướng B - N ở phần Bắc vịnh Thái Lan và đứt gãy có hướng TB - ĐN ở bể MLTC Ban đầu, quá trình trầm tích bị ngăn cách bởi các bán graben (semi-graben), sau đó trầm tích là các thành tạo lục nguyên có tướng lục địa - đầm hồ, tam giác châu và biển ven bờ lấp đầy các bể phụ mở rộng, bao gồm chủ yếu là cát sét, các tập bồi tích (fluvio- lacustrine), trầm tích dòng xoáy (braided streams), trầm tích cổ nhất là Oligocene Do các đứt gãy phát triển từ móng trước Cainozoic, nên các thành tạo Oligocene thường bị phân dị, chia cắt mặt địa hình cổ thành các đới nâng hạ không đều của móng trước Cainozoic tạo ra một hình thái kiến trúc hết sức phức tạp Vào cuối Oligocene do chuyển động nâng lên, quá trình trầm tích bị gián đoạn và bóc mòn Sự kiện này được đánh dấu bởi bất chỉnh hợp cuối Oligocene đầu Miocene sớm
Hình 1.5: Sơ đồ lịch sử phát triển địa chất bể Ma Lai - Thổ Chu (Theo tài liệu của Fina Exp Minh Hải, 1992; Phùng Sĩ Tài, 2001)
Giai đoạn sau tạo rift Miocene - Đệ Tứ
Miocene sớm bắt đầu bằng pha lún chìm, oằn võng - biển tiến, đây chính là giai đoạn đặc trưng cho pha chuyển tiếp từ đồng tạo rift đến sau tạo rift [21, 22]
Vào Miocene giữa tiếp tục thời kỳ lún chìm của bể mà nguyên nhân chủ yếu là do co rút nhiệt của thạch quyển Hoạt động giao thoa kiến tạo do sự thay đổi hướng hút chìm của mảng Ấn Độ theo hướng ĐB và chuyển động của mảng Úc lên phía Bắc vào cuối Miocene giữa - đầu Miocene muộn có thể là nguyên nhân của chuyển động nâng lên và dẫn tới việc hình thành bất chỉnh hợp Miocene giữa Trên cơ sở kết quả định tuổi của tập basalt liên quan tới bất chỉnh hợp chính ở bể Phisanulok, tuổi của bất chỉnh hợp trên là 10.4 triệu/năm (Legendre và nnk, 1988)
Thời kỳ từ cuối Miocene muộn đến hiện tại là pha cuối cùng của tiến trình phát triển bể, đó là sự tiếp tục của giai đoạn sau tạo rift
Vào Pliocene - Đệ Tứ, quá trình sụt lún chậm dần và ổn định, biển tiến rộng khắp, mạnh mẽ, còn các địa hào và các phụ bể lân cận trong cùng vịnh Thái Lan được liên thông với nhau Lớp phủ trầm tích hầu như nằm ngang, không bị tác động lớn bởi các hoạt động đứt gãy hay nếp uốn và tạo nên hình thái cấu trúc hiện tại của khu vực này [4]
Các đơn vị địa chấn địa tầng ở bể MLTC được phân chia dựa vào các tài liệu nghiên cứu địa chất khu vực của tập đoàn khai thác Esso tại Ma Lai và các thông tin thu thập được từ hai khu vực Đông Bắc và Đông Nam của bể, các tầng địa chấn được chia và ký hiệu bằng ký tự A, B, D, E, F, H, I, J, K, L, M và Móng
Các mẫu thu thập từ các giếng khoan trong khu vực được gửi tới phòng thí nghiệm của VPI để xác định tuổi và môi trường lắng đọng Kết quả về tuổi của các tập được thống kê như sau:
Tập K, L, M : Oligocene- Miocene sớm Tập I, J, K : Miocene sớm;
Tập A, B và D : Từ đầu Miocene muộn tới Pliocene và Đệ Tứ; Địa tầng trầm tích Đệ Tam đã được nhiều tác giả /cơ quan nghiên cứu (Fina 1992-1999, Đồ Bạt, Phan Huy Quynh và nnk 1992-2001 .) Song công trình nghiên cứu gần đây của Viện Dầu Khí Việt Nam đã tổng hợp có hệ thống Địa tầng Đệ Tam của khu vực này
