Luận án tiến sĩ Kỹ thuật dầu khí: Đặc điểm phân bố tính chất dầu khí trên cơ sở nghiên cứu số liệu PVT và địa hóa trong bể Cửu Long

Vì vậy, tintưởng rang kết quả nghiên cứu của dé tai này sẽ là một trong những co sở khoa học tincậy, quan trọng, và được sử dụng trong thực tế TKTD & KT dầu khí ở bé Cửu Long.Kết quả ngh

ĐẠI HỌC QUOC GIA TP HO CHI MINHTRUONG DAI HOC BACH KHOA

NGUYEN MANH HUNG

“ĐẶC DIEM PHAN BO TINH CHAT DAU KHÍ TREN COSO NGHIEN CUU SO LIEU PVT VA DIA HOA TRONG BE

CUU LONG”

LUẬN AN TIEN SĨ KY THUAT DẦU KHÍ

TP HO CHI MINH NAM 2018

ĐẠI HỌC QUOC GIA TP HCMTRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

NGUYEN MANH HUNG

“ĐẶC DIEM PHAN BO TINH CHAT DAU KHÍ TREN CƠSO NGHIEN CUU SO LIEU PVT VA DIA HOA TRONG BE

CUU LONG”

Chuyên ngành: Kỹ thuật Dau KhíMã số chuyên ngành: 62520604Phản biện độc lập 1: GS TS Trần Nghi

Phản biện độc lập 2: PGS TS Hoàng Văn Long

Phản biện 1: PGS TS Lê Hải An :-c-c-c-cc :

Phản biện 2: PGS TS Trần Vĩnh Tuân Phản biện 3: PGS TS Trần Văn Xuân

NGƯỜI HƯỚNG DAN KHOA HOC1 PGS.TSKH Hoang Dinh Tién2 PGS.TS Nguyễn Việt Ky

LOI CAM DOAN

Tác giả xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của bản thân tac giả Các kết quanghiên cứu va các kết luận trong luận án nay là trung thực và không sao chép từ bat kymột nguôn nao và dưới bat kỳ hình thức nào Việc tham khảo các nguồn tài liệu (nếucó) đã được thực hiện trích dẫn và ghi nguồn tai liệu tham khảo đúng quy định

Tác giả luận án

Nguyễn Mạnh Hùng

TOM TAT LUẬN AN

Dau khí được phát hiện và khai thác ngày nay ở bể Cửu Long là kết quả của hang loạtquá trình, từ quá trình chuyển hóa vật liệu hữu cơ (VLHC) thành dau khí, quá trình dicư và bién đi thành phan dau khí, đến quá trình tích tụ và bảo tồn ở các bẫy chứa Cácquá trình này xảy ra trong những điều kiện hóa-lý thời gian, tiến hóa địa chất nhấtđịnh và rất phức tạp Cho đến nay, chưa có công trình nào tổng hợp tải liệu và nghiêncứu ở quy mô toàn bé Cửu Long, dé giải quyết các van đề về dau vỉa Kết quả của détài sẽ làm sáng tỏ quy luật phân bố đặc tính va phân bố dầu khí ở quy mô bể CửuLong, đặt nó trong mối quan hệ khang khít với đặc điểm địa chat của bê Vì vậy, tintưởng rang kết quả nghiên cứu của dé tai này sẽ là một trong những co sở khoa học tincậy, quan trọng, và được sử dụng trong thực tế TKTD & KT dầu khí ở bé Cửu Long.Kết quả nghiên cứu đã cho thay mối liên hệ khang khít giữa các thông số dau via, địahóa dầu cũng như địa hóa đá mẹ Qua trình tong hop va khao sat số liệu đặc tinh dầuvia(PVT) và địa hóa đã làm sáng tỏ bức tranh về đặc điểm phân bố dau khí trong bểCửu Long Căn cứ vào các di chỉ sinh học và hóa học của dầu via và VLHC, các đặcđiểm địa chất cùng các đặc tính hóa lý của dầu khí, đã tìm ra quy luật phân bố các đặctinh dầu khí trong bể Cửu Long Các qui luật nay được chứng minh và giải thích rõ

rang, ti mi trên cơ sở khoa học có đủ độ tin cậy cao.

Các nghiên cứu về đá mẹ đã được thực hiện qua nhiều kết quả nghiên cứu trước đây,tuy nhiên các nghiên cứu đều phan lớn sử dụng số liệu đã cũ và chưa có sự thống nhấtvề địa tầng cho trầm tích Oligocen dưới (tập E+F) Các nghiên cứu trước không phânchia đánh giá một cách chỉ tiết bé Cửu Long theo từng lô, từng phân vị địa tang vàtheo từng tập nên các đánh giá còn mang tính tong quát Nghiên cứu này đã bồ sungthêm các số liệu mới thu thập được va phân chia chi tiết cụ thé hơn cho từng tập tramtích theo từng lô trên cơ sở thống nhất mới nhất về dia tang (2013) Ngoài ra, dé đánhgiá chính xác tiềm năng dầu khí được sinh ra bởi các tầng đá mẹ, khôi phục giá trịTOC ban dau của đá mẹ đã trưởng thành đã được trình bày cụ thé trong nghiên cứunày Chính vì có những sự khác biệt so với các nghiên cứu trước đây nên kết quả đánh

giá về đá mẹ có một sô đặc điêm chính khác so với các nghiên cứu trước đây là đá me

