Luận văn thạc sĩ Kỹ thuật dầu khí: Nghiên cứu địa hóa tầng sinh cấu tạo"DH" và khu vực lân cận bồn trũng Nam Côn Sơn

Nơi sinh: TP Huế Ngày, tháng, năm sinh: 12/08/1980 Chuyên ngành: Kỹ thuật Dầu khí Mã số : 60520604 ✓ Tổng hợp, phân tích tài liệu Địa chất và Địa hóa các giếng khoan khu vực cấu tạo "DH"

TỔNG QUAN VỀ BỒN TRŨNG NAM CÔN SƠN

Đặc điểm địa tầng trầm tích

Luận văn bao gồm 3 chương, 48 hình và 17 bảng số liệu với nội dung được diễn giải trong tổng số 64 trang Tóm tắt nội dung của từng chương được diễn giải như sau:

Chương 1: Tổng quan về bồn trũng Nam Côn Sơn

Nội dung của chương này giới thiệu đặc điểm tự nhiên, tổng quan về tình hình nghiên cứu tìm kiếm thăm dò dầu khí, đặc điểm địa tầng trầm tích, lịch sử phát triển địa chất, đặc điểm đá mẹ bể Nam Côn Sơn

Chương 2: Hệ phương pháp nghiên cứu

Chương này trình bày các phương pháp phân tích và nghiên cứa địa hóa ứng dụng trong nghiên cứu địa hóa các tầng sinh dầu khí: Phương pháp tổng carbon hữu cơ, phương pháp nhiệt phân Rock-Eval, phương pháp đo phản xạ vitrinite, phương pháp xác định giải phân bố C15+ bằng sắc ký khí, phương pháp sắc ký khí ghép khối phổ, phương pháp xây dựng mô hình địa hóa 1D, 2D

Chương 3: Đánh giá tầng sinh dầu khí cấu tạo “DH” bể Nam Côn Sơn

Chương này trình bày cụ thể các vấn đề sau: Đặc điểm đá mẹ bao gồm đặc điểm địa hóa đá mẹ của các tầng trầm tích (Oligocen, Miocen dưới, Miocen giữa, Miocen trên), đặc điểm phân bố dầu, mối tương quan dầu và đá mẹ

Quá trình sinh dầu khí của đá mẹ theo mô hình Petromod

Triển vọng dầu khí cấu tạo “DH”

Kết luận và kiến nghị

Phần này tóm tắt các đặc trưng địa hóa của các tầng đá mẹ sinh dầu khí, so sánh mức độ phong phú vật liệu hữu cơ của đá mẹ phân bố ở các vùng của cấu tạo dự báo tiềm năng

HC và lượng HC di cư, dự báo khu vực cung cấp sản phẩm dầu khí cho khu vực nghiên cứu và những kiến nghị cho việc nghiên cứu tiếp theo