Oligocene Hệ tầng Kim Long (E 3 kl)
Hệ tầng Kim Long phủ bất chỉnh hợp lên móng Trước Đệ Tam có tuổi và thành phần khác nhau, các trầm tích của hệ tầng này thường phân bố chủ yếu trong các địa hào và sườn của các cấu tạo và được phân cách bởi các đứt gãy có hướng ĐB - TN và BN với chiều dày thay đổi từ 500 - 1.000 m
Mặt cắt của hệ tầng gồm chủ yếu là sét kết xen kẽ với những lớp mỏng bột kết, cát kết và các lớp than, đôi chỗ có các lớp đá carbonate màu trắng, rắn chắc dạng vi hạt Tại một số khu vực nâng cao (Lô 51, 46) trong phần dưới của lát cắt, tỷ lệ cát kết với kích thước hạt tăng nhiều so với các khu vực khác Phần lớn trầm tích của hệ tầng được thành tạo trong điều kiện môi trường đồng bằng châu thổ đến hồ đầm lầy và ở phần trên của mặt cắt có chịu ảnh hưởng của các yếu tố biển Sét kết màu xám, xám lục, xám đen, xám nâu hoặc nâu tối gắn kết trung bình đến tốt, phân lớp dày đến dạng khối, nhiều nơi có chứa vôi, pyrite, vật chất hữu cơ chứa than hoặc xen kẽ các lớp than màu đen đến nâu đen Thành phần khoáng vật sét chủ yếu là kaolinite và hydromica cùng một lượng nhỏ clorite Tập đá sét giàu vật chất hữu cơ có chứa than được xem như là tầng sinh dầu và đôi chỗ nó cũng đóng vai trò là các tầng chắn mang tính chất địa phương Cát kết chủ yếu hạt nhỏ đến trung bình, đôi khi hạt thô hoặc sạn kết màu xám nhạt đến xám nâu Hạt vụn bán góc cạnh đến bán tròn cạnh, độ lựa chọn mài tròn của hạt vụn thay đổi từ kém đến trung bình tốt hoặc tốt, gắn kết bởi xi măng giàu carbonate (gồm cả dolomit và calcite), sét và thạch anh Xi măng thạch anh khá phát triển trong các đá cát kết ở độ sâu > 3.300 m Cát kết có thành phần chính là thạch anh (trong một số giếng khoan ở lô B, 48/95 và 1ô 52) Ở phần dưới của hệ tầng xuất hiện các lớp cát kết thạch anh tương đối sạch và đơn khoáng với tỷ lệ thạch anh đôi khi vượt quá 80%, feldspar và mảnh đá (nhiều mảnh đá phun trào, biến chất và carbonate) Phân loại đá cát kết chủ yếu thuộc loại litharenic và litharenite feldspar, ít lithic arkos hoặc sub-litharenite Đá bị biến đổi thứ sinh từ giai đoạn catagenisis sớm (cho các đá nằm ở độ sâu 470 Sinh khí hay phá hủy
Hình 2.1: Sơ đồ chu trình nhiệt phân tiêu chuẩn Rock Eval
Sau khi xác định được lượng S1, S2, S3 từ chu trình nhiệt phân Rock Eval, có thể xác định được chỉ số sản phẩm (Production index - PI) theo công thức 2.4, dựa vào giá trị PI để đánh giá mức độ trưởng thành của vật liệu hữu cơ Và PI còn gọi là hệ số chuyển đổi hydrocarbon cơ bản sang hydrocarbon di cư (Bảng 2.6)
Đánh giá đặc điểm di cư của dầu khí dựa vào chỉ tiêu PI (B.P Tissot, H.H Welte, 1978)
PI Nguồn gốc của hydrocarbon Mức độ trưởng thành của VLHC
0.4 Có dầu di cư Trưởng thành muộn
Trong đó, các thông số chính của nhiệt phân Rock – Eval gồm:
