Luận văn thạc sĩ Kỹ thuật dầu khí: Áp dụng các chỉ tiêu địa hóa đá mẹ xác định mức độ trưởng thành của vật liệu hữu cơ bồn trũng sông Hồng

Trên cơ sở nghiên cứu các vấn đề kiến tạo, địa tầng, trầm tích, môi trường và phân tích hệ thống dầu khí, Anzoil đã phân ra 3 đới triển vọng gắn liền với 3 loại bẫy dầu khí cần TKTD như

ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP HỒ CHÍ MINH

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

-

DƯƠNG THỊ MỸ LỆ

ÁP DỤNG CÁC CHỈ TIÊU ĐỊA HOÁ ĐÁ MẸ XÁC ĐỊNH MỨC ĐỘ TRƯỞNG THÀNH CỦA VẬT LIỆU

HỮU CƠ BỒN TRŨNG SÔNG HỒNG

Chuyên ngành: Kỹ Thuật Dầu Khí Mã số: 60520604

CÔNG TRÌNH ĐƯỢC HOÀN THÀNH TẠI TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA –ĐHQG -HCM

Cán bộ hướng dẫn khoa học 1:

(Ghi rõ họ, tên, học hàm, học vị và chữ ký) Cán bộ hướng dẫn khoa học 2:

(Ghi rõ họ, tên, học hàm, học vị và chữ ký) Cán bộ chấm nhận xét 1 :

(Ghi rõ họ, tên, học hàm, học vị và chữ ký) Cán bộ chấm nhận xét 2 :

(Ghi rõ họ, tên, học hàm, học vị và chữ ký) Luận văn thạc sĩ được bảo vệ tại Trường Đại học Bách Khoa, ĐHQG Tp HCM ngày tháng năm

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

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 -NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ

Họ tên học viên: DƯ NG THỊ M Ệ MSHV: 1570269 Ngày, tháng, năm sinh: 15/10/1985 Nơi sinh: Buôn Ma Thuột Chuyên ngành: KỸ THUẬT DẦU KHÍ Mã số : 60520604

I TÊN ĐỀ TÀI: ÁP DỤNG CÁC CH TIÊU ĐỊA HOÁ ĐÁ M XÁC ĐỊNH MỨC ĐỘ TRƯỞNG THÀNH CỦA VẬT LIỆU HỮU C BỒN TR NG S NG HỒNG

II NHIỆM VỤ VÀ NỘI DUNG:

+ Nghiên cứu lịch sử chôn vùi của bồn tr ng Sông Hồng + Đánh giá độ giàu vật liệu hữu cơ, loại vật liệu hữu cơ của đá mẹ trong bồn tr ng Sông Hồng

y d ng mô h nh 1D, đánh giá quá tr nh trưởng thành của vật liệu hữu cơ qua từng giai đoạn, và lịch sử sinh dầu của bồn tr ng Sông Hồng

III NGÀY GIAO NHIỆM VỤ: IV NGÀY HOÀN THÀNH NHIỆM VỤ: V CÁN BỘ HƯỚNG DẪN : CBHD 1 : TS B I TH LUẬN

CBHD 2 : TS NGUYỄN UÂN HUY

ỜI CẢM N

Để có điều kiện hoàn thành luận văn tốt nghiệp, tác giả xin gửi lời cảm ơn đến các Thầy Cô trong khoa Kỹ thuật Địa chất và Dầu khí trường Đại học Bách Khoa đã giúp đỡ và tạo điều kiện thuận lợi cho tác giả trong suốt những năm học qua

Đặc biệt, để có được định hướng về đề tài và hoàn thành, tr nh bày kết quả trong luận văn này, tác giả xin gửi lời biết ơn s u s c đến TS Bùi Thị Luận và TS Nguyễn u n Huy đã tận t nh hướng dẫn, d u d t, và giúp tác giả hiểu thêm rất nhiều kiến thức về Địa hóa dầu khí trong suốt thời gian qua và để thu được kết quả tốt nhất

Trong suốt thời gian hoàn thành Luận văn nói riêng và quá tr nh học tập nói chung, tác giả xin gửi lời biết ơn ch n thành đến những người th n trong gia đ nh, mọi người luôn ủng hộ và bên cạnh động viên, dành cho tác giả những điều tốt đẹp nhất

in cảm ơn các bạn, các anh chị học viên Cao học khóa 2015, đã cùng tôi trao đổi, học tập và động viên, giúp đỡ tác giả trong suốt quá tr nh th c hiện luận văn

Xin ch n thành cảm ơn!

Tp Hồ Chí Minh, tháng 6, năm 2016

Học viên

DƯƠNG TH MỸ LỆ

x y d ng a m l d a sở c d ệ ch t,

ý i khoan, ch nhiệ … t khoan, sẽ m q ở ủa v t liệ h u K qu m 1D sẽ kiểm tra s ệ h t m õ t i gi khoan q n cứu ã

b K q D ở ể S cho ủ m M

ở ã ắ tr ở n ệ T

O ã ở ệ ủ O ã T t tr m

Eocene (?) - Oligocene ã ở ệ

iv

SUMMAY

In this study, 1444 source rock samples of 08 wells in 5 blocks of Song Hong Basin, were analyzed for geochemical basic items According to the geochemical analytic results, there are three formation of source rocks in Song Hong basin: the Eocene (?) - Oligocene formation, the Oligocene formation and the Miocene formation

 The gas-oil prone Eocene (?) - Oligocene shale is a poor to moderately potential source rock and contains mostly kerogene type II-I and type III-II

 The gas prone Oligocene coaly shale with poor organic matter level and contains kerogene type II-III

 The Miocene formation has two kinds of source rock:

 The oil prone upper Miocene coaly bed is a good potential source rock and contains kerogene type II-I and III-II

 The gas prone Miocene coaly shale is a poor potential source rock and contains kerogene III

Today, the basin modeling (1D model) has been widely applied in geochemical researchs, and petroleum exploration processes The basic principles to build models of localized source rocks are based on geological data, seismic data, mudlogging data, heat flow data, etc This model will simulate the process of maturation of the organic matters Results of the model 1D will be checked with the geochemical analysis of data from core samples in the wells and the results that have been found previously

The results of the 1D models in the Song Hong Basin show that the bottom of Lower Miocene formation in a few wells is the immature source rock and in gas expelling phase The Oligocene formation is the matured source rock and in gas-oil-condensate expelling phase the Eocene (?) -Oligocene formation is the matured

v

LỜI CAM ĐOAN

T xin cam y l tr nh ứu ủ t

liệu, k q n u trong lu trung th c ch a t ng b kỳ t

T

N T M L

P L

viii

DANH M C CH I T TẮT THU T NG TI N ANH

-

hydro (Hydrogen index) HI

ệ (V ) Ro

K ủ S1, S2

N ệ S2 Tmax

T TOC

N ệ ề m tr m t ch (Sediment-water interface temperature) SWIT

M c n ể (P leo water depth) PWD

N M N

2.1 tr ởng ủ VLHC a vitrinite 2.2 t tr ờ iệt TTI

2.3 ức ở ủ VL a v c ời nhiệt

TTI 2.4 iề ydrocarbon củ 2.5 ởng ủ T 2.6 iể di ủ a c PI 2.7 P c v liệu h u c theo TOC