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ BỒN TRŨNG NAM CÔN SƠN 3

1.2 Tổng quan tình hình nghiên cứu tìm kiếm thăm dò dầu khí 4

1.3 Đặc điểm địa tầng trầm tích 4

1.4 Đặc điểm cấu trúc kiến tạo 9

1.5 Lịch sử phát triển địa chất bể Nam Côn Sơn 12

CHƯƠNG 2 HỆ PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU 16

2.1 Phương pháp tổng carbon hữu cơ 16

2.2 Phương pháp nhiệt phân Rock-Eval 16

2.3 Phương pháp đo phản xạ vitrinite 18

2.5 Phương pháp sắc ký khí ghép khối phổ 21

2.6 Phương pháp xây dựng mô hình địa hóa 1D, 2D 21

CHƯƠNG 3 ĐÁNH GIÁ TẦNG SINH DẦU KHÍ CẤU TẠO “DH” BỂ NAM CÔN SƠN 25

3.2 Đặc điểm phân bố dầu: 45

3.3 Mối tương quan dầu và đá mẹ: 45

3.4 Quá trình sinh dầu khí của đá mẹ theo mô hình Petromod: 50

3.5 Triển vọng dầu khí cấu tạo “DH” bể Nam Côn Sơn: 62

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 64

Hình 1.1 Sơ đồ vị trí các phát hiện dầu khí bể Nam Côn Sơn 3

Hình 1.2 Cột địa tầng tổng hợp bể Nam Côn Sơn 8

Hình 1.3 Sơ đồ cấu trúc bể Nam Côn Sơn 10

Hình 2.1 Hệ thống phân tích nhiệt phân Rock-Eval VI 16

Hình 2.2 Các thông số nhiệt phân Rock-Eval 17

Hình 2.3 Xác định vitrinite trên mẫu đá 19

Hình 2.4 Sơ đồ hệ thống sắc ký khí 20

Hình 2.5 Sơ đồ hệ thống sắc ký khí khối phổ 21

Hình 2.6 Giao diện phần mềm Petromod 22

Hình 2.7 Ứng dụng của phần mềm Petromod trong các giai đoạn tìm kiếm thăm dò dầu khí 22

Hình 3.1 Bản đồ vị trí các giếng khoan cấu tạo “DH” 25

Biểu đồ biểu diễn các thông số TOC, nhiệt phân Rock- Eval của các mẫu đá (sét kết) theo độ sâu các giếng khoan cấu tạo “DH”

Hình 3.3 Biểu đồ phân loại vật chất hữu cơ của các mẫu đá (sét kết) các giếng khoan cấu tạo “DH” 28

Hình 3.4 Biểu đồ phân loại tiềm năng sinh của các mẫu đá (sét kết) các giếng khoan cấu tạo “DH” 29

Hình 3.5 Bản đồ phân bố giá trị TOC đá mẹ Oligocen các giếng khoan cấu tạo “DH” 30

Hình 3.6 Bản đồ phân bố giá trị S2 đá mẹ Oligocen các giếng khoan cấu tạo “DH” 30

Hình 3.7 Bản đồ phân bố giá trị (S1+S2) đá mẹ Oligocen các giếng khoan cấu tạo “DH” 31

Hình 3.10b các giếng khoan cấu tạo “DH” 35

Hình 3.11 Sắc ký khối phổ hydrocarbon no (m/z 191) mẫu chất chiết

Oligocen giếng khoan phía nam cấu tạo “DH” 36

Hình 3.13 Biểu đồ trưởng thành của các mẫu đá các giếng khoan cấu tạo “DH” 37-38

Hình 3.14 Bản đồ phân bố giá trị TOC đá mẹ Miocen dưới các giếng khoan cấu tạo “DH” 39

Hình 3.15 Bản đồ phân bố giá trị S2 đá mẹ Miocen dưới các giếng khoan cấu tạo “DH” 40

Hình 3.16 Bản đồ phân bố giá trị (S1+S2) đá mẹ Miocen dưới các giếng khoan cấu tạo “DH” 40

Miocen dưới giếng khoan phía nam cấu tạo “DH” 41

Hình 3.19 Bản đồ phân bố giá trị TOC đá mẹ Miocen giữa các giếng khoan cấu tạo “DH” 43

Hình 3.20 Bản đồ phân bố giá trị S2 đá mẹ Miocen giữa các giếng khoan cấu tạo “DH” 43

Hình 3.21 Bản đồ phân bố giá trị (S1+S2) đá mẹ Miocen giữa các giếng khoan cấu tạo “DH” 44

Hình 3.22 Sắc ký khí mẫu dầu toàn phần của mẫu dầu O1 giếng khoan Y-02 46

Hình 3.23 Sắc ký khối phổ thể hiện sự tương quan giữa dầu và đá mẹ (m/z 191) gk Y-02 46

Hình 3.25 Sắc ký khí mẫu dầu toàn phần của mẫu dầu O4 giếng khoan phía nam cấu tạo “DH” 48

Hình 3.26 Tương quan giữa H11 và tỷ số Pris./Phy các mẫu dầu bể

Hình 3.27 Sắc ký khối phổ hydrocarbon no (m/z 191) mẫu dầu O4 giếng khoan phía nam cấu tạo “DH” 49

Hình 3.29 Sơ đồ nguyên tắc trong xây dựng mô hình 1D 52

Hình 3.30 Nhiệt độ trung bình bề mặt trái đất theo thời gian (triệu năm trước) (Theo Wygrala, 1989) 54

Hình 3.31 Kết quả khảo sát mô hình 1D tại giếng khoan X-01 54

Kết quả khảo sát mô hình 1D tại giếng khoan X-04 55

Hình 3.35 Kết quả khảo sát mô hình 1D tại giếng khoan Y-01 56

Hình 3.37 Mặt cắt phân bố độ bão hòa dầu khí thời điểm hiện tại của tuyến chạy qua khu vực nghiên cứu (VPI) 60