Oligocen dưới giàu VLHC hon đá mẹ Oligocen trên( tập D) va dau khí đã được sinh rachủ yếu từ đá mẹ Oligocen dưới và một phần đáy của đá mẹ Oligocen trên tại cáctrũng sau Đối với đá mẹ Miocen dưới, VLHC ban đầu chủ yếu thuộc Kerogene loạiII chỉ tập trung ở khu vực phía nam và trung tâm của bé Riêng khu vực phía Bắc vàĐông Bắc bé Cửu Long lại cho thay đá mẹ Miocen dưới chủ yếu thuộc Kerogene loạiIL Tuy nhiên, VLHC trong đá mẹ Miocen dưới chưa đạt pha sinh dau.

Mối quan hệ giữa các thông số dau trong điều kiện vỉa và các thông số đặc tính địa hóadầu cũng đã được một số nghiên cứu trước kia dé cập tới Sự khác biệt trong các mỗiquan hệ được xây dựng trong nghiên cứu nay là làm nổi bật được sự khác biệt đặc tính

dầu theo từng phân vi địa tang Trên cơ sở mối quan hệ này có thé nhận biết được, đặc

điểm phân bố của dau khí trong bé Cửu Long được phân bố thành hai phức hợp chứadau khác biệt nhau: tầng móng va tang Oligocen dưới; dau tầng Oligocen trên vaMiocen dưới Điểm khác biệt trong nghiên cứu này còn đưa ra được mối quan hệ giữachỉ số Heptane và chỉ số Iso Heptane trong phân đoạn nhẹ của dầu góp phần xác địnhloại VLHC ban đầu cũng như mức độ trưởng thành nhiệt mà dầu được hình thànhtrong bé Cửu Long

Trên co sở bản dé phân bố đăng dày và dang sâu của các phân vị địa tang trong bểCửu Long cùng các số liệu đặc tính dầu khí được xây dựng thành các sơ đỗ phân bốtheo từng đặc tính cơ bản của dầu trong điều kiện vỉa Trên cơ sở liên kết các đặc tínhdầu, đặc điểm của tầng đá mẹ tương ứng và đặc điểm phân bồ hệ số sét/cát của cácphân vị địa tầng, phân bố dầu khí được chia thành đới trung tâm, đới chuyền tiếp vàđới ven ria Đới trung tâm luôn gan liền với tiềm năng dầu khí lớn, nơi có kha năngsinh dau tốt, khả năng chắn và chứa dau khí tốt Đới chuyền tiếp cho thấy tiềm năngdầu khí nhưng khả năng sinh và chăn đã kém đi rất nhiều Riêng với các đới ven rìa,tiềm năng dau khí thấp do kha năng chan rất kém cộng với sự xâm nhập của nước via

cũng như nước mặt.

Như vậy, các luận điêm chính của luận án đã chứng minh trên cơ sở liên kêt các sôliệu được tông két từ đá mẹ, đặc tính dâu via và đặc tính địa hóa dâu đã làm sáng tỏbức tranh vê đặc diém phân bô dâu khí trong bê Cửu Long, góp phân cho công tác tim

kiếm thăm dò hiệu quả hơn

Petroleum which is discovered and produced in Cuu Long basin is the result ofnumerous processes, from organic material alteration to generate petroleum, migration,accumulation and reservation Those processes occurring under specific chemical andphysical conditions and in certain geological evolution periods are complex.However,there are no studies avaiable to reveal whole process in Cuu Long basin Theresult of this thesis will show the distribution law of petroleum and its attribute in thebasin, which is based on the geological characteristics of this region Therefore, thisstudy is believed to be an important and reliable scientific basis for the oil and gasindustry as well as can be applied in petroleum exploration and production in Cuu Longbasin.

This research shows the integral relation between reservoir fluid parameters, oilgeochemical and source rock To clarify the whole picture of the distribution ofpetroleum in Cuu Long basin, large number of PVT and geochemical data has beengathered and studied Moreover, data acquired from biomarker from reservoir oil andorganic materials, and geological characteristics as well as chemical and physicalconditions of hydrocarbon is utilized to find out the distribution law of petroleumcharacteristics in the area Those rules are proven and demonstrated clearly based on thereliable scientific sources.

Many studies on source rock have been done but their data was relatively outdated andpreviously there was no agreement on the lower Oligocene stratigraphy (sequence E andF) Furthermore, those works do not focus particularly on block, stratigraphic unit andsequence so the outcomes were general Notwithstanding the issues, this researchcontributes newly updated data and concentrates specifically on each sequence ininterested regions based on the latest agreement on stratigraphy in 2013 Moreover, toevaluate petroleum potential of source rocks more precisely, restoring original TOCvalues of mature source rocks are important and presented in the study Because of manydifferences, the result of the research has some distinct conclusions from previousresearchers, especially lower Oligocene source rock is richer organic materials thanupper Oligocene one (sequence D) and hydrocarbon is mainly generated in lower

iii

Oligocene source rock and a bottom part of upper Oligocene source rock In lowerMiocene source rock, organic materials are originally Kerogene type III with thedistribution being mainly on the south and center of Cuu Long basin In contrast, in thenorth and northeast area, lower Miocene source rock has substantial kerogene type II.However, organic materials in lower Miocene source rock is not mature to oil window.