2.8 S nh TOC trong p ò nghiệm v ng

nh TOC liệu gi ng khoan 2.9 (M w J M

n.n.k) 3.1 t ệ TO S2 3.2 3.3 ệ q 4.1 Gradient nhiệ c c khoan ( ệ MDT) 4.2 D ệ D 2-CQ-1X 4.3 D ệ D 2-HD-1X4.4 D ệ D T-G-1X4.5 D ệ D 103T-H-1X4.6 D ệ D -QN-1X4.7 D ệ D -HR-1X4.8 D ệ D -BAL-1X4.9 D ệ D T-PA-1X4.10 nh mức ởng th nh của VLHC d

vitrinite v TTI

N M N

1.1 V ù ú ể S 1.2 ú ề õ N

1.3 ú ể S 1.4 ú ú ể S 1.5 M T ề - M ( )

D ở 1.6 M ề ể ( )

ắ ( ) 1.7 L ắ q q / - 1.8 q V ( ) ề T - N ệ 1.9 V X 8 T T 1.10 ( )

1.11 q ắ N ể S 1.12 MV N T ắ ể S 1.13 N ể S

1.14 ể ễ q ệ Tmax Vù N ã K –

T ề MV N ( ù T – ắ ể S ) 1.15 S ở O / M MV N

1.16 M ở P T 9 -2 q -106 1.17 M ở 2

1.18 M ù M K-118-BT- X Q ã

N ã 1.19 M ù ắ Lý S 8

2.1 S ắ ệ ụ

2.2 S x tr ent ệt ở 2.3 S chu tr nh nhiệ t c ẩ R ck Eval 3.1 ể ề 2- Q- X

2- D- X T- - X T- - X T-PA-1X 3.2 ể ề -BAL-1X 3.3 ể ề -QN-1X 3.4 ể ề -HR-1X 4.1 P ẳ ứ ụ ệ 4.2 S v ứ

4.3 M ắ q 2- D- X T- - X

T- - X T-PA-1X

4.4 M ắ q -QN- X -BAL-1X 4.5 M ắ q - R- X - L- X

107T-PA-1X 4.6 Ti tr nh th ệ 1D 4.7 B ể nhiệ ề m tr t (SWIT) ủ

ứ 4.8 M ki Nam nh v h iển củ c

ể t ch, thề ụ V ệt Nam 4.9 ể ể 2-CQ-1X 4.10 ể ệ ề 2-CQ-1X 4.11 ể ể 2-HD-1X

4.12 ể ệ ề 2-HD-1X 4.13 ể ể 103T-G-1X

4.14 ể ệ ề 103T-G-1X 4.15 ể ể 103T-H-1X

4.16 ể ệ ề 103T-H-1X 4.17 ể ể 104-QN-1X

4.18 ể ệ ề 104-QN-1X 4.19 ể ể an 106-HR-1X

4.20 ể ệ ề -HR-1X 4.21 ể ể 107-BAL-1X

4.22 ể ệ ề 107-BAL-1X 4.23 ể ể 107T-PA-1X

4.24 ể ệ ề 107T-PA-1X 4.25 r vitrinite v ể ử ù -HR-1X 4.26 r vitrinite v ể ử ù T-PA-

1X 4.27 r vitrinite v ể ử ù -BAL-

1X 4.28 r vitrinite v ể ử ù 2-CQ-1X 4.29 r vitrinite v ể ử ù 2-HD-1X 4.30 r vitrinite v ể ử ù 103T-G-1X 4.31 r vitrinite v ể ử ù 103T-H-1X 4.32 r vitrinite v ể ử ù -QN-1X

CHƯƠNG 1 T QU ỨU V T U

S 1.1 Vị tr n n cứu

Bể Sông Hồng nằm trong khoảng 1050 30- 1100 30 kinh độ Đông, 140 30- 210 00 vĩ độ Bắc Về địa lý, bể Sông Hồng có một phần nhỏ diện tích nằm trên đất liền thuộc đồng bằng Sông Hồng, còn phần lớn diện tích thuộc vùng biển vịnh Bắc Bộ và biển miền Trung thuộc các tỉnh từ Quảng Ninh đến Bình Định Đây là một bể có lớp phủ trầm tích Đệ Tam dày hơn 14 km, có dạng hình thoi kéo dài từ miền võng Hà Nội ra vịnh Bắc Bộ và biển miền Trung (Hình 1.1) Dọc rìa phía Tây bể trồi lộ các đá móng Paleozoic-Mesozoic Phía Đông Bắc tiếp giáp bể Tây Lôi Châu (Weizou Basin), phía Đông lộ móng Paleozoic-Mesozoic đảo Hải Nam, Đông Nam là bể Đông Nam Hải Nam và bể Hoàng Sa, phía Nam giáp bể trầm tích Phú Khánh

Trong tổng số diện tích cả bể khoảng 220.000 km2, bể Sông Hồng về phía Việt Nam chiếm khoảng 126.000 km2, trong đó phần đất liền miền võng Hà Nội (MVHN) và vùng biển nông ven bờ chiếm khoảng hơn 4.000 km2, còn lại là diện tích ngoài khơi vịnh Bắc Bộ và một phần ở biển miền Trung Việt Nam

Bể Sông Hồng rộng lớn, có cấu trúc địa chất phức tạp thay đổi từ đất liền ra biển theo hướng Đông Bắc - Tây Nam và Nam, bao gồm các vùng địa chất khác nhau, đối tượng TKTD cũng vì thế mà khác nhau

 Vùng phía Nam từ lô 115 đến lô 121, với mực nước thay đổi từ 30-800m nước

Hình 1.1 Vị trí và phân vùng cấu trúc địa chất bể Sông Hồng (1) Vùng Tây Bắc;

(2) Vùng Trung Tâm ; (3) Vùng Phía Nam

1.2 Lịc sử tìm k ếm, t ăm dò và k a t ác dầu k

Công tác TKTD và khai thác dầu khí bể trầm tích Sông Hồng được thực hiện trước tiên ở đồng bằng Sông Hồng Lịch sử nghiên cứu, kết quả TKTD & KT có thể chia làm hai giai đoạn chính, trước 1987 và từ 1988 đến nay

1.2.1 a đoạn trước 1987

Giai đoạn này chỉ tập trung khảo sát chủ yếu ở miền võng Hà Nội, là nơi mở rộng về phía Tây Bắc của bể Sông Hồng vào đất liền, là vùng được nghiên cứu địa chất

dầu khí ngay từ đầu những năm 60 với sự giúp đỡ về tài chính và công nghệ của Liên Xô cũ

Từ năm 1961-1985 sử dụng các phương pháp địa vật lý như phương pháp từ hàng không, trọng lực, địa chấn để thăm dò dầu khí nhưng kết quả không đáng tin cậy do các phương tiện sử dụng trong công tác cũng như cách minh giải tài liệu thủ công, thô sơ

Về công tác khoan, từ năm 1967-1968 đã tiến hành khoan 21 lỗ khoan nông, vẽ bản đồ có chiều sâu từ 30-150m

Từ năm 1962-1974 đã tiến hành khoan 25 giếng khoan cấu tạo có chiều sâu từ 165-1.200m với tổng khối lượng khoảng trên 22.000m khoan Kết quả các giếng khoan và tài liệu địa chất thu được đã bước đầu cho thấy bức tranh cấu trúc và triển vọng dầu khí của MVHN