S0: Lượng khí và hydrocarbon lỏng thấp phân tử (50 mg/g đến AT2) Trên cơ sở giảm dần nhiệt độ như vậy thì gradient địa nhiệt tại điểm B được xác định dựa trên khoảng cách X2 (giữa GKA2 và điểm B) và giá trị gradient tại GKA2
Công thức tính gradient địa nhiệt theo nhiệt độ giếng khoan hiện tại:
+ T : giá trị gradient địa nhiệt (ºC/m) + T1, T2 (ºC): giá trị nhiệt độ tương ứng ở độ sâu Z1, Z2 (m)
Với các kết quả đo nhiệt độ từ các mẫu MDT tại hơn 24 giếng khoan trong khu vực bắc bể MLTC và các kết quả từ Vịnh Thái Lan cho thấy rằng Gradient nhiệt độ tại khu vực nghiên cứu dao động rất lớn theo cấu trúc địa chất (4.2-5.4 o C/100m) Các kết quả đo nhiệt độ tại giếng khoan nghiên cứu và biểu đồ xác định gradient địa nhiệt được trình bày trong bảng bên dưới
Với kết quả này ta có thể kết luận rằng có sự chênh lệch nhiệt độ rất lớn (20-40 o C) tại cùng một độ sâu ở các khu vực khác nhau trong bể, với sự chênh lệch này, dòng nhiệt cổ, mức độ trưởng thành của đá mẹ, cũng như nhiều thông số khác theo đó cũng có sự chênh lệch
Bảng 3.1: Gradient địa nhiệt và nhiệt độ thực tế ở giếng khoan 3.2.1.2 Nhiệt độ cổ Đối với các bể trầm tích cổ nền bằng, độ lún chìm chậm, ổn định lâu dài thì có thể áp dụng chế độ nhiệt hiện tại Nhưng với các bể trầm tích trẻ, Cainozoic có tốc độ lắng đọng nhanh, phân bố trên các đới tích cực thì áp dụng chế độ nhiệt cổ mà vật liệu hữu cơ đã trải qua
Nhiệt độ cổ đóng vai trò quan trọng trong quá trình trưởng thành của vật liệu hữu cơ, các cấp nhiệt độ khác nhau thì chỉ tiêu TTI khác nhau Để xác định nhiệt độ cổ, năm 1994, Barker và Pawlewicz đã đưa ra công thức thể hiện mối liên quan giữa nhiệt độ cổ và độ phản xạ Vitrinite:
+ TºC: nhiệt độ cổ + Ro: độ phản xạ Vitrinite Độ Sâu (m) Nhiệt độ C Độ Sâu (m) Nhiệt độ C
Hình 3.2: Sơ đồ xác định giá trị gradient địa nhiệt ở trũng sâu 3.2.1.3 Chỉ số thời nhiệt
Khi không có các số liệu cũng như giếng khoan khu vực khảo sát, sử dụng chỉ tiêu thời nhiệt dự đoán mức độ trưởng thành của vật liệu hữu cơ Nguyên lý của phương pháp này là phản ứng đứt mạch của vật liệu hữu cơ xảy ra để hình thành các hydrocarbon lỏng và khí còn lệ thuộc vào thời gian địa chất và nhiệt độ qua tầng đá mẹ Tác dụng của phương pháp này là có thể tính toán và dự báo các pha sinh dầu, khí condensate và khí khô cho bất kỳ điểm nào của bể trầm tích khi chưa có giếng khoan Tuy nhiên theo kinh nghiệm của nhiều nhà nghiên cứu thì chỉ tiêu này chỉ có hiệu quả đối với các bể trầm tích Paleozoi, Mesozoi và các bể Cainozoic có tốc độ tích lũy trung bình và thấp Đối với các bể trầm tích Cainozoic có tốc độ trầm tích nhanh đặc biệt vào hệ Neogene và Đệ tứ, phương pháp này cho nhiều sai số có khi tới vài trăm mét, thậm chí đến nghìn mét vì tốc độ tích lũy ở đây nhanh, đặc biệt nguồn nhiệt do hoạt động tân kiến tạo gây nên (từ các nguồn dưới sâu đi lên dọc theo các đứt gãy sâu) Sự phân bố đá mẹ và mô hình trưởng thành nhiệt trong khu vực thì vật liệu hữu cơ chưa có đủ thời gian để cảm nhận và chuyển hóa theo chế độ nhiệt mới