Although relation between oil parameters in reservoir condition and geochemicalparameter has been mentioned in other studies, this thesis highlights the differences ofthose parameters in each interested stratigraphy Based on the relation, distribution ofhydrocarbon can be divided into two distinct groups: basement and lower Oligocene;upper Oligocene and lower Miocene Another distinction of the study is the applicationof relation between Heptane and Iso-heptane in light fraction of oil which is used toclassify initial organic materials as well as temperature maturation of hydrocarbon inCuu Long basin.

In addition, iso-depth maps and thickness maps of some stratigraphic units in Cuu longbasin as well as petroleum characteristic data are used to create reservoir fluid propertiesdistribution According to the relation of oil and gas characteristics, source rockcharacteristics and shale/sand ratio of all stratigraphic units, hydrocarbon distributioncan be divided into 3 areas: central zone, transitional zone and marginal zone Centralzone which usually has great generating ability, high-quality seal and trap is believed tohave high petroleum potential Whereas, transitional zone also shows somewhatpotential but generating and sealing ability is greatly reduced Petroleum potential inmarginal zone is low due to poor sealing ability and infiltration of reservoir and surface

water.

In conclusion, all main points of this thesis that are proven by using data and parametersof source rock, hydrocarbon and geochemical characteristics provide betterunderstanding of petroleum distribution in Cuu Long basin, which greatly contributesto exploration process in the oil and gas industry.

LỜI CÁM ƠN

Trước tiên, tôi xin bảy tỏ lòng biết ơn chân thành và sâu sắc nhất với cán bộ hướngdẫn PGS.TSKH Hoàng Đình Tiến và PGS.TS Nguyễn Việt Kỳ đã tận tình chỉ dẫn,định hướng và những góp ý trong quá trình thực hiện luận án Trong suốt quá trìnhnghiên cứu, các thay đã kiên nhan hướng dẫn, trợ giúp và động viên tôi rất nhiều Sựhiểu biết sâu sắc về khoa học, cũng như kinh nghiệm của thầy chính là tiền đề giúp tôi

đạt được những thành tựu và kinh nghiệm quý báu.

Tôi cũng xin bày tỏ lòng biết ơn chân thành đến TS Nguyễn Anh Đức, Viện TrưởngViện Dầu Khí, Ban Giám Đốc trung tâm Phân Tích Thí Nghiệm, PGS TS Trần VănXuân và các Quý Thầy Cô trong Khoa Kỹ thuật Địa chất và Dầu khí trường Đại họcBách khoa đã tạo điều kiện thuận lợi nhất cho tôi trong suốt thời gian nghiên cứu, học

tập và thực hiện luận án.

Ngoài ra, tôi cũng xin được bày tỏ lòng biệt ơn chân thành và sâu sac tới các nhà khoahọc, các nhà địa chât đi trước cho phép tác giả sử dụng và kê thừa kết quả nghiên cứucủa mình, dong thoi tác gia rat mong nhận được nhiêu ý kiên góp ý quý báu, của cácnhà khoa học, những nhà địa chât và các bạn bè đông nghiệp.

Đông thời, tôi cũng xin cảm ơn bạn bè và gia đình đã luôn bên tôi, cô vũ và động viên

tôi những lúc khó khăn để có thể vượt qua và hoàn thành tốt luận văn này

Xin trân trọng cảm ơn.

Nguyễn Mạnh Hùng (NCS 51341914)

MỤC LỤC

MỞ ĐẦU |1 Tính cấp thiết của dé tài: «cv 11111113 111111 ng greg |2 Mục đích và nhiệm vụ của dé tải: - ca tt S 3313191181811 1815511111151 E515 Ecesez ]3 Những luận điểm cần bảo VỆ -i-G- t ta S1 vn 9111131911118 111 111111111111 15 11111151111 EeEserres 24 Những điểm mới của luận An - - - kkEx9E9E9 9E SE cc cưng greg 35s Ý nghĩa khoa học và thực tiỄn - G- + + EkxSxE E1 E11 ng nh rep 3

6 Tài liệu cơ sở của luận á -. - + c2 EE113301 181113030 11111 ng vớ 4

7 Khối lượng và cầu trúc luận ấnn ii cct na S333 851 18181581818 E5858 1111581551155 EeEecEe, 4CHUONG1 KHÁI QUÁT DAC DIEM DIA CHẤT BÉ CUU LONG VÀ CÁCVAN DE CON TON TẠI TỪ NHỮNG NGHIÊN CUU TRƯỚC - 5

1.1 Vị trí kiến tạo của bê Cửu 01 La 51.2 Đặc điểm dia tang thạch học bể Cửu LONB c1 ng 5

1.2.1 Đá móng trước KainOZOl: ccceesssccccccccceeeeeseeesssssceceeeececceeeeeseeesssesssssaaeeeees 61.2.2 ¡8€ v00 - a141 7