Từ năm 1970-1985 ở MVHN đã khoan 42 giếng khoan tìm kiếm thăm dò và khai thác khí có chiều sâu từ khoảng 600-4.250m với tổng khối lượng khoảng trên 100 nghìn mét khoan Trong số 11 diện tích gồm cấu tạo, bán cấu tạo khép vào đứt gãy , cấu tạo dạng mũi, đới vát nhọn địa tầng đã khoan tìm kiếm chỉ phát hiện được một mỏ khí nhỏ Tiền Hải C (TH-C) vào năm 1975

Năm 1981 mỏ này được đưa vào khai thác dùng cho phát điện và công nghiệp địa phương tỉnh Thái Bình

Do khó khăn về vốn và công nghệ bị hạn chế từ năm 1985 công tác thăm dò dầu khí tạm ngừng, hoạt động ở đây chỉ duy trì khai thác khí ở mỏ Tiền Hải C

1.2.2 a đoạn từ 1988 đến 2004

Từ khi Luật Đầu tư nước ngoài được ban hành công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí ở thềm lục địa Việt Nam bước vào giai đoạn hoạt động mở rộng và sôi động trên toàn thềm, trong đó có bể Sông Hồng

Từ năm 1988 đến nay đã có 12 hợp đồng dầu khí được ký kết để TKTD ở bể Sông Hồng, trong đó 9 hợp đồng đã kết thúc do không có phát hiện thương mại (Total, Idemitsu, Shell, OMV, Sceptre, IPC, BP, và BHP), hiện còn 3 nhà thầu đang hoạt động là Petronas (PSC lô 102-106), Vietgasprom (JOC lô 112) và Maurel&Prom (MVHN) Sau khi ký hợp đồng các nhà thầu đã tích cực triển khai công tác khảo sát địa chấn và khoan thăm dò

Ở miền võng Hà Nội năm 1994-1997, Công ty Anzoil đã thực hiện thu nổ địa chấn với kết quả của các đợt khảo sát sau cùng đã chính xác hoá được cấu trúc, phát hiện thêm được các cấu tạo mới như B10, D14, K2 (Hình 1.2)

Hình 1.2 Bản đồ cấu trúc miền võng Hà Nội (theo Anzoil, 1996 & PIDC, 2004)

Trên cơ sở nghiên cứu các vấn đề kiến tạo, địa tầng, trầm tích, môi trường và phân tích hệ thống dầu khí, Anzoil đã phân ra 3 đới triển vọng gắn liền với 3 loại bẫy dầu khí cần TKTD như : (1) Đới cấu tạo vòm kèm đứt gãy xoay xéo Oligocene chủ yếu phân bố ở trũng Đông Quan; (2) Đới các cấu tạo chôn vùi với đá carbonate hang hốc và nứt nẻ phân bố ở rìa Đông Bắc MVHN; (3) Đới cấu tạo nghịch đảo Miocene phân bố ở trung tâm và Đông Nam MVHN Quan điểm thăm dò của Anzoil là: tìm khí và Condensate ở đới 1&3, tìm dầu ở đới thứ 2, nhưng tập trung ưu tiên TKTD ở đới 1 & 2 Các giếng khoan đã được Anzoil tiến hành khoan từ 1996-1999 đã thành công: 7 trong số 8 giếng đã có dấu hiệu tốt đến rất tốt, có một phát hiện khí (D14-1X) và một phát hiện dầu (B10-1X) Từ năm 2002, Công ty dầu khí Maurel & Prom (Pháp) thay thế Anzoil điều hành tại MVHN, đã khoan thêm hai giếng B26-1X và B10-2X nhằm thăm dò và thẩm lượng đối tượng carbonate nhưng không thành công

Cũng trong năm 2001-2002, PIDC đã khoan tiếp 2 giếng khoan: (1) giếng khoan trên cấu tạo Phù Cừ (PV-PC-1X) là một cấu tạo nghịch đảo ở dải nâng Khoái Châu-Tiền Hải, đạt chiều sâu 2000m, kết quả không như mong đợi; (2) giếng khoan trên cấu tạo Xuân Trường (PV-XT-1X) đạt chiều sâu 1877m, giếng khoan không gặp móng như dự kiến nhưng giếng có biểu hiện tốt về khí và Condensate, mặt cắt cho thấy tại đây có đá mẹ Oligocene tốt với tổng hàm lượng carbon hữu cơ rất cao, có tiềm năng sinh dầu Còn ở ngoài khơi (lô 101 đến 121) từ năm 1989 đến nay, công tác khảo sát địa vật lý ở bể Sông Hồng chủ yếu do các nhà thầu nước ngoài thực hiện theo cam kết của hợp đồng dầu khí Từ năm 1990 đến nay đã khoan 25 giếng, trong đó các nhà thầu khoan 24 giếng và Tổng công ty Dầu khí/PVSC (PIDC) khoan 1 giếng, bình quân 2.900m/giếng Giếng nông nhất là giếng 104-QV-1X trên cấu tạo Quả Vải (lô 104 của OMV) đạt 1.050m, giếng sâu nhất là 112-BT-1RX của Shell trên cấu tạo Bạch Trĩ đạt 4.114m Bình quân có 2,1 giếng khoan trên một lô hợp đồng Mật độ khoan là 1 giếng/6.100km2 Trong số 25 giếng khoan được thi công ở bể Sông Hồng, ngoại trừ một giếng hỏng (112-BT-1X) thì 65% số các giếng đều có biểu hiện khí từ trung bình đến tốt, có 15 giếng được tiến hành thử vỉa

trong đó có 6 giếng được coi là có phát hiện nhưng không thương mại, tỷ lệ phát hiện là 25% Đáng kể nhất là giếng 103-TH-1X thuộc lô hợp đồng của Total, đã tiến hành thử 4 khoảng, 3 khoảng cho dòng với tổng lưu lượng 5,87 triệu feet khối khí ngày (165.000 m3/ngày) và 123 thùng Condensate/ngày (11,6m3/ngày)

Tình hình đầu tư và kết quả hoạt động tìm kiếm thăm dò nêu trên cho thấy mức độ tài liệu và hoạt động TKTD (địa chấn, khoan) không đồng đều giữa các lô Vùng Đông lô 106 và lô 101 còn chưa được nghiên cứu, các lô 107-110 chủ yếu mới có tài liệu khảo sát địa chấn khu vực, còn vùng nước nông dưới 10m nước và vùng cửa vịnh, nơi có nhiều cấu tạo triển vọng nhưng vẫn chưa được khoan thăm dò, vùng Đông lô 118-119 do nước sâu trên 800 m nên còn chưa được lưu ý thích đáng

Mặc dù diện tích ngoài khơi bể Sông Hồng là khu vực rất rộng lớn, còn nhiều bí ẩn về tiềm năng dầu khí, song công tác TKTD nói chung chỉ được đẩy mạnh từ những năm 90, chưa có những bước sôi động như thềm lục địa phía Nam Để đẩy mạnh và nâng cao hiệu quả thăm dò ở bể Sông Hồng cần thiết phải đầu tư nghiên cứu chính xác cấu trúc địa chất và hệ thống dầu khí, đồng thời phải nghiên cứu áp dụng các công nghệ mới (địa chấn, khoan) phù hợp với điều kiện địa chất phức tạp của bể Sông Hồng