Các chỉ tiêu độ phản xạ Vitrinite (%Ro) và chỉ tiêu nhiệt độ Tmax dùng để xác định mức độ trưởng thành của vật liệu hữu cơ thông qua nghiên cứu địa hóa mẫu lõi tại các giếng khoan Nhưng đánh giá mức độ trưởng thành của vật liệu hữu cơ không chỉ tại các giếng khoan mà cần được đánh giá trên cả khu vực Mặt khác, không phải giếng khoan nào cũng đạt được độ sâu nơi có bề dày trầm tích lớn Do đó, để khắc phục trở ngại trên, nhà nghiên cứu I.V Lopatin và D.W Waples đã đưa ra phương pháp xác định độ trưởng thành của vật liệu hữu cơ thông qua mô hình chỉ số thời nhiệt TTI
Mô hình tính TTI theo Lopatin & Waples được xây dựng dựa trên nghiên cứu của Lopatin khi nghiên cứu mức độ biến chất của than Lopatin cho rằng tốc độ phản ứng hóa học tăng theo cấp số nhân khi nhiệt độ càng tăng Theo đó, Lopatin đặt cho ký hiệu r = 2 là hệ số nhiệt độ phản ánh tốc độ phản ứng gấp đôi Nhìn chung, cứ tăng 10ºC thì tốc độ phản ứng hóa học sẽ tăng gấp đôi, để lớp đá mẹ tăng thêm 10ºC cần trải qua thời gian địa chất nhất định AT Tuy nhiên, Lopatin thấy rằng, cường độ chất bốc được sinh ra nhiều nhất ở khoảng 100 - 110ºC, từ khoảng nhiệt độ này trở về trước, cường độ chất bốc tăng chậm, và từ 110ºC trở đi, lượng chất bốc giảm dần Do đó, Lopatin lấy r0 = 1 tại khoảng nhiệt độ 100 - 110ºC, thấp hơn khoảng nhiệt độ này thì r có số mũ âm (rn hay 1/rn), trong khoảng nhiệt độ cao hơn thì r có số mũ dương (rn)
Năm 1980, Waples V.D đã phát triển mô hình tính TTI của Lopatin và xác định các ngưỡng trưởng thành của VLHC: n n n 1
+ r: chỉ số tích lũy +T n : khoảng thời gian địa chất để lớp đá tăng thêm 10ºC
Khoảng nhiệt độ (°C) Chỉ số tích lũy r: Hệ số nhiệt độ về tốc độ phản ứng
Khoảng thời gian tăng 10ºC T n TTI
Bảng 3.2: Bảng 2.2: Bảng tính toán giá trị thời nhiệt TTI
TTI Mức độ trưởng thành của VLHC và các sản phẩm sinh ra
15 Chưa trưởng thành 25 Chớm trưởng thành 75 Cường độ sinh HC rất mạnh 170 Kết thúc quá trình sinh HC lỏng
~1500 Kết thúc quá trình sinh khí Condensate
Bảng 3.3: Đánh giá mức độ trưởng thành của VLHC bằng chỉ số thời nhiệt TTI
(PSG.TSKH Hoàng Đình Tiến, 2007) Ph ụ c h ồ i l ị ch s ử chôn vùi Để xây dựng được mặt cắt lịch sử chôn vùi cần có các tài liệu địa chất, địa vật lý đã được minh giải Dựa vào các bản đồ đẳng dày, đẳng sâu hay tài liệu địa chấn, xây dựng mặt cắt địa chất và tính được bề dày trầm tích của từng lớp Kết hợp bảng thời gian biểu địa chất, và xác định tuổi của các lớp
Cơ sở của phương pháp là việc giải nén từng lớp trầm tích cho toàn bộ bề dày cột trầm tích lấp đầy bể, được thực hiện theo sơ đồ hình II.1 sau:
Hình 3.3: Các bước giải nén và hiệu chỉnh liên tục các tập trầm tích
+ Giải nén lớp 1 (lớp cuối cùng) bằng cách bỏ các lớp trên (lớp 2 và 3), đưa lớp 1 lên vị trí 1a (vị trí khôi phục lịch sử chôn vùi) của bước 1
+ Giải nén lớp 2, bỏ các lớp trên, đưa lớp 2 lên vị trí 2a và nén lớp 1 ở vị trí 1b (bước 2)