1.3 Các nghiên cứu trước đây về đặc điểm phân bồ dau khí trong bé Cửu Long và

Mhing Van 84/5199)0810)0:2 2000007070787 10

CHUONG2 CỞ SỞ DỮ LIỆU VÀ PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU 14

"0 v0 0 :/2-+-+-1lA 14

2.1.1 Nguồn dit liệu - - sEEEExSvSccvcS S1 E1 1111515111111 T11 ng greg 14

2.1.2 Độ tin cậy của dữ lIỆU: (c1 1111111111 1111802333 1111111111 khe 142.2 Phương pháp phân tích PVT và địa hóa trong phòng thí nghiệm 16

2.2.1 Phương pháp phân tích các thông số P'VTT ¿6 + +x+k+k+xeEeeeesese 16

2.2.2 Phương pháp phân tích địa hóa 55555 +++2255555555xsssesss 18

2.3 Qui trình tong hợp va xử ly số liệu dé xác định đặc điểm phân bố tinh chat dầu

khí trên cơ sở nghiên cứu sô liệu PVT và địa hóa - <<<<<<ssssxxxss 26

CHUONG3 DAC DIEM DIA HOA CÁC TANG ĐÁ ME, MOI TRƯỜNGTHÀNH TẠO VA ĐỘ TRUONG THÀNH CUA VAT LIEU HỮU CƠ 29

3.1 Đặc điểm địa hóa các tầng đã I - C110 nh ve 29

3.1.1 Đá mẹ Miocen dưới ( BÌ Ï) - 5 2232222212213 1 111111111 111g vn v2 293.1.2 Da mẹ Oligocen trên ( tập C và Ï) - S11 1v vn 333.1.3 Đá me Oligocen dưới + Eocen?( tập E +E) ccc SA ssesessersee 39

3.1.4 Đánh giá chung cho các tầng đá mẹ, ¿6k k+E*E#EsESEsEEerkrkrkeeeeeed 453.2 Đánh giá đặc điểm môi trường tích tụ vật liệu hữu cơ bể Cửu Long 48

3.3 Độ trưởng thành của vat liệu hữu CƠ 111111111111 1xx 111133335532 56

3.3.1 Biến đối vật liệu hữu cơ trong giai đoạn nhiệt xúc tác (catagenez) 56

3.3.2 Các ngưỡng xác định mức độ trưởng thành của vật liệu hữu cơ 61

3.3.3 Đặc điểm phân bố øradien địa nhiỆt - << 5555 5S S S3 s+2 633.3.4 Các yếu tố không chế phân đới pha các tích tụ dầu khí - - 52 643.4 Xây dựng sơ dé phân bố Tmax trong bể Cửu Long theo diện - - 673.4.1: Phân bố Tmax trong Miocen dưới (BÌ) c5 6xx exexeeeeeesree 673.4.2 Phân bố Tmax trong Oligocen trên (C&D) - 5-6-6 s3 x+k+E£Eeeeeeeseee 683.4.3: Phân bố Tmax trong Oligocen dưới+ Eocen (E&F) - scsccscse 703.5: Phân bố Tmax trong mặt cắt ngang cccccccccssssssssssssesesesesesscscscssessssvsvevecseevees 713.6 Mức độ trưởng thành nhiệt đối với dầu và condensat scscscsssszsse: 74CHƯƠNG4 MỖI QUAN HỆ GIỮA CAC THONG SO DAU VỈA 764.1 Tổng quan về phân bố các tầng sản phẩm - + + + SE ‡keveEeEeeeesree 764.2 Quan hệ giữa các thông SỐ vỈa - - - E119 SE ST TT c9 g1 ng rreg 784.2.1 Quan hệ giữa các thông số dầu trong điều kiện vỉa - 5s cs<scse 784.2.2 Khao sát sự phân bố áp suất bão hòa và tỷ suất khí dầu theo địa tang 824.2.3 Dac điểm thành phan dau via bể Cửu Long -¿- - s +x+x+x+xeesesese 834.3 Xây dung các quan hệ qua lai giữa một vài thông số địa hóa liên quan đến đánh

Bo; l09)19i005)i1710051 022000000757 -‹4 86

4.3.1 Phân loại dầu qua chỉ số Heptane (H) va Iso Heptane (]) -: $64.3.2 Đánh giá mức độ trưởng thành dầu qua chỉ số Heptane (H) và

IsoHeptane(I) trong bê Cửu Long . - c5 55522323233 333336556555555errres 87

4.3.3 Mối quan hệ giữa tỷ trong dau (API) với kết quả phân tích SARA trong dau

ẮáẢđaiaẳiẳiẳẳẳẳẳiẳaidaiaaaầảaẢŸ3ồÕẢẼÕÃää 91

CHƯƠNG5 DAC DIEM PHAN BO TINH CHAT DAU VIA VÀ CHÍ SO

Pr/nC17 & Ph/nC18 THEO DIEN 0 ea 92

5.1 Dac điểm phân bố của Pr/nC17 và Ph/nC18 trong đá me và trong dau vỉa 925.2 Đặc điểm phân bố tinh chat dầu via trong bé Cửu Long - - - sssss¿ 1005.2.1 Đặc điểm phân bố dầu khí theo chiều sâu: - + + + +x+x+xzxzxẻ 1005.2.2 Đặc điểm phân bố tính chất dầu via theo diện . 2e se s52 105