Bảng 2.3 Khả năng sinh dầu/khí của đá sinh 18

Bảng 2.4 Các giai đoạn trưởng thành nhiệt theo Tmax và R0 19

Bảng 3.1 Các sự kiện địa chất chính ở bể Nam Côn Sơn 51

Bảng 3.2 Phân loại kerogen theo Pepper & Corvi, 1995 51

Bảng 3.3 Bảng dữ liệu đầu vào mô hình 1D giếng khoan X-01 54

Bảng 3.7 Bảng dữ liệu đầu vào mô hình 1D giếng khoan Y-01 56

Bảng 3.9 Bảng các thông số mô hình 1D 58

Bảng 3.10 Bảng tổng hợp đánh giá mức độ trưởng thành nhiệt theo thông số Tmax và phản xạ vitrinite 58

Bảng 3.11 Bảng tổng hợp kết quả mô hình 1D 59

Bảng 3.12 Thời gian đạt ngưỡng sớm nhất tại đáy và nóc tầng đá mẹ

Bảng 3.13 Thông tin về cấu tạo “DH” 62

1 Tính cấp thiết của đề tài:

Khu vực nghiên cứu bồn trũng Nam Côn Sơn, đá mẹ Miocen dưới đã được nghiên cứu địa hóa theo số liệu phân tích mẫu giếng khoan Tuy nhiên, chưa có số liệu phân tích địa hóa cho đá mẹ tuổi Oligocen nên việc khẳng định tầng đá mẹ tuổi Oligocen là tầng sinh chính của lô chưa được rõ ràng và chưa được thuyết phục Vì thế, tác giả sử dụng thêm số liệu phân tích địa hóa đá mẹ tuổi Oligocen các giếng khoan khu vực lân cận để chứng minh rằng bên cạnh đá mẹ Miocen dưới còn có mặt đá mẹ sinh dầu khí tuổi Oligocen ở khu vực nghiên cứu Do đó, tác giả chọn đề tài “Nghiên cứu địa hóa tầng sinh cấu tạo ‘DH” và khu vực lân cận, bồn trũng Nam Côn Sơn” nhằm đánh giá đặc điểm đá mẹ (diện phân bố, môi trường thành tạo, trường nhiệt ) để dự báo trữ lượng dầu khí sinh ra, quá trình di cư và chỉ ra vỉa chứa dầu của khu vực nghiên cứu

2 Mục đích và nhiệm vụ của đề tài:

➢ Mục tiêu: Xác định tầng sinh, đới sinh (diện phân bố, trường nhiệt ), xác định trữ lượng tiềm năng sinh hydrocarbon

- Tổng hợp, phân tích tài liệu Địa chất và Địa hóa các giếng khoan khu vực cấu tạo

" DH " để đánh giá mức độ trưởng thành nhiệt, tiềm năng sinh dầu khí của đá mẹ tại vị trí giếng khoan, xác định nguồn gốc và môi trường lắng đọng vật chất hữu cơ, liên kết đá mẹ và dầu phát hiện ở các giếng khoan khác nhau để có cái nhìn tổng quát về đặc điểm của đá mẹ và nguồn gốc dầu ở khu vực nghiên cứu ;

- Chạy mô hình trưởng thành 1D để khôi phục lại quá trình trưởng thành nhiệt của các tầng đá mẹ khu vực nghiên cứu, so sánh kết quả mô hình và kết quả minh giải theo số liêu giếng khoan;

- Sử dụng kết quả mô hình 2D để đánh giá quá trình di cư và triển vọng dầu khí khu vực nghiên cứu

3 Ý nghĩa thực tiễn và khoa học:

➢ Ý nghĩa khoa học: Kết quả nghiên cứu đã xác định được tập trầm tích sinh dầu khí chính ở cấu tạo “DH” và vùng kế cận, cũng như thời điểm sinh dầu của chúng trong và ngoài nước;

- Các quy trình phân tích thí nghiệm được lưu trữ tại phòng Địa hóa VPI-Labs;