+ Giải nén tiếp tục lớp 3, đưa lên vị trí khôi phục 3a trong khi liên tục nén các lớp bên dưới 2a xuống vị trí 2b, 1b đến vị trí 1c (bước 3) và cứ tiến hành như thế đến hết cột trầm tích
Bằng cách đó, thực hiện khôi phục chiều dày của các lớp và toàn bộ cột trầm tích Chiều dày của từng lớp và tổng chiều dày trầm tích tại giếng khoan ở bước cuối cùng phải phù hợp với chiều dày ban đầu trước khi giải nén (chiều dày, độ sâu hiện tại)
Trên mặt cắt lịch sử chôn vùi tại điểm khảo sát: Trục hoành thể hiện tuổi (thời gian) của các lớp trầm tích, trục tung thể hiện độ sâu và địa tầng tại điểm đó
Hình 3.4: Biểu đồ lịch sử chôn vùi của giếng khoan A4 3.2.1.4 Độ dẫn nhiệt Độ dẫn nhiệt là một đại lượng vật lý đặc trưng cho khả năng dẫn nhiệt của vật liệu
Trong phương trình của định luật Fourier (phương trình mô tả hiện tượng dẫn nhiệt trong vật liệu), độ dẫn nhiệt xuất hiện dưới dạng một hệ số đặc trưng cho vật liệu Độ dẫn nhiệt được xác định bằng nhiệt lượng truyền qua một đơn vị diện tích vật liệu trong một đơn vị thời gian, dưới gradient của nhiệt độ Thứ nguyên của độ dẫn nhiệt là [năng lượng].[diện tớch]^-1.[thời gian]^-1.[nhiệt độ]^-1.[chiều dài] [W / (m ã K)]
SO SÁNH VÀ NHẬN XÉT
So sánh kết quả dòng nhiệt từ mô hình và phương pháp tính toán có thể nhận thấy sự chênh lệch tương đối lớn giữa hai kết quả Cụ thể hơn, kết quả dòng nhiệt từ mô hình McKenzie thấp hơn từ 20-25mW/m 2 so với kết quả từ tính toán
Bên cạnh sự chênh lệch về giá trị, dòng nhiệt theo mô hình đặc trưng cho cả khu vực nghiên cứu, do đó sẽ không tránh khỏi những yếu tố rủi ro ở các khu vực cấu trúc khác nhau
Trong khi đó, tính toán dòng nhiệt bằng phương pháp Beardmore cho kết quả với giá trị chênh lệch giữa các khu vực có cấu trúc khác nhau từ 15-25mW/m 2 Qua đó phản ánh được phần nào tầm ảnh hưởng của dòng nhiệt theo từng khu vực
Hình 3.8: Giá trị dòng nhiệt cổ theo hai phương pháp ở 2 giếng A4 và K1
MÔ HÌNH TRƯỞNG THÀNH CỦA ĐÁ MẸ
MÔ HÌNH 1D
Mô hình hệ thống dầu khí bao gồm các thông tin về địa chấn, địa vật lý và địa chất để mô phỏng về sự phát triển của bồn trầm tích PetroMod cho phép dự báo sự có mặt của hydrocarbon ở các tầng chứa như thế nào bao gồm đá mẹ sinh hydrocarbon, thời gian sinh, đường di cư, số lượng và loại hydrocarbon được sinh ra ở điều kiện dưới mặt đất hay trong điều kiện bề mặt
PetroMod được sử dụng như một công cụ để xây dựng mô hình bồn trũng và mô hình di cư, trong đó mô hình trưởng thành 1D, 2D, 3D chính là mô hình bồn trũng (basin modeling), mô hình di cư 2D, 3D chính là mô hình hệ thống dầu khí (petroleum system modeling) Tuy nhiên, tùy vào mức độ tài liệu đầu vào mà các nhà địa chất dầu khí có thể khai thác kết quả mô hình theo những khía cạnh khác nhau một cách hợp lý
Hình 4.1: Giao diện phần mềm PetroMod