Vil

5.2.2.2 Đặc điểm phân bố tinh chất dầu via trong tầng Oligocen dưới 114

5.2.2.3 Dac điểm phân bố tinh chất dầu via trong tang Oligocen trên 118

5.2.2.4 Dac điểm phân bố tinh chất dau via tang Miocen dưới và Miocen trungaaáắaáầđaầáđaẳđađầđầđầẳaẳẳẳẳẳẳẳẳŨỖ 121

5.3 Mối quan hệ giữa đặc điểm phan bồ tính chất dau via theo địa tang 125

5.3.1: Phân bồ tính chất dầu via theo địa tẦng - + + scxvsEsEsEExrkrkeeeeeed 1255.3.2 Mỗi quan hệ theo diện với đặc điểm phân bố hệ số sét cát 133

5.3.2.1 Mối quan hệ theo diện với phân bồ hệ số sét cát Miocen dưới 133

5.3.2.2 Mối quan hệ theo diện với phân bố hệ số sét cát Oligocen trên 134

5.3.2.2 Mối quan hệ theo diện với phân bố hệ số sét cát Oligocen dưới 1355.4 Phan vùng tiềm năng dau khí trong bể Cửu Long 5-5655 ss+x+xssd 136KETLUAN 137

KIEN NGHI: 138

DANH MỤC CÁC HÌNH ANHHình 1-1 Các đơn vị cau tạo bề Cửu Long [2] -¿- - 5+ +E+EeEEEEE£E£kekekekeeeeeeeeeree 5

Hình 1-2 Phân chia dia tầng Paleogen ở một số đơn vị trong PVN [5] - 6

Hình 1-3 Dia tầng trầm tích Kainozoi bể Cửu Long 5] - ¿+5 ss+ss+x+x+x+e+esxscse 7Hình 2-1 Máy sắc ký khí (a) và sac đồ phân tích thành phan dau/ khí ( b) 17

Hình 2-2 Thiết bị lò phân tích PVT có cửa số của TT PTTN 2-s+c+c+sscee 17Hình 2-3 Thiết bị đo độ nhớt dau via ( Rolling ball Viscosimeter) - - s: 18Hình 2-4 Đặc điểm của quá trình nhiệt phân - - + + + SE +E+E+E£EeEeEeesrerreree 22Hình 2-5 Đồ thị xác định môi trường tích lũy vật liệu hữu co Huang W.Y vMeinschein W.G.,1979 [H2] CC 2010 0011111111111111111 1111111111111 1 1 1 vn ve 23Hình 2-6 Nguồn gốc hình thành Pristane v Phytane theo Powel T.G., 1915[12] 25

Hình 2-7 Đồ thị xác định môi trường tích lũy vật liệu hữu cơ [12] -: 26

Hình 2-8 So dé khói (flow chart) qui trình tổng hợp va xử lý số liệu 28

Hình 3-1 Sơ đồ phân bố % TOC đá mẹ Miocen dưới (BI) bé Cửu Long 31

Hình 3-2 So đồ phân bố ¥(Si+S82) đá mẹ Miocen dưới (BI) bề Cửu Long 31

Hình 3-3 Biểu đồ xác định loại VLHC Miocen dưới — bể Cửu Long - 32

Hình 3-4 Biểu đồ xác định loại VLHC Oligocen trén(C+D)—bé Cửu Long 35

Hình 3-5 Sơ đồ phân bố % TOC đá mẹ Oligocen trên (C) bể Cửu Long 37

Hình 3-6 Sơ đồ phân bố ¥(Si+S2) đá mẹ Oligocen trên (C) bề Cửu Long 37

Hình 3-7 Sơ đồ phân bố % TOC đá mẹ Oligocen trên (D) bề Cửu Long 38

Hình 3-8 Sơ đồ phân bố Y(S¡+Sz) đá mẹ Oligocen trên (D) bé Cửu Long 38

Hình 3-9 Kết quả phân tích đá mẹ (COD-1X), trũng Đông Bạch Hồ, bề Cửu Long 42

Hình 3-10 Biéu đồ xác định loại VLHC Oligocen dưới+Eocen? (E+F)- bể Cửu Long 43

Hình 3-11 Sơ đồ phân bố % TOC đá mẹ Oligocen dưới (E+F)bé Cửu Long 44

Hình 3-12 Sơ đồ phân bốŠ`(S¡+S›)đá mẹ Oligocen dudi(E+F)bé Cửu Long 44

Hình 3-13 Tổng kết thông số co bản đá mẹ theo từng phân vị địa tang bé Cửu Long 47Hình 3-14 Đặc điểm môi trường tích tụ VLHC trên cơ sở tài liệu phân tích GCMS củamau dau và chất chiết bể Cửu Long (Huang W.Y và Meinchein W G 1979) 49