1.3 ác yếu tố cấu trúc và đ c đ m k ến tạo

Bể Sông Hồng là một bể trầm tích Đệ Tam được hình thành từ một địa hào dạng kéo tách có hướng Tây Bắc - Đông Nam, được khống chế ở hai cánh bằng các đứt gãy thuận trượt bằng ngang (Hình 1.3) Sự khởi đầu hoạt động của các đứt gãy này là do va chạm của mảng Ấn Độ vào mảng Âu-Á vào thời kỳ Eocene - Oligocene sớm

Hình 1.3 Hình thái cấu trúc Bể Sông Hồng (theo OMV, 2001)

Hoạt động trượt bằng trái và kéo tách chính là yếu tố địa động lực chủ yếu tạo bể Sông Hồng Sau quá trình nghịch đảo kiến tạo trong Miocene giữa-muộn, bể trầm tích tiếp tục trải qua quá trính sụt lún nhiệt cho đến ngày nay

Là một bể trầm tích có lịch sử phát triển địa chất phức tạp từ Paleogen đến nay, bể Sông Hồng với nhiều pha căng giãn - nén ép, nghịch đảo kiến tạo, nâng lên - hạ xuống, bào mòn - cắt xén, uốn võng do nhiệt, kèm sự thăng giáng mực nước biển, vì thế, theo không gian và thời gian, cấu trúc địa chất và môi trường trầm đọng không đồng nhất mà biến đổi từ Bắc vào Nam, từ đất liền ra biển, từ móng trước Đệ Tam đến trầm tích hiện đại Cũng vì thế, bể Sông Hồng bao gồm nhiều đơn vị cấu trúc khác nhau, ẩn chứa tiềm năng dầu khí khác nhau

Hình 1.4 Bản đồ cấu trúc móng và các đới cấu trúc chính bể Sông Hồng (Theo

N.M Huyền, 1998, hiệu chỉnh năm 2004)

1.3.1 Trũn ôn Quan

Đây là phần trũng sâu trong đất liền thuộc MVHN, được giới hạn với phần rìa Đông Bắc bởi hệ đứt gãy Sông Lô về phía Đông Bắc và với đới nghịch đảo kiến tạo bởi đứt gãy Vĩnh Ninh về phía Tây, và còn kéo dài ra vùng biển nông thuộc lô 102 Đặc điểm nổi bật của của đới này là các trầm tích Miocene dày 3.000m, uốn võng nhưng ổn định, ít hoạt động kiến tạo và nằm bất chỉnh hợp lên trầm tích Eocene-Oligocene, dày hơn 4.000m, đã bị nâng lên, bào mòn-cắt xén cuối thời kỳ Oligocene

Hoạt động kiến tạo nâng lên, kèm với việc dịch chuyển trái vào thời kỳ đó đã tạo nên một mặt cắt Oligocene có nhiều khối - đứt gãy thuận - xoay xéo Các khối - đứt gãy - xoay xéo này là những bẫy dầu khí quan trọng, mà một trong số đó đã được phát hiện là mỏ khí D14 (hình 1.5)

Hình 1.5 Mỏ khí Tiền Hải-C trong đới nghịch đảo kiến tạo Miocene (A) và mỏ khí

D14 ở đới trũng Đông

1.3.2 ớ n ịc đảo Miocene Tây ắc b Sôn ồn

Thực chất đới này trước đó nằm trong một địa hào sâu, chiều sâu móng sâu trên 8km trong phạm vi từ đất liền ra đến lô 102, 103, 107 nhưng sau đó bị nghịch đảo trong thời kỳ từ Miocene giữa đến cuối Miocene muộn, ở vài nơi nghịch đảo kiến tạo còn hoạt động trong cả đầu thời kỳ Pliocene Đới nghịch đảo nằm kẹp giữa đứt gãy Sông Chảy ở Tây Nam và đứt gãy Vĩnh Ninh ở Đông Bắc, kéo dài từ đất liền ra biển Các cấu tạo đặc trưng cho nghịch đảo kiến tạo Miocene là cấu tạo Tiền Hải (đất liền), Hoa Đào, Cây Quất, Hoàng Long, Bạch Long ở các lô 102, 103, 106, 107 Hoạt động nghịch đảo này giảm dần, tạo thành mũi nhô Đông Sơn kéo dài đến

lô 108, 109 Nguồn gốc của nghịch đảo kiến tạo là do dịch chuyển trượt bằng phải của hệ thống đứt gãy Sông Hồng vào thời kỳ cuối Miocene Vì vậy, mặt cắt trầm tích Miocene bị nén ép, nâng lên, bị bào mòn cắt xén mạnh, mất trầm tích từ vài trăm và có thể đến hàng nghìn mét, thời gian thiếu vắng trầm tích từ một đến vài triệu năm Càng về phía Tây – Nam của MVHN, hiện tượng bào mòn cắt cụt càng mạnh hơn, do ở đây vừa có dịch chuyển ngang vừa có hiện tượng quay theo chiều kim đồng hồ

Tuy đây là một đối tượng TKTD hết sức quan trọng, nhưng do cấu tạo được hình thành muộn hơn pha tạo dầu chính và lại bị bào mòn cắt xén quá mạnh nên khả năng tích tụ dầu khí bị hạn chế Vì thế đây có thể xem là rủi ro thứ nhất của các bẫy dầu khí loại này Rủi ro thứ hai liên quan đến chất lượng chứa, vì trước đó, trầm tích Miocene đã nằm rất sâu trong địa hào (cổ) nên đất đá đã từng bị nén ép chặt bởi áp suất tĩnh, cho dù sau khi bị nghịch đảo mặt cắt được nâng lên nhưng đất đá này vẫn giữ độ rỗng nguyên sinh thấp có từ trước, rồi lại chịu thêm các quá trình biến đổi thứ sinh nên độ rỗng lại càng kém đi Phương hướng tìm kiếm thăm dò cho các cấu tạo loại này là chọn các cấu tạo bình ổn về mặt kiến tạo, ít bị bào mòn và có thời gian bào mòn ngắn nhất trong Miocene

1.3.3 Trũn Trun Tâm b Sôn ồn

Trũng Trung Tâm là phần trầm tích khá bình ổn về mặt kiến tạo, móng nằm sâu hơn 14km, nằm ở ngay chính giữa vịnh Bắc Bộ, chạy theo hướng Tây Bắc - Đông Nam, trong phạm vi rất rộng từ các lô 108 đến 115 Tại tâm bồn trũng, thành phần hạt mịn là chủ yếu, có các diapir sét phát triển và trên đó các trầm tích Miocene trên - Pliocene bị nâng với biên độ nhỏ

Vào cuối Miocene đầu Pliocene, do ảnh hưởng của kiến tạo nghịch đảo ở phần Tây Bắc vịnh Bắc Bộ như đã nói ở trên nên trầm tích Pliocene bị nâng lên chút ít tạo thành đới nâng Đông Sơn kéo dài từ lô 108 đến lô 111 Do hướng đổ vật liệu từ Tây Bắc xuống Đông Nam và hướng á vĩ tuyến từ đất liền ra biển, nên có nhiều

thân cát dạng nón phóng vật và các tập turbidite có tuổi Miocene muộn - Pliocene sớm

Các đối tượng tìm kiếm thăm dò ở Trũng Trung Tâm bao gồm: cấu tạo khép kín có biên độ nhỏ trên đới nâng Đông Sơn và các cấu tạo khép kín bốn chiều phát triển trên các diapir sét như các phát hiện ở Dong Fang và Ledong của Trung Quốc (hình 1.6) và các quạt cát dạng turbidite ở phía Đông các lô 110, 111, 112 và 113, 115 (hình 1.7)