Mô hình 1D có thể sử dụng như một công cụ xử lý riêng lẻ hay là một bộ phận của mô hình 2D và 3D, hiệu chỉnh tham số điều kiện biên ở một giếng khoan xác định để đánh giá mức độ trưởng 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 vị trí xác định Tham số đầu vào như chiều 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 sẽ được lấy theo tài liệu giếng khoan và các tài liệu khác
Những tham số về điều kiện biên (boundary condition) như độ sâu mực nước cổ, nhiệt độ bề mặt trầm tích cổ sẽ được ước lượng theo tài liệu địa chất khu vực, lịch sử phát triển địa chất vùng nghiên cứu và tài liệu về môi trường trầm tích, số liệu địa nhiệt tại giếng khoan Độ sâu mực nước vào thời kỳ hình thành các tập trầm tích cũng là dữ liệu tham khảo rất tốt cho việc xác định nhiệt độ bề mặt cổ Dòng nhiệt cổ sẽ được mô phỏng bằng mô hình McKenzie Giá trị dòng nhiệt từ Pliocene đến hiện tại được đưa ra trên cơ sở nhiệt độ thực tại giếng khoan, chế độ hoạt động magma Các tham số điều kiện biên sẽ được điều chỉnh trong quá trình khảo sát mô hình Số liệu về nhiệt độ hiện tại và độ trưởng thành của vật liệu hữu cơ tại giếng khoan được dùng để kiểm tra kết quả mô hình
Hình 4.3: Tiến trình thực hiện mô hình 1D 4.1.1.1 Các yếu tố ảnh hưởng đến quá trình sinh dầu khí trên mô hình 1D
Sự ảnh hưởng của dòng nhiệt (Heat Flow – HF) đến mức độ trưởng thành nhiệt của đá mẹ rất mạnh mẽ Nếu nguồn nhiệt quá cao sẽ đốt cháy các vật liệu hữu cơ, sinh ra chủ yếu khí khô hoặc than, điều này cản trở quá trình sinh hydrocarbon Việc xác định giá trị của dòng nhiệt cổ rất phức tạp vì cần nắm vững lịch sử phát triển kiến tạo của vùng Ở những trũng sâu, dòng nhiệt thường có giá trị thấp hơn so với các đới nâng Khi có các hoạt động kiến tạo thì dòng nhiệt sẽ tăng cao so với những giai đoạn hoạt động kiến tạo ngưng nghỉ
- Mực nước biển cổ (Paleo Water Depth – PWD) thay đổi theo các giai đoạn hoạt động kiến tạo xảy ra;
- Nhiệt độ bề mặt trầm tích ở từng thời kỳ (Sediment – water interface temperature – SWIT) được nội suy trong phần mềm;
- Số lượng và chất lượng vật chất hữu cơ trong đá mẹ: được xác định từ mẫu đá:
- Tổng hàm lượng carbon hữu cơ – (Total Organic Carbon – TOC%); Độ phản xạ Vitrinite – (Vitrinite Reflectance – Ro%);
- Chỉ số Hydro – (Hydrogen Index – HI)
Các sự kiện địa chất chính ở bồn trũng MLTC và lịch sử chôn vùi trầm tích (chiều dày trầm tích lắng đọng, chiều dày bóc mòn), đặc điểm tướng đá được sử dụng theo cột địa tầng tổng hợp của khu vực bồn trũng MLTC
STT Tên các tập địa tầng Các giai đoạn
Thời gian (triệu năm trước) Bắt đầu Kết thúc
9 Móng Móng trước Đệ Tam 40.00 35.00
Bảng 4.1: Các sự kiện địa chất chính ở bồn trũng MLTC
Bảng 4.2: Dữ liệu địa chất tại giếng khoan A4 Bể Bắc MLTC
Bảng 4.3: Dữ liệu địa chất tại giếng khoan K1 bể Bắc MLTC (*): k_SHALE: là tập sét tuổi Oligocene/Miocene sớm gồm tập (K, L, and M) 4.1.2.2 Dữ liệu địa hóa