Hình 3-15 Mối tương quan giữa Hi: và Pz/Pụ trong dầu 5 - sex exseeeseseee 51Hình 3-16 Dac điểm phân bố Pr/nC17 và Ph/nC18 theo chiều sâu [12] - 52

Hình 3-17 Mối quan hệ giữa Pr/nC17 và Ph/nC18 trong đá và dầu bé Cửu Long 53

Hình 3-18 Kết quả tong hợp đánh giá các tang đá mẹ trong bể Cửu Long 55

Hình 3-19 Mức độ chuyển hóa VLHC ở các vị trí khác nhau trong bé Cửu Long 57

Hình 3-20 Phân đới thăng đứng sinh HC phụ thuộc vào gradien địa nhiệt [13] 58

Hình 3-21: Độ trưởng thành VLHC tuyến S18A va S14 (Petromod)[1 I] 60

Hình 3-22 Giản đồ xác định độ trưởng thành của VLHC bề Cửu Long[12][14] 62

Hình 3-23 Sơ dé phân bố gradien địa nhiệt bể Cửu Long[§] - 5-5-5 <<: 64Hình 3-24 Dị thường áp suất bể Cửu Long va phân đới nhiệt áp theo Ermolkin[12] 66

ix

Hình 3-25 Sơ đồ phân bố Tmax của đá mẹ Miocen dưới (BI) bể Cửu Long 67

Hình 3-26 Sơ đồ phân bố Tmax của đá mẹ Oligocen trên (C) bé Cửu Long 69

Hình 3-27 Sơ đồ phân bố Tmax của đá mẹ Oligocen trên (D) bề Cửu Long 70

Hình 3-28 Sơ đồ phân bố Tmax đá mẹ Oligocen dưới+Eocen? (E+F) bé Cửu Long 71

Hình 3-29 Phân bố Tmax trong mặt cắt ngang AA’bé Cửu Long - - - +: 72

Hình 3-30 Phân bố Tmax trong mặt cắt dọc S-WS đến N-EN( BB’) bể Cửu Long 72

Hình 3-31 Phân bố Tmax trong mặt cắt ngang CC’, bé Cửu Long - - +: 73

Hình 3-32 Phân bố Tmax trong mặt cắt ngang DD’, bể Cửu Long -s: 73Hình 3-33 Tương quan giữa H6 và % Ro của dầu trong bé Cửu Long - 75

Hình 4-1 So đỗ phân lô và phân chia thành các khu vực nghiên cứu bể Cửu Long 76

Hình 4-2 Mối quan hệ giữa áp suất bão hòa và tỷ suất khí dau - s5: 79Hình 4-3 Mối quan hệ giữa các thông số dầu via theo từng phân vị địa tầng 81

Hình 4-4 Phân bố áp suất bão hòa và ty suất khí dau theo địa tầng tram tích 82

Hình 4-5 Sac đồ thành phan dau thuộc các tang chứa trong bể Cửu Long 84

Hình 4-6 Mối quan hệ giữa áp suất bão hòa dau via và % C¡ trong bê Cửu Long 85

Hình 4-7 Phân loại VLHC ban đầu dựa vao chi số Heptane va Iso Heptane 87

Hình 4-8 Mối quan hệ giữa chỉ số Heptane và %R° - bể Cửu Long -: 88

Hình 4-9 Ngưỡng trưởng thành nhiệt dựa trên chỉ số Heptane va Isoheptane 90

Hình 4-10 Quan hệ giữa ty trong dau và kết quả phân tích SARA trong dầu 9]

Hình 5-1 Sơ đồ dự kiến hướng di cư dầu khí trong bé Cửu Long trên cơ sở 95

Hình 5-2 Sơ đồ dự kiến hướng di cu dầu khí khu vực Đông Bắc Bề Cửu Long 95

Hình 5-3 Sơ đồ cấu trúc móng khu vực phía Nam 16 (09 2s s+s+x+E+E+xeE+xsese 97Hình 5-4 Quy luật phân bó tích tụ dầu khí: a- Thuận; b- nghich( phân bố lại) 100

Hình 5-5 Đặc điểm phân bố ty trong dau theo chiều sâu mỏ DM lô 01 102

Hình 5-6 Sơ đỗ mô phỏng quá trình tích tụ dầu khí vào móng nứt né mỏ Bạch Hồ[ 12]— 103

Hình 5-7 Đặc điểm phân bố các đặc tính dầu vỉa mỏ Bạch Hồ, bể Cửu Long [13] 104

Hình 5-8 Đặc điểm phân bố một số chỉ tiêu phân tích dầu mỏ Bạch H6[13] 105

Hình 5-9 Quy luật di chuyền và tích tụ dầu khí vào các bẫy chứa Gussow, 1968 AIME(Geochemistry of oil and Œas)[2 8 ] - 11 000111111119993331 111111111 1n ng ng và 106Hình 5-10 Hướng di cu hydrocarbon ở mỏ Bạch Hồ [ 13] - - 5 £+s+s+ssss¿ 107Hình 5-11 Sơ đồ cấu trúc tập E( đáy) và phân bố áp suất bão hòa ở cau tạo ST 108