1.3.4 T ềm ạ Lon

Thềm Hạ Long (có tác giả gọi là Đới Đông Bắc đứt gãy Sông Lô) ở phía Đông Bắc đứt gãy Sông Lô phát triển từ đất liền ra biển đến các lô 101 và Bắc lô 106 Tại đây có lớp móng carbonate (K.8, K.14, K.81, B10-1X) và đá phiến sét sericite, cát kết dạng quartzite (B10-1X, B26-1X, ) Paleozoic muộn Móng của phần rìa nổi dần lên cao và lộ ra nhiều nơi như Đồ Sơn, Kiến An, Vịnh Hạ Long (hình 1.8) với các thành tạo carbonate và lục nguyên Paleozoic muộn (Devonian-Carboniferous-Permian) Giới hạn rìa Đông Bắc của móng Paleozoic là đứt gãy đường 18 (Phả Lại - Đông Triều), đó cũng là ranh giới của cấu trúc nền sau - Caledoni và trũng Mesozoic

Hình 1.6 Mô hình cấu tạo khép kín bồn chiều phát triển trên diapir sét lô 113 (a)

và mặt cắt địa chất thực tế (b)

Lớp phủ trầm tích Cenozoic không quá 2000m trong một số địa hào rất hẹp và mỏng dần về phía Bắc, Tây Bắc Trên bản đồ địa chất Việt Nam, có thể thấy đây là miền móng đơn nghiêng mà phổ biến hơn cả là đá vôi Carboniferous - Permian (hệ tầng Bắc Sơn), đá vôi và phiến silic Devonian giữa - trên (hệ tầng Lỗ Sơn) hoặc cát kết đá phiến màu đỏ và cuội kết Devonian dưới (hệ tầng Đồ Sơn)

Hình 1.7 Lát cắt khu vực qua tâm bồn trũng và các quạt cát/turbidite - lô 111

(theo OMV, 2001)

Dọc theo hệ thống đứt gãy Sông Lô, cạnh rìa thềm Hạ Long là một địa hào nhỏ hẹp, trong đó có các khối móng nhô cao như Yên Tử - Chí Linh (là đối tượng TKTD), tồn tại các khối đá vôi tuổi Carboniferous - Permian được chôn vùi dưới trầm tích Oligocene - Miocene, có nứt nẻ, có khả năng chứa dầu khí Các đối tượng tìm kiếm dầu khí là địa hình vùi lấp carbonate, chiếm một diện tích nhỏ trong các địa hào nhỏ hẹp kéo dài từ đất liền ra góc Đông-Nam lô 106 và góc Đông - Bắc lô 102 Phần lớn diện tích lô 101 thuộc thềm Hạ Long là một đơn nghiêng chưa được nghiên cứu

1.3.5 ớ n ịc đảo ạc Lon Vĩ

Một địa hào nhỏ hẹp từ giữa lô 107 theo hướng Đông Bắc - Tây Nam đến góc Đông - Nam của lô 106 và ven theo rìa phía Tây - Bắc của đảo Bạch Long Vĩ, chịu ảnh hưởng của hoạt động kiến tạo nghịch đảo vào thời kỳ Oligocene muộn -

Miocene sớm Chế độ kiến tạo này chỉ xảy ra ở vùng giao nhau của hai hệ thống đứt gãy khác hướng Tây Bắc - Đông Nam với Tây Nam - Đông Bắc Các cấu tạo chỉ được phát triển trong trầm tích Oligocene-Miocene dưới nằm trong các địa hào hẹp với nguồn sinh nhỏ Địa hào này là phần đuôi của bể Tây Lôi Châu nối với bể Sông Hồng, mà ở bể Tây Lôi Châu Trung Quốc đã phát hiện dầu trong trầm tích vụn Eocene

1.3.6 T ềm đơn n n T an - ệ

Thềm đơn nghiêng Thanh Nghệ chạy dọc theo đường bờ từ rìa Tây – Nam MVHN qua các lô 103, 104 xuống Bắc lô 111 Rìa Tây-Nam MVHN là phần nhô cao của móng kết tinh Proterozoic thuộc đới cắt trượt Sông Hồng và cấu trúc Mesozoic Ninh Bình - Sông Đà

Móng trước Cenozoic không chỉ là các phức hệ biến chất kết tinh Proterozoic và phổ biến hơn còn là các thành tạo carbonate, carbonate - sét và lục nguyên Mesozoic Các thành tạo gneiss Proterozoic và carbonate Mesozoic chiếm vị trí nhô cao của mặt móng, còn các trầm tích lục nguyên và sét - vôi Mesozoic thường nằm trong lõm sâu mà trên đó các trầm tích Cenozoic có thể dày tới 2.000m

Về phía Nam, nhìn chung thềm đơn nghiêng Thanh - Nghệ có xu thế nghiêng đổ dốc ra biển, gồm nhiều loại đá trầm tích tuổi khác nhau từ Paleozoic (Ordovician muộn - Silurian, Carboniferous-Permian) đến Mesozoic (Triassic, Cretaceous) và các thành tạo xâm nhập granite - biotite, granite hai mica có tuổi Paleozoic Trong phạm vi thềm có một vài cấu tạo dạng vùi lấp (như Quả Vải, Quả Táo, Quả Lê lô 104, hình 1.8) với lớp phủ trầm tích mỏng (500-1.000 m) có tuổi từ Miocene đến hiện đại

Hình 1.8 Cấu tạo quả Vải (lô 104) trên thềm đơn nghiêng Thanh - Nghệ

(theo OMV, 1999)

Dưới chân thềm cổ này có một vài bẫy địa tầng dạng kề áp lên móng nhưng với tiềm năng không lớn do đá chứa có độ rỗng nhỏ Đối tượng đáng quan tâm hơn là các bẫy địa tầng cát kết có tuổi Oligocene - Miocene sớm

1.3.7 T ềm à ẵn

Thềm Đà Nẵng là phần thềm nghiêng từ góc phía Nam lô 111 chạy dọc theo đường bờ về phía Nam tới thềm Phan Rang phía Tây bể Phú Khánh Móng trước Đệ Tam của thềm được đặc trưng bởi trầm tích phân lớp có tuổi Paleozoic đến Meozoic Nhiều nơi, thềm được phủ bằng lớp carbonate thềm có tuổi Miocene giữa -muộn Nhìn chung rất ít các cấu tạo có triển vọng dầu khí trong phạm vi phát triển của thềm do lớp phủ trầm tích Cenozoic mỏng

1.3.8 P ụ b uế- à ẵn

Phụ bể Huế – Đà Nẵng chịu sự chi phối của các hệ thống đứt gãy Sông Cả – Rào Nậy – Huế trong phạm vi các lô 112 và 114 Vào cuối Oligocene các đứt gãy ở đây là các đứt gãy trượt bằng trái, đã tạo nên các cặp địa hào - địa lũy dạng bậc thang

Trong phụ bể này quan trọng nhất là địa hào Anh Vũ - Đà Nẵng và đới nâng Hải Yến - Bạch Trĩ - Thần Nông Phần lớn các khối móng ở đây được nâng lên trước Oligocene sớm và tiếp tục được phát triển đồng trầm tích trong Miocene sớm Một đôi nơi, trong các địa hào hẹp, có hoạt động nghịch đảo kiến tạo cuối Oligocene - Miocene sớm Trên các đới nâng là các cấu tạo phát triển kế thừa trên móng đá vôi tuổi Devonian giữa - muộn có khả năng chứa dầu khí Ngoài ra trong phụ bể Huế - Đà Nẵng còn có nhiều cấu tạo khép kín bốn chiều trong trầm tích Miocene và một vài cấu tạo ám tiêu carbonate nhỏ