Theo tài liệu nghiên cứu trước và kết quả phân tích địa hóa các mẫu đá tại giếng khoan A4 và K1 khu vực Bắc Bể MLTC có 2 tầng đá mẹ chính: tập sét than Miocene giữa (N1 2 ) và tập sét đầm hồ Oligocene/Miocene sớm (E3-N1 1) Chất lượng đá mẹ là một trong những tham số quan trọng trong xây dựng mô hình địa hóa đá mẹ, là một trong những yếu tố quyết định khối lượng và chất lượng sản phẩm trong vùng nghiên cứu Tiềm năng sinh hydrocarbon của đá mẹ phụ thuộc hàm lượng và chất lượng vật chất hữu cơ trong chúng Trong luận văn này, tác giả sử dụng bảng phân loại kerogen của Pepper & Corvi, 1995 làm cơ sở dữ liệu đầu vào đặc tính đá mẹ
Theo đó, kerogen trong trầm tích nói chung được chia thành các nhóm tùy theo nguồn gốc vật chất hữu cơ Hệ thống dầu khí, tổng hàm lượng carbon hữu cơ, chỉ số hydro trung bình của giếng A4 và K1 bắc bể MLTC cũng được xác định
Loại kerogen Môi trường lắng đọng Loại dầu
II Biển (Trầm tích lục nguyên) B
III’H’ Châu thổ, đầm lầy, chuyển tiếp D, E
III-IV Châu thổ, đầm lầy, chuyển tiếp tính khử kém D, E, F
Bảng 4.4: Phân loại kerogen theo Tissot in Waples, 1992
Bảng 4.5: Dữ liệu địa hóa tại giếng khoan A4 bắc bể MLTC (VPI)
Bảng 4.6: Dữ liệu địa hóa tại giếng khoan K1 Bắc bể MLTC
Như đã đề cập trước đó, các thông số mực nước biển cổ (Paleo water depth – PWD), nhiệt độ bề mặt trầm tích (Sediment water interface temperature – SWIT), dòng nhiệt (Heat Flow – HF) là điều kiện biên của mô hình 1D Những giá trị này ảnh hưởng rất nhiều đến kết quả sinh dầu trên mô hình
Giá trị nhiệt độ bề mặt trầm tích (SWIT): hay nhiệt độ cổ tại ranh giới giữa lớp nước và lớp trầm tích thì phụ thuộc vào nhiệt độ không khí bề mặt (air surface temperature) Trong khi đó ở những vĩ độ khác nhau, nhiệt độ không khí bề mặt cũng thay đổi Năm 1989, nhà nghiên cứu Wygrala đã xác định sự thay đổi nhiệt độ không khí bề mặt trung bình ở những vĩ độ khác nhau và đưa ra mô hình nội suy giá trị nhiệt độ bề mặt trầm tích Trong khu vực nghiên cứu, bồn trũng MLTC nằm ở vĩ độ 8’00 – 9045’ vĩ Bắc, do đó sau khi chọn vị trí khu vực nghiên cứu thì giá trị SWIT sẽ được nội suy trong phần mềm
Dầu Khí TOC (%) Kenetic HI
F 1567 2011 444 COALsilty Source Rock 28.38 Tissot_in_Waples(1992)_TIII_Crack 279.28
H 2011 2425 414 COALsilty Source Rock 2.55 Tissot_in_Waples(1992)_TIII_Crack 258.29
J 3110 3700 590 SANDsilty Reservoir Rock 1.64 238.33 k_SHALE 3700 4500 800 SHALE&SAND Source Rock 1.5 Tissot_in_Waples(1992)_TIII_Crack 301
Dầu Khí TOC (%) Kenetic HI
F 1380 1776 396 COALsilty Source Rock 13.4 Tissot_in_Waples(1992)_TIII_Crack 279.28
H 1776 2100 324 COALsilty Source Rock 6.92 Tissot_in_Waples(1992)_TIII_Crack 258.29
K_SHALE 2722 3000 278 SHALE&SAND Source Rock 0.54 Tissot_in_Waples(1992)_TIII_Crack 301
Basement 3000 3200 200 BASEMENT none 0.78 384 Độ sâu mực nước vào thời kỳ hình thành các tập trầm tích cũng là dữ liệu tham khảo rất tốt cho việc xác định nhiệt độ bề mặt cổ Trong quá trình xây dựng mô hình, người sử dụng có thể điều chỉnh nhiệt độ bề mặt cổ theo môi trường trầm tích hoặc các giai đoạn nâng lên/ bào mòn trầm tích và độ sâu mực nước cổ Khu vực bể Bắc MLTC độ sâu nước