- Sách Địa Chất Dầu Khí và Phương Pháp Tìm Kiếm, Thăm Dò, Theo Dõi Mỏ của tác giả Hoàng Đình Tiến

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ BỒN TRŨNG NAM CÔN SƠN

Bể Nam Côn Sơn có diện tích gần 100.000 km 2 , nằm trong khoảng giữa 6 o 00’ đến

9 o 45’ vĩ độ Bắc và 106 o 00’ đến 109 o 00’ kinh độ Đông Ranh giới phía Bắc của bể là đới nâng Côn Sơn, phía Tây và Nam là đới nâng Khorat - Natuna, còn phía Đông là bể Tư Chính - Vũng Mây và phía Đông Bắc là bể Phú Khánh (Hình 1.1) Độ sâu nước biển trong phạm vi của bể thay đổi rất lớn, từ vài chục mét ở phía Tây đến hơn 1000m ở phía Đông

Hình 1.1 Sơ đồ vị trí các phát hiện dầu khí bể Nam Côn Sơn (VPI-Labs)

Các tích tụ hiện đại trên đáy biển được thành tạo chủ yếu do tác động của dòng chảy thủy triều cũng như dòng đối lưu mà hướng và tốc độ của chúng phụ thuộc vào hai hệ gió mùa chính: hệ gió mùa Tây Nam từ cuối tháng 5 đến cuối tháng 9 và hệ gió mùa Đông Bắc từ đầu tháng 11 năm trước đến cuối tháng 3 năm sau Cao triều trong kỳ nước cường khoảng 2-3,5m Sóng biển trung bình trong năm là 0,8-1m, cao nhất trong những đợt gió mùa Đông

- Bắc là 3-3,5m Nhìn chung từ tháng 3 đến tháng 5 hàng năm là thời kỳ tốt nhất cho các hoạt động trên mặt biển

Trong phạm vi bể Nam Côn Sơn đã gặp các đá móng chủ yếu là granodiorit, một phần nhỏ là diorit thạch anh (cấu tạo Mía), gabbro (Nam Đại Hùng) có tuổi Jura Muộn- Creta Ngoài ra còn gặp các đá biến chất như sét phiến, amphibolit, phyllit và rhyolit

Nằm không chỉnh hợp trên móng không đồng nhất là lớp phủ trầm tích Kainozoi có chiều dày biến đổi từ hàng trăm đến hàng nghìn mét a Hệ Paleogen

Thống Oligocen - Hệ tầng Cau (E 3 C)

Hệ tầng Cau có thể xem tương đương với hệ tầng Bawah, Keras và Gabus thuộc bể Đông Natuna Hệ tầng Cau vắng mặt trên phần lớn các đới nâng như Nâng Mãng Cầu, nâng Dừa, phần Tây lô 04, phần lớn lô 10, 11-1, 28, 29 và một số diện tích ở phần Tây, Tây Nam của bể

Hệ tầng Cau được hình thành trong giai đoạn đầu tạo bể Ở thời kỳ đầu, phát triển trầm tích tướng lục địa bao gồm các thành tạo lũ tích xen trầm tích đầm hồ, tam giác châu trên cạn, nhiều khu vực xảy ra các hoạt động núi lửa tạo nên một số lớp phun trào andesit, bazalt, diabas và tuf Vào giai đoạn sau trầm lắng các thành tạo có xu hướng mịn dần; đôi nơi cát kết có chứa glauconit và hoá thạch biển Trầm tích được lắng đọng trong môi trường tam giác châu

Đặc điểm cấu trúc kiến tạo

1.4.1 Đặc điểm kiến tạo khu vực

Bể Nam Côn Sơn có cấu trúc phức tạp do hoạt động đứt gãy đã tạo nên các khối nâng, sụt phân bố không theo quy luật đặc trưng Dựa vào đặc điểm cấu trúc của móng có thể phân chia ra các đơn vị cấu trúc khác nhau (Hình 1.3)

- Đới phân dị phía Tây (C): phân bố ở các lô 27, 28, 29, 19, 20, 21 và 22 với các trũng hẹp, sâu dạng bán địa hào có các đứt gãy đi kèm với các cấu tạo lồi theo phương á kinh tuyến Đới phân dị này được phân tách với đới phân dị chuyển tiếp B bởi đứt gãy sông Đồng Nai Trầm tích Kainozoi ở đây là các thành tạo lục nguyên có chiều dày thay đổi lớn, ở các trũng sâu chiều dày có thể đạt tới 5000m Đới này bị đứt gãy sông Hậu phân chia thành 2 phụ đới C1 và C2