Hình 5-12 Mặt cắt ngang cau tạo ST hướng B-N cv ekekekeeeree 108Hình 5-13 Sơ đồ phân bố áp suất bão hòa tang móng, bể Cửu Long 112

Hình 5-14 Sơ đồ phân bố tỷ xuất khí dầu (GOR) tang móng, bể Cửu Long 113

Hình 5-15 Sơ đồ phân bố tỷ trọng dau vỉa tang móng, bể Cửu Long 113

Hình 5-16 Sơ đồ phân bố độ nén dau via tang móng, bể Cửu Long : 114

Hình 5-17 So dé phân bố áp suất bão hòa Oligocen dưới, bể Cửu Long 116

Hình 5-18 Sơ đồ phân bố ty xuất khí dầu tầng Oligocen dưới, bề Cửu Long 116

Hình 5-19 So đồ phân bố tỷ trọng dau via tang Oligocen dưới bể Cửu Long 117

Hình 5-20 Sơ đồ phân bố độ nén dau via tang Oligocen dưới, bé Cửu Long 117

Hình 5-21 Sơ dé phân bố áp suất bão hòa Oligocen trên, bé Cửu Long 119

Hình 5-22 Sơ đồ phân bố ty xuất khí dầu tang Oligocen trên, bể Cửu Long 120

Hình 5-23 Sơ đồ phân bố độ nén dau via tang Oligocen trên, bé Cửu Long 120

Hình 5-24 Sơ dé phân bố tỷ trong dau via tầng Oligocen trên, bể Cửu Long 121

Hình 5-25Sơ đồ phân bồ áp suất bão hòa tang Miocen dưới, bé Cửu Long 122

Hình 5-26 Sơ đồ phân bố tỷ xuất khí dầu tầng Miocen dưới, bé Cửu Long 123

Hình 5-27 Sơ đồ phân bố độ nén dầu via tầng Miocen dưới, bể Cửu Long 123

Hình 5-28 Sơ dé phân bố tỷ trong dau via tang Miocen dưới, bể Cửu Long 124

Hình 5-29 Sơ dé phân bố tầng đá me, đới sinh, đới chứa va chăn bé Cửu Long 126

Hình 5-30 Sơ đồ phân chia các đặc tinh PVT theo các đới trên Miocen dưới 128

Hình 5-31 Sơ dé phân chia các đặc tinh PVT theo các đới trên Oligocen trên 128

Hình 5-32 Sơ đồ phân chia các đặc tinh PVT theo các đới trên Oligocen dưới 129

Hình 5-33 Sơ đồ phân chia các đặc tinh PVT theo các đới trên móng 129

Hình 5-34 Phân bố dau tầng chứa Miocen dưới mỏ SD, bé Cửu Long 132

Hình 5-35 Sơ đồ phân bố hệ số sét cát điệp Miocen dưới bé Cửu Long[8§] 134

Hình 5-36 Sơ đồ phân bố hệ số sét cát điệp Oligocen trên bể Cửu Long [8] 135

Hình 5-37 Sơ đồ phân bồ hệ số sét cát điệp Oligocen dưới, bể Cửu Long [8] 136

xỉ

DANH MỤC BANG BIEU

Bang 2-2 Độ trưởng thành của vật liệu hữu cơ [ I2] - << << <<<<<<<+++++++sssss 20

Bảng 3-1 Giá trị các chỉ tiêu địa hóa trầm tích Miocen dưới (BI.1) bé Cửu Long 30Bang 3-2 Giá trị các chỉ tiêu địa hóa trầm tích Oligocen trên (Tap C) bể Cửu Long 33Bảng 3-3 Giá trị các chỉ tiêu địa hóa trầm tích Oligocen trên (Tập D) bé Cửu Long 34Bảng 3-4 Giá trị các chỉ tiêu địa hóa trầm tích Oligocen dưới+Eocen?(Tập E&F) bể

0080950177 ~ ảji:ââậÃẢẢ.ẢẢẢẢ 39

Bảng 3-5: Kết quả tính toán và khôi phục lại giá trị TOC ban đầu cho đá mẹ Oligocen

dưới+ Eocen? ( E+F) và Oligocen trên (Ï)) << < << c1 11111111111 1188333311 11111 ke 41

Bảng 3-6 Các thông số chủ yếu của đá mẹ sinh dầu bé Cửu Long - - +: 46

Bảng 3-7 Mỗi quan hệ giữa tuôi địa chất và nhiệt độ đới chủ yếu sinh dầu của các mỏ

dau trén thé 710 20 61

Bang 3-8 Cac ngưỡng trưởng thành nhiệt của VLHC [12|[14| 62

Bảng 3-9 Cấp địa nhiệt tại các giếng khoan trong bề Cửu Long ( giá trị ngược của

Gradien dia nhi€t)[8] oo “d4 ¬a 63

Bang 4-1 Phan loai dau dua vao phan doan nhe cua bể Cửu Long -«««- 90Bang 5-1 Bang tong hợp Pr/nC17 và Ph/nC18 trong đá mẹ trưởng thành và trong dầuthuộc bể Cửu LOng - «<< s33 E1 919191515 E111 1 1 1111111111111 11 1111111 94Bang 5-2: Phân bố condensat trong các phân vị địa tầng 5 se seeeseseseee 110Bang 5-3 Phan bố các đặc tinh PVT dau via theo từng khu vực trong bé Cửu Long 127