1.3.9 ớ nân Tr Tôn

Đới nâng Tri Tôn là đới nhô cao của móng ở phía Nam bể Sông Hồng, mà trên đó có lớp phủ là trầm tích vụn Oligocene, đá vôi nền và khối xây carbonate ám tiêu san hô tuổi Miocene giữa - muộn Theo các kết quả nghiên cứu của Nguyễn Mạnh Huyền năm 1998 và mới đây năm 2002 đới này có chiều dài khoảng hơn 500 km, phần phát triển rộng nhất và cao nhất là ở lô 121-120, sau khi qua các lô 119-118-117 (hình 1.9) thì nhỏ dần và chìm dần về phía lô 113

Thực tế, khi liên kết và tổng hợp các tài liệu địa chấn vùng lô 115, lô 113, Đông lô 111, tài liệu kế cận của Trung Quốc và đặc biệt là tài liệu trọng lực vệ tinh cho thấy đới nâng Tri Tôn không dừng lại ở phía Nam lô 115 như một số công bố trước đây, mà thực tế còn phát triển tiếp tục khá rõ đến lô 113 (hình 1.10), thậm chí có thể còn tồn tại ảnh hưởng của carbonate ở Đông lô 111 và tiếp tục ven rìa Đông lô 110

Phía Đông các lô 113, 111, 110 đới nâng này phát triển kề cận một thềm dốc hiện đại có tuổi Pliocene - Đệ Tứ, nghiêng từ thềm Dinh cơ (đảo Hải Nam) ra tâm bể (có cấu trúc tương tự như phía Đông các lô 120 - 121 ở phía Nam) Do phần này của đới nâng nằm ở độ sâu lớn với môi trường biển sâu (trong quá khứ), nên trầm tích carbonate không còn dày, hơn thế nữa trên đới nâng bị phủ một lớp sét Pliocene - Đệ Tứ quá dày (khoảng hơn 2000 m) nên việc quan sát nó trên mặt cắt địa chấn sẽ khó khăn hơn nhiều so với vùng phía Nam

Hình 1.9 Cấu tạo carbonate Cá Voi Xanh, lô 118, đới nâng Tri Tôn (theo BP,

1992)

Hình 1.10 Cấu tạo C (carbonate), lô 113 (theo PVSC, 1998)

1.3.10 ịa ào Quản ã

Địa hào Quảng Ngãi là một địa hào hẹp, là phần đuôi phía Nam của bể Sông Hồng, nằm kẹp giữa thềm Đà Nẵng và đới nâng Tri Tôn từ lô 116 đến lô 121 và thông với bể nước sâu Phú Khánh ở phía Nam Trầm tích trong địa hào có thể dày đến 8-9 km, bao gồm trầm tích từ Eocene đến hiện đại Đặc biệt pha phun trào cuối Miocene - Pliocene hoạt động mạnh tại đây, nhất là phần phía Tây lô 120 Địa hào này có cấu trúc đơn giản với hình cắt ngang như một lõm sâu oằn võng Trong đó

không có những cấu tạo khép kín 3 hoặc 4 chiều, nhưng có nhiều quạt cát tuổi Miocene có chất lượng chứa tốt Địa hào Quảng Ngãi là một trong những khu vực sinh chính của phần phía Nam bể Sông Hồng

1.3.11 ịa ào Lý Sơn

Địa hào Lý Sơn (cách đấy không xa là đảo Lý Sơn, huyện Lý Sơn, tỉnh Quảng Ngãi) nằm phía Đông đới nâng Tri Tôn, phía Nam và Đông Nam tiếp giáp với Đới nâng Hoàng Sa Địa hào Lý Sơn còn có nhiều tên khác, có tác giả gọi là Trũng Tri Tôn hoặc địa hào Đông Tri Tôn, còn công ty BP đã có lúc gọi nó là đới Rift Đông-Bắc Trầm tích là các mảnh vụn lấp đầy các địa hào và bán địa hào hình thành trong thời kỳ tạo Rift Eocene - Oligocene

Hiện tại đới này nằm rất sâu dưới mực nước biển từ 500 đến 1.500 m Về cấu trúc địa hào Lý Sơn phân bố theo hướng tây nam - đông bắc (như hướng cấu trúc của đới nâng Trường Sa) Có thể trong các địa hào này nguồn đá mẹ đầm hồ sẽ rất tốt, nhưng hiện tại chưa được nghiên cứu và đặc biệt trong đới này có rất nhiều cấu tạo triển vọng

Năm 1996, Công ty BP đã bổ sung vào đây mạng lưới địa chấn đủ dày, phát hiện được nhiều cấu tạo triển vọng hoàn chỉnh, nhưng do mực nước sâu nên chưa có điều kiện khoan thăm dò

1.3.12 T ềm đơn n n Tây ả am

Nằm ở bờ phía Đông Vịnh Bắc Bộ, chạy dọc phía Tây đảo Hải Nam là Thềm đơn nghiêng Tây Hải Nam (còn gọi là thềm Dinh Cơ) Thềm nghiêng thoải từ đảo Hải Nam rồi đổ dốc về phía Tây vào trung tâm bể Sông Hồng Đá móng tạo thềm cũng bao gồm các loại trầm tích Paleozoic - Mesozoic (gần giống với thềm Thanh - Nghệ) và lớp phủ trầm tích chủ yếu là Miocene - Đệ Tứ mỏng dưới 1.000 m, nằm trong lãnh hải Trung Quốc

1.4 c đ m địa c ất

Các thành tạo địa chất của bể Sông Hồng tương đối phức tạp bao gồm móng trước Đệ Tam, trầm tích Paleogen, trầm tích Neogene và trầm tích Pliocene - Đệ Tứ Hình 1.11 là cột địa tầng tổng hợp bể Sông Hồng một cách khái quát từ phía Bắc (bên trái cột địa tầng) xuống phía Nam (bên phải cột địa tầng)

Trên đó cho thấy móng, lớp phủ, thành phần thạch học và môi trường trầm đọng của chúng biến đổi từ Bắc vào Nam Đồng thời, một cách tương đối, còn cho thấy các bất chỉnh hợp chính đóng vai trò quan trọng, mức độ bào mòn, sự thiếu vắng trầm tích và hệ thống dầu khí trong thang địa tầng đó

1.4.1 ón trước ệ Tam

Móng trước Đệ Tam ở khu vực MVHN và lân cận lộ ra khá đa dạng tại các đới rìa ngoài và phân thành nhiều đới thành hệ - cấu trúc khác nhau Ngay giữa trung tâm MVHN đã phát hiện được móng Mesozoic tại giếng khoan 104 (3.941m-TD) chủ yếu gồm: rhyolite và tuff Mesozoic

Tại rìa Tây - Nam MVHN đá móng cổ nhất gồm các đá biến chất kết tinh gneiss, phiến biotite-amphybole Proterozoic gặp trong các giếng khoan 15 (Nam Định), 57 (Hải Hậu)