+ Phụ đới rìa Tây (C1): Phát triển ở cánh Tây đứt gãy Sông Hậu , tiếp giáp trực tiếp với đới nâng Cà Mau - Natuna ở phía Tây, phương á kinh tuyến Móng có địa hình ổn định và phát triển giống như một đơn nghiêng, nghiêng dần về phía Ðông Chiều dày trầm tích

Kz tối đa đạt 5000m Trong phạm vi các trũng hẹp sâu kề đứt gãy Sông Hậu đều tồn tại đầy đủ lát cắt trầm tích Kainozoi

Hình 1.3 Sơ đồ cấu trúc bể Nam Côn Sơn (VPI-Labs)

+ Phụ đới phân dị phía Tây (C2): Nằm giữa hai đứt gãy Sông Hậu và Sông Ðồng Nai Hoạt động đứt gãy ở đây thể hiện mạnh hơn ở phụ đới Rìa Tây Ngoài các đứt gãy theo phương kinh tuyến chiếm ưu thế còn phát triển các hệ đứt gãy theo phương Ðông Bắc

- Tây Nam, Ðông - Tây Móng có địa hình phát triển phức tạp Quá trình sụt lún - nâng mạnh mẽ Phụ đới này gồm các trũng hẹp sâu dạng bán địa hào và các dải nâng xen kẽ Trũng sâu nhất tới 6000m Ở nửa phía Đông của phụ đới này có mặt đầy đủ trầm tích của phức hệ cấu trúc lớp phủ, ngoại trừ trên dải nâng các cấu tạo 28a, 29a ở cánh Ðông đứt gãy Sông Hậu vắng mặt trầm tích Oligocen và Miocen dưới

- Đới phân dị chuyển tiếp (B) nằm giữa đứt gãy sông Đồng Nai và đứt gãy Hồng Tây Mãng Cầu Có thể chia ra các phụ đới sau:

+ Phụ đới phân dị phía Bắc (B1) : Là một dải hẹp nằm ở phía Đông Nam đới nâng Côn Sơn, có dạng như một đơn nghiêng bị phức tạp bởi các đứt gãy tạo thành các khối nâng, sụt có xu thế sâu dần về phía Đông Nam (vùng trung tâm) Trầm tích Oligocen vát nhọn mỏng dần về phía đới nâng Côn Sơn

+ Phụ đới cận Natuna (B2): Ðặc trưng bởi cấu trúc dạng khối, chiều sâu của móng khoảng 5000m đến 5500m Tại đây phát triển hai hệ thống đứt gãy Bắc Nam và á Ðông Tây Trong phụ đới này đã phát hiện nhiều cấu trúc vòm kề đứt gãy (Hồng, Hồng Hạc, 12C) và khối đứt gãy (Hải Âu, Triền Triện)

- Đới trũng phía Đông (A) nằm tiếp giáp với đới phân dị chuyển tiếp B qua đứt gãy Hồng Tây Mãng Cầu, gồm :

+ Phụ đới trũng Bắc (A1): Nằm ở phía Bắc đới nâng Mãng Cầu phát triển dọc theo rìa phía Đông đới nâng Côn Sơn Chiều dày trầm tích Kainozoi ở trung tâm trũng có thể đạt tới 10.000m, lô 04-1 phân bố gần trọn trong Phụ đới trũng Bắc (A1)

+ Phụ đới trũng Trung tâm (A2): Đây là phần lún chìm sâu nhất của bể ở phía Nam đới nâng Mãng Cầu, có phương Đông Bắc-Tây Nam Chiều dày trầm tích ở đây có thể trên 12000m

+ Phụ đới trũng Nam Dừa (A3): Nằm ở phía Nam, Ðông Nam Bể Nam Côn Sơn thuộc diện tích các lô 06, 07 và 12-E Ranh giới phía Tây là phụ đới cận Natuna, ranh giới phía Ðông xác định bởi đới nâng Đông Sơn và nâng Tư Chính Chiều sâu của móng ở đây thay đổi từ 4000 đến 6000m

+ Phụ đới nâng Mãng Cầu (A6): Nằm giữa trũng Bắc và trũng trung tâm có phương kéo dài Đông Bắc-Tây Nam Đới nâng này bị các đứt gãy phân cắt tạo thành các khối rất phức tạp Móng trước Kainozoi đã phát hiện ở đây là Granit và Granodiorit

+ Phụ đới nâng Dừa (A7): Nằm ở phía Tây Nam trũng trung tâm thuộc lô 12 Chiều dày trầm tích từ 3000-5000m, bị phức tạp hoá bởi các đứt gãy phân cắt

Bể Nam Côn Sơn được hình thành qua quá trình kéo tách mở rộng, hoạt động đứt gãy rất phổ biến đến cuối Miocen Hệ thống đứt gãy chủ yếu có phương Bắc- Nam và Đông Bắc-Tây Nam Các đứt gãy phụ có phương Tây Bắc-Đông Nam và á vĩ tuyến

Hệ thống đứt gãy phương gần Bắc - Nam

Hệ thống đứt gãy này chủ yếu gặp ở đới phân dị phía Tây, phụ đới cận Natuna Chúng thường là các đứt gãy thuận có chiều dài lớn, biên độ thẳng đứng từ vài trăm mét đến hàng nghìn mét, một vài đứt gãy có biên độ đạt tới 2000-4000m Các đứt gãy á kinh tuyến thường cắt sâu vào móng, chúng hoạt động mạnh vào thời kỳ Oligocen và là những đứt gãy đồng trầm tích, chỉ có một số đứt gãy còn tiếp tục phát triển tới tận Miocen muộn

- Đứt gãy Sông Đồng Nai phát triển từ lô 18 qua lô 19, 20, 21, 22 có mặt trượt nghiêng về phía Tây, biên độ thẳng đứng từ vài trăm trăm mét đến vài nghìn mét Dọc theo cánh sụt cũng phát triển một số trũng hẹp sâu, đứt gãy là ranh giới phân cách đới phân dị Tây với các đới khác của Bể

Hệ thống đứt gãy phương Đông Bắc - Tây Nam

Hệ thống đứt gãy này chủ yếu phân bố ở phụ đới phân dị phía Bắc, phụ đới trũng Bắc và là cấu trúc đặc trưng cho các phụ đới này Chúng thường là các đứt gãy có độ dài nhỏ hơn so với hệ thống đứt gãy á kinh tuyến Biên độ thẳng đứng của chúng từ vài trăm mét đến hàng nghìn mét, đôi khi đến vài nghìn mét như các đứt gãy ở đới phân dị Bắc Nhìn chung các đứt gãy phương Đông Bắc-Tây Nam đều có mặt trượt nghiêng về phía Đông Nam tạo nên sự sụt bậc nhanh kiểu xếp lớp của các thành tạo trầm tích từ nâng Côn Sơn tới Trung tâm Bể hay tới trung tâm phụ đới trũng Bắc Dọc theo các đứt gãy của hệ thống này cũng gặp một số cấu tạo lồi dạng bán vòm kề áp với đứt gãy

Lịch sử phát triển địa chất bể Nam Côn Sơn

Quá trình hình thành, phát triển bể trầm tích Nam Côn Sơn liên quan chặt chẽ với các tiến trình địa chất của biển Đông Vùng nghiên cứu nằm ở vị trí kiến tạo có tính chuyển tiếp từ miền nén ép - nâng tạo núi nội mảng (Mảng Âu Á, cụ thể là mảng Đông Dương) sang miền tách giãn sụt lún mạnh biển Đông Việt Nam, nơi có lớp vỏ lục địa bị hủy hoại mạnh đến dập vỡ hoàn toàn để hình thành lớp vỏ kiểu đại dương trẻ Các giai đoạn hình thành và phát triển bể Nam Côn Sơn có thể khái quát như sau:

Giai đoạn trước tách giãn (Paleocen - Eocen)

Trong giai đoạn này, khu vực Đông Nam Á nói chung là một bộ phận thuộc rìa Nam của rìa lục địa Âu - Á Chế độ kiến tạo toàn khu vực nhìn chung bình ổn, xảy ra quá trình bào mòn và san bằng địa hình cổ hình thành các bán bình nguyên Ở phần trung tâm của bể có khả năng tồn tại các thành tạo molass và các đá núi lửa có tuổi Eocen Các thành tạo móng bắt gặp chủ yếu ở khu vực Tây Bắc bể với các thành tạo xâm nhập và biến chất tuổi trước Kainozoi như đã gặp ở các bể khác trong khu vực