Còn rìa Đông-Bắc (khu vực các giếng khoan B10-1X, B10-2X, B26-1X ) đã gặp móng là các thành tạo carbonate, phiến sét-sericite, cát kết biến dư tuổi Paleozoic muộn tướng biển nông: đá vôi Carboniferous - Permian của hệ tầng Bắc Sơn, đá vôi và đá phiến silic Devonian giữa-trên hệ tầng Lỗ Sơn, cát kết phiến sét màu đỏ xen cuội kết Devonian dưới của hệ tầng Đồ Sơn (Devonian - PZ)

Hình 1.11 Cột địa tầng khái quát từ Bắc vào Nam bể Sông Hồng (N.M.Hiền 1988,

hiệu chỉnh và bổ sung năm 2004)

Trong khi đó, dọc thềm lục địa miền Trung, móng trước Đệ Tam phổ biến nhất là các loại trầm tích Ordovician trên - Silurian thuộc hệ tầng Long Đại và Sông Cả bao gồm đá vôi, cuội sạn kết, đá phiến Ngoài ra còn có cát kết, cuội kết Devonian dưới thuộc hệ tầng Tân Lâm, đá vôi Devonian giữa - trên thuộc hệ tầng Cù Bai, các đá xâm nhập granite-biotite Các hệ tầng này có xu thế phát triển ra biển và có thể

tạo nên những địa hình vùi lấp để trở thành các bẫy dầu khí quan trọng như đã được phát hiện tại cấu tạo Bạch Trĩ lô 112 Phía Nam bể Sông Hồng, ngoại trừ giếng khoan 115-A-1X đã bắt gặp móng biến chất Mesozoic, còn tất cả các giếng khoan còn lại đều chưa gặp móng trước Đệ Tam Tuy vậy qua các tài liệu hiện có, có thể dự đoán móng khu vực này cũng là các đá carbonate Mesozoic, đá biến chất và ít hơn là magma xâm nhập

1.4.2 ác t àn tạo trầm t c Cenozoic 1.4.2.1 Trầm t c Paleo ene

Trầm t c Eocene

Tại vùng Tây - Bắc bể Sông Hồng (hình 1.12) Trầm tích Eocene (hệ tầng Phù Tiên) được phát hiện ở giếng khoan 104 thuộc MVHN gồm các tập cát kết hạt thô màu đỏ xen kẽ với cuội kết và cát kết dạng khối Các thành tạo vụn thô màu đỏ đáy Eocene nằm trực tiếp trên lớp sét phong hoá cùng màu phủ trên tập phun trào rhyolite của móng Theo tài liệu địa chấn, chiều dày của hệ tầng thay đổi từ 100m-700m Môi trường thành tạo chủ yếu là lục địa Còn ở ngoài khơi bể Sông Hồng nói chung, chưa có giếng khoan nào khoan đến trầm tích Eocene, nhưng nhìn vào lắt cắt địa chấn có thể dự đoán rằng trầm tích Eocene có mặt ở nhiều nơi, dày vài ba trăm mét ở phần rìa và có thể tới hàng nghìn mét ở phần trũng sâu

Trầm t c Ol ocene

Các thành tạo Oligocene (hệ tầng Đình Cao, hình 1.12) thường phân bố dưới độ sâu 2000 - 3000 m và được phát hiện trong nhiều giếng khoan sâu ở Trung tâm MVHN Năm 2002, PIDC khoan giếng khoan PV-XT-1X thuộc phần rìa Tây-Nam cũng đã phát hiện được trầm tích chứa bào tử phấn xác định tuổi Oligocene Trầm tích Oligocene chủ yếu là cát kết, bột kết xen sét phân phiến Trầm tích Eocene trên - Oligocene dưới (Phù Tiên/Linshagang TQ) còn có thể phổ biến ở khu vực lô 106, bao gồm các lớp sét mịn màu đen xen cát kết hạt mịn đến thô như đã gặp ở giếng

khoan 107-PA-1X Môi trường thành tạo chúng là đầm hồ, sông ngòi Hệ tầng này có chứa những tập sét đầm hồ dày có khả năng sinh dầu tốt

Hình 1.12 Cột địa tầng MVHN và phần Tây Bắc bể Sông Hồng (PIDC, năm 2004)

Về phía Nam bể Sông Hồng (hình 1.13), trầm tích Oligocene (hệ tầng Bạch Trĩ), chủ yếu được thành tạo trong các trũng sâu của khu vực Thành phần chủ yếu bột kết xen các lớp sét kết và cát kết hạt nhỏ đến vừa phát triển xuống phía Nam, ở lô 114 (GK 114-KT) hệ tầng có thành phần cát kết nhiều hơn và xen các lớp sét kết, cá biệt có chỗ xen kẹp những vỉa than mỏng (GK 118-CVX)

1.4.2.2 Trầm t c eo ene

Trầm t c ocene

Trầm tích Neogene phân bố rộng rãi ở bể Sông Hồng với môi trường từ đồng bằng châu thổ, ven bờ tới biển nông và biển sâu Chiều dày của trầm tích Neogene thay đổi từ 500m ở các đới ven bờ đến 4.000m ở trung tâm vịnh Bắc Bộ Ngoại trừ phần bị nghịch đảo ở đới Tây - Bắc, hầu hết các tập đều phát triển bình ổn, uốn võng, chịu tác động của việc mở rộng Biển Đông Ở miền võng Hà Nội và phần Tây-Bắc bể Sông Hồng các trầm tích Miocene được chia thành 3 hệ tầng: Phong Châu (Miocene dưới), Phù Cừ (Miocene giữa) và Tiên Hưng (Miocene trên) Ở phía Nam của bể các trầm tích Miocene được chia ra các hệ tầng Sông Hương (Miocene dưới), Tri Tôn (Miocene giữa) và Quảng Ngãi (Miocene trên)

 Miocene dướ

Trầm tích Miocene dưới (hệ tầng Phong Châu) phân bố chủ yếu trong dải Khoái Châu - Tiền Hải (GK 100) và phát triển ra vịnh Bắc Bộ (GK 103-TH) với sự xen kẽ giữa các lớp cát kết hạt mịn, cát bột kết và sét kết chứa dấu vết than hoặc những lớp kẹp đá vôi mỏng (GK 103-TH, 103-HOL) Môi trường biển ven bờ, châu thổ, biển nông

Về phía Nam bể Sông Hồng, từ lô 117-121, trầm tích Miocene càng có đặc điểm khác hẳn so với vùng Tây - Bắc của bể Trầm tích Miocene dưới (hệ tầng Sông Hương) có thành phần thạch học chủ yếu là trầm tích hạt mịn lắng đọng trong môi trường biển, còn trên đới nâng Tri Tôn đã bắt gặp đá vôi dolomite ở phần trên của địa tầng (lô 120-121), và còn có mặt các đá xâm nhập núi lửa trong và ngay cạnh địa hào Quảng Ngãi như ở GK 121-CM-1X

 Trầm t c ocene ữa

Trầm tích Miocene giữa (hệ tầng Phù Cừ) phát triển rộng khắp trong miền võng Hà Nội, có bề dày mỏng ở vùng Đông Quan và phát triển ra ở vịnh Bắc Bộ với thành phần trầm tích gồm cát kết, sét bột kết, than và đôi nơi gặp các lớp mỏng carbonate (GK 103 TH-1X, GK 107-PA-1X), môi trường biển nông xen kẽ với châu thổ