Giai đoạn đồng tách giãn (Oligocen – đầu Miocen giữa)

Giai đoạn đầu tách giãn (khoảng 40 tr.năm) có phương Bắc-Nam có đứt gãy hướng Đông-Tây được coi là hệ quả của quá trình trượt thoát (extruction) của phần lục điạ Đông Nam Á do mảng Ấn Độ húc vào mảng Âu-Á (theo Tapponier) Đồng thời với quá trình mở rộng biển Đông về phía Đông và hoạt động tích cực của hệ thống đứt gãy Ðông Bắc - Tây Nam đã làm xuất hiện địa hào trung tâm của bể kéo dài theo phương Ðông Bắc - Tây Nam Đồng thời với giai đoạn này là giai đoạn tách giãn Đông Tây tạo nên các đứt gãy Bắc Nam do sự thúc trồi móng Đông Nam của khối Đông Dương dẫn tới sự xô đẩy của đới nâng Côn Sơn về phía Nam Sự vận động nâng tạo nên sự siết ép mạnh tới phần Tây Nam bể Nam Côn Sơn Dọc theo các đứt gãy hoạt động phun trào đã xảy ra Các thành tạo trầm tích Oligocen - Miocen sớm gồm các trầm tích vụn chủ yếu thành tạo trong các môi trường thuỷ triều lên xuống của đới duyên hải (brackish litoral zone) với các tập sét kết, bột kết dày xen kẽ cát kết hạt mịn môi trường lục địa (đầm hồ, sông và delta) phát triển rộng khắp trên toàn bộ diện tích bể Tiếp theo là giai đoạn tách giãn sụt lún, mở rộng trong Miocen sớm có sự phân đới rõ ràng do ảnh hưởng của yếu tố biển tiến từ phía Đông do hệ quả Trầm tích của thời kỳ này đặc trưng bởi ba môi trường lắng đọng: Sườn Tây bể là cát kết, bột kết và than thuộc tướng phần trên đồng bằng châu thổ Tiếp theo về phía Đông là cát kết, bột kết, sét kết xen cacbonat mỏng tướng thủy triều nước lợ Xa hơn về phía Đông là các trầm tích tướng thềm châu thổ Các tầng sinh chính và tầng chứa tướng delta, tướng biển tiến được hình thành trong thời kỳ này Đầu Miocen giữa vẫn là sự tiếp tục quá trình sụt lún mở Giai đoạn tạo rift thứ hai xảy ra vào cuối Miocen giữa (khoảng 10-12tr năm), có phương Đông Bắc-Tây Nam, được quay tạo nên các cấu trúc dạng roll-over (lô 10, 11-1) Các đứt gãy kiểu này tạo ra những hố sâu tương đối trong không gian hẹp so với cánh nâng và trầm tích đổ xuống các hố sâu này dưới dạng turbidite Vào cuối Miocen giữa là giai đoạn nén ép, nghịch đảo kiến tạo hình thành một bất chỉnh hợp mang tính khu vực trên toàn bể

Giai đoạn sau tách giãn (Miocen muộn - Đệ Tứ)

Miocen muộn - Pliocen - Đệ Tứ là giai đoạn sụt lún mở rộng thứ hai với xu thế cả thềm lục địa nghiêng dần về phía Đông trong Pliocen Hoạt động kiến tạo, đứt gãy yếu dần, thay bằng chế độ kiến tạo oằn võng và lún chìm nhiệt do lạnh nguội và co ngót nhanh của phần Tây Nam trục tách giãn biển Đông dẫn đến sụt lún mạnh Đi kèm với các pha biển tiến và ngập lún, các trầm tích dạng nêm (progradation) ở phía Đông được lắng đọng trong môi trường biển nông đến sâu với tốc độ trầm tích rất nhanh Bề dày trầm tích của thời kỳ này lên đến 4.000m, nhiều thân cát dạng kênh lạch (channel) và dòng bùn rối (turbidite) được hình thành ở vùng sườn và đáy bồn trầm tích tại khu vực trung tâm bể Nam Côn Sơn Trầm tích Cacbonat tiếp tục phát triển trong Miocen muộn ở thềm Đông Nam cho đến khi bị nhấn chìm vào môi trường biển sâu Các lớp trầm tích Miocen muộn mang đặc điểm lấp đầy các hố trũng, sau đó là phủ toàn bộ khu vực của các lớp trầm tích Pliocen đệ Tứ trong phạm vi xuất hiện có xu hướng nghiêng về phía Đông và Đông Bắc.

HỆ PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU

Phương pháp nhiệt phân Rock-Eval

Phương pháp nhiệt phân Rock-Eval là mô ̣t trong các phương pháp quan tro ̣ng được ứng dụng trong nghiên cứu địa hóa dầu khí nhằm đánh giá tiềm năng của đá mẹ, đô ̣ giàu nghèo của VCHC, mức đô ̣ trưởng thành của VCHC

Hình 2.1 Hệ thống phân tích nhiệt phân Rock-Eval VI (VPI-Labs)

Một lượng mẫu đá thích hợp (bảng 2.1) đã nghiền mịn được đưa vào hệ thống lò nhiệt phân với chương trình nhiệt độ thiết lập sẵn Dưới tác dụng nhiệt, các hợp chất hydrocacbon trong đá được giải phóng và được dẫn qua đầu dò ion hóa ngọn lửa Ở các cấp nhiệt độ khác nhau ta thu được các giá trị S0, S1, S2, S3 tương ứng với lượng khí hyrocarbon C1 - C17, lượng hydrocacbon tự do, lượng hydrocacbon tiềm năng và lượng CO2 được tạo thành Trong toàn bộ quá trình này, hai thông số quan trọng là Tmax và TOC cũng được tính toán trực tiếp hoặc gián tiếp từ các thông số nhiệt phân nêu trên

Bảng 2.1 Lượng cân mẫu thích hợp cho phân tích nhiệt phân Rock-Eval

Loại mẫu Lượng mẫu phân tích (mg)

Như vậy, các thông số chính của nhiệt phân Rock-Eval gồm:

S0: Lượng khí và HC tự do thoát ra ở nhiệt độ thấp (435 0 C), khoảng độ sâu đạt ngưỡng thay đổi từ 2260m đến

3990m Đá mẹ thuộc phần dưới của mặt cắt Oligocen bước vào cửa sổ tạo dầu cho khả năng sinh dầu khí tốt nhất (Tmax>440 0 C, Ro>0.72%), độ sâu đạt ngưỡng thay đổi từ 3280m đến 4538m

Bảng 3.11 Bảng tổng hợp kết quả mô hình 1D

Tên giếng khoan Độ sâu đạt ngưỡng hiện tại (m)

Bảng 3.12 Thời gian đạt ngưỡng sớm nhất tại đáy và nóc tầng đá mẹ (trntr)

Tên giếng khoan Đáy Oligocen Đáy Miocen sớm Nóc Miocen sớm

Theo kết quả mô hình 1D cho thấy độ sâu đạt ngưỡng trưởng thành của đá mẹ khá phù hợp với dữ liệu giếng khoan Ở phía bắc của cấu tạo độ sâu đạt ngưỡng trưởng thành thay đổi từ 2420m đến 2716m, trong khi đó ở phía nam của cấu tao, đá mẹ đạt ngưỡng ở độ sâu sâu hơn, thay đổi từ 3200m đến 3500m Nhìn chung, đáy tầng Miocen dưới đá mẹ đạt ngưỡng trưởng thành nhiệt Đáy tầng đá mẹ Oligocen mới đạt đến cửa sổ tạo dầu cho khả năng sinh dầu và khí tốt nhất Khu vực cấu tạo “DH”, đá mẹ chưa đạt đến đới tạo khí ẩm, condensate và khí khô Đáy tầng đá mẹ Oligocen đạt cửa sổ tạo dầu sớm nhất cách đây từ 0.52 đến 0.32 triệu năm Nóc tầng đá mẹ Oligocen đến thời điểm hiện tại mới đạt đến cửa sổ tạo dầu

Hình 3.37 Mặt cắt phân bố độ bão hòa dầu khí thời điểm hiện tại của tuyến chạy qua khu vực nghiên cứu (Nguồn VPI-Labs)

Khu vực cấu tạo “DH”

Kết luận