Hình 1.13 Cột địa tầng phía Nam Bể Sông Hồng (PIDC, năm 2004)

Về phía Nam, trầm tích Miocene giữa có đặc điểm khác với vùng Tây Bắc nên được gọi là hệ tầng Tri Tôn Trầm tích hệ tầng này có mặt ở các địa hào nằm hai bên địa luỹ Tri Tôn: địa hào Quảng Ngãi và địa hào Lý Sơn và là các trầm tích hạt mịn thành tạo trong môi trường biển sâu; còn trên địa luỹ Tri Tôn được phủ một lớp đá carbonate dày đến vài trăm mét, ở phía dưới là dolomite, trong khi phần trên là đá vôi Trên thềm đá vôi này phát triển khá rộng rãi các ám tiêu sinh vật, là đối tượng chứa có chất lượng rất tốt đã gặp ở nhiều giếng khoan trong vùng

 Miocene tr n

Trầm tích Miocene trên (hệ tầng Tiên Hưng) có mặt trong hầu hết các giếng khoan ở miền võng Hà Nội và ngoài khơi vịnh Bắc Bộ với thành phần chủ yếu là cát kết, ở phần trên thường là cát kết hạt thô và sạn sỏi kết, sét kết, bột kết, xen các vỉa than Mức độ chứa than giảm đi rõ rệt do trầm tích tam giác châu ngập nước, với tính biển tăng theo hướng tiến ra vịnh Bắc Bộ Môi trường chủ yếu là biển ven bờ, biển nông xen châu thổ Một điểm đáng chú ý là tại Trũng Trung Tâm bể Sông Hồng, phần trên (hoặc hầu hết) của mặt cắt Miocene trên đều là môi trường nước nông đến sâu

Ở phần phía Nam của bể, trầm tích Miocene trên (hệ tầng Quảng Ngãi) chủ yếu là sét, sét kết biển và chứa một số lớp đá vôi mỏng môi trường chủ yếu là biển sâu Càng về phía Tây (thềm Đà Nẵng) trầm tích có hạt thô dần và xen kẽ nhiều thể phun trào

Trầm t c Pl ocene - ệ Tứ

Trầm tích có tuổi Pliocene - Đệ Tứ ở MVHN gồm các hệ tầng Vĩnh Bảo-Hải Dương-Kiến Xương Chúng nằm trên mặt bất chỉnh hợp cuối Miocene, ổn định và mở rộng đến các đới rìa của MVHN Sự phân bố của các tập trầm tích Pliocene (hệ tầng Vĩnh Bảo) khá ổn định, với xu thế dày dần ra phía biển Đây là thời kỳ san bằng địa hình, ngập lụt mới sau pha nghịch đảo kiến tạo cuối Miocene Xu thế này

được tiếp tục cho tới Đệ Tứ với các thành tạo thuộc hệ tầng Hải Dương và Kiến Xương Càng ra biển, trầm tích Pliocene-Đệ Tứ (hệ tầng Biển Đông) càng dày lên, nhưng vẫn có dạng bở rời, gắn kết yếu Riêng phần Trũng Trung Tâm bể Sông Hồng nơi trầm tích Pliocene đạt đến chiều sâu từ 2.000 - 3.000m là đối tượng quan trọng để tìm kiếm dầu khí Thành phần thạch học chủ yếu là cát sạn sỏi gắn kết yếu xen kẽ sét màu xám, thành phần hạt mịn tồn tại Trũng Trung Tâm chủ yếu là sét Môi trường trầm tích là biển nông đến biển sâu Về phía Nam bể Sông Hồng, hệ tầng Biển Đông chủ yếu là sét, sét kết xen kẽ những lớp mỏng bột và cát Càng gần bờ, trầm tích thô dần và có mặt các đá phun trào Môi trường trầm tích là biển từ nông đến sâu

1.5 ệ t ốn dầu k 1.5.1 á s n

Trong phạm vi bể Sông Hồng đã xác minh được hai tầng sinh quan trọng là đá mẹ Oligocene và Miocene dưới Thành phần kerogen của các tầng đá mẹ này thường không giống nhau ở các đới cấu trúc khác nhau trong bể Còn đá mẹ Eocene mới chỉ được chứng minh trong hệ tầng Chang-liu tại bể trầm tích Tây Lôi Châu cạnh bể Sông Hồng Tầng sinh Eocene được phát hiện tại bể Tây Lôi Châu, trong các tập đá sét giàu vật chất hữu cơ với tổng hàm lượng carbon hữu có (TOC) khoảng 2,67-2, 78%Wt, hàm lượng và chỉ số hydrogen lớn (S1+S2 khoảng 10-30 mg/g; HI khoảng 200 - 600 mg HC/g TOC), kerogen thuộc loại I và II

Phân tích tầng sinh tại vùng Tây - Bắc bể Sông Hồng nói chung và MVHN trên đất liền nói riêng cho thấy trầm tích Oligocene thường chứa Kerogen loại III và ít hơn là loại II, thường bị chôn vùi sâu, nhưng đá mẹ tại đây rất giàu vật chất hữu cơ, với TOC khoảng 6,9-11% Wt, HI từ vài chục đến hàng trăm mg HC/g TOC và đang ở trong pha tạo khí ẩm tới khí khô với giá trị Tmax khoảng 430 - 4800

C (hình 1.14, 1.15 và 1.16)

Tuy vậy, tại rìa Đông Bắc MVHN khi khảo sát vùng Đồng Ho và phần sâu của đảo Bạch Long Vĩ đã phát hiện các đá mẹ là sét và sét than trong các tập Oligocene có Kerogen cả loại I và II có khả năng sinh cả dầu và khí

Các đá mẹ này cũng rất giàu vật chất hữu cơ (TOC = 7-18% Wt), S2 khoảng 21 - 41mg/g và có chỉ số hydrogen cao (HI = 200 - 600 mg HC/g TOC), nhưng độ phản xạ vitrinit trung bình Ro = 0, 55 (Tmax = 428-439OC), đang bước vào giai đoạn trưởng thành

Hình 1.14 Đồ thị biểu diễn quan hệ HI và Tmax Vùng Đông Nam dãi Khoái Chân –

Tiền Hải MVHN (vùng Tây – Bắc bể Sông Hồng)

Hình 1.15 Sơ đồ trưởng thành tại nóc Oligocene/ đáy Miocene dưới, MVHN và kế

cận (theo PIDC, 2002)

Tầng sinh Miocene dưới tại MVHN và vịnh Bắc Bộ chủ yếu là các tập sét, than sinh thành trong các pha ngập lụt chính của các trầm tích châu thổ Phần lớn các kết quả phân tích cho thấy đá mẹ có Kerogen loại III là chính, chỉ một số mẫu ở Bạch Long Vĩ có biểu hiện loại II Kết quả phân tích mẫu thu thập trong các giếng khoan tại các lô 102, 103, 104, 112, 114 cho thấy giá trị tổng carbon hữu cơ từ trung bình đến rất giàu (TOC = 0,45-18%), song chỉ số hydrogen thấp (HI dưới 200 mg C/g TOC) ngoại trừ phần đảo nổi Bạch Long Vĩ với giá trị cao (HI lớn hơn 300 mg C/g TOC) Các tầng sinh Miocene thuộc khu vực ngoài khơi bể Sông Hồng đang trong ngưỡng trưởng thành đến trưởng thành sớm và có khả năng cho sản phẩm