DANH MỤC CÁC TỪ VIET TATPVT Pressure- Volume- Tempeture- Phân tích đặc tính chất lưu via

BHS Bottom Hole sample- Mẫu sâu (mẫu đáy)

SEP Separator sample- Mẫu bề mặtRCI Reservoir Characterization Instrument (Backer Atlas)- dung cu lay mau

dau via trong qua trinh do wireline

MDT Modular Formation Dynamics Tester tool (Schlumberger)-dung cu lay

mau dau via trong qua trinh do wireline

Bo Hệ số thé tíchGOR Tỷ suất khí dau, Scf/StbPs(Pb) Ap suất bão hòa (saturation pressure), psig

Tr Nhiệt độ via- Reservoir temperature, oF

p@Ps Ty trong dau via tai áp suất bão hòa, g/ccCo Độ nén của dau- compressibility

B Giãn nở nhiệt của dầu vỉau@Ps Độ nhớt dau via tại áp suất bão hòa, cp

VLHC Vat liệu hữu cơHC Hydrocarbon

TOC Tổng ham lượng carbon hữu co (Total organic carbon)

Si Lượng HC thu được ở T°<300°CS2 Lượng HC thu được ở T°>300°C+550°C

HI Chỉ số Hydrogen=S2*100/TOCPI Chỉ số sản phẩm=S1/(S1+S2)TTI Chỉ số thời nhiệt

H Chỉ số Heptane| Chỉ số IsoHeptane%Ro Chỉ số phản xạ vitrinite

SARA : Saturate, Aromatic, Resin; Asphalten ( bão hòa, thơm, nhựa, asphal)

GC Gas ChromatograpthGCMS Gas Chromatograpth Mass Spectrometry

Xi

MỞ ĐẦU

1 Tính cấp thiết của đề tài:

Bề Cửu Long là bề trầm tích phức tạp về cau trúc địa chất, phân bố vật liệu hữu cơ(VLHC), quá trình sinh dầu và đặc biệt về đặc điểm phân bồ tích tụ hydrocarbon Trongđó, thé hiện rõ nhất là qui luật phân bó các tính chất lý hóa của dau khí, đặc biệt là cácsố liệu về dầu vỉa (thông số PVT)

Cho tới nay, trong bé Cửu Long đã phát hiện và đưa vào khai thác 18 mỏ Tinh chất dầuvỉa của các mỏ này phản ánh tính đa dạng và phức tạp hình thành các tích tụ dầu khítrong bể Trong công tác tìm kiếm, thăm dò và khai thác (TKTD & KT), đã có nhiềubáo cáo nghiên cứu chuyên sâu về đá mẹ, về khai thác dau khi[2][11], nhưng chi tậptrung vào các van dé như: 1) đánh giá đá me sinh dầu, hướng di cư của dau khí phục vuđánh giá tiềm năng dau khí va tìm kiếm các tích tu dầu khí; và 2) dùng các thông số đặctính dầu vỉa (các thông số phân tích PVT) phục vụ tính toán trữ lượng, nghiên cứu độngthái vỉa, năng lượng vỉa trong thiết kế khai thác và áp dụng các phương pháp kỹ thuậtkhai thác tối ưu Các nghiên cứu trên cũng chủ yếu ở quy mô từng khu vực mỏ hoặc cautạo Cho đến nay, chưa có công trình nào tổng hợp tài liệu PVT và nghiên cứu đặc điểmphân bố ở quy mô toản bé Cửu Long Chính vì vậy, dé tai được đặt ra là “Đặc điểmphân bồ tính chất dầu khí trên cơ sở nghiên cứu số liệu PVT và địa hóa trong bểCửu Long” Kết quả của dé tài sẽ làm sáng tỏ quy luật biến đổi đặc tính dầu khí via,phân bố dầu khí ở bể Cửu Long và đặt nó trong mối quan hệ khang khít với đặc điểmđịa chất của bể Vi vậy, tin tưởng răng kết quả nghiên cứu của dé tài này sẽ góp phầnlàm cơ sở khoa học tin cậy, quan trọng, và được sử dụng trong TKTD & KT dầu khí ởbể Cửu Long hiện nay

2 Mục đích và nhiệm vụ của đê tài:

Mục đích: Tổng hợp các đặc tính dầu via (PVT), tính chất hóa lý của dau khí và nghiên

cứu môi liên hệ hữu cơ của chúng với các thông sô địa hóa đá mẹ, đặc diém dia chat dé

tim ra quy luật phân bố dầu khí cho từng phân vị địa tầng Kết quả nghiên cứu làm sángtỏ bức tranh về đặc điểm phân bố dâu khí trong bể Cửu Long.

Nhiệm vụ cơ bản của luận án:

> Tổng hợp các dữ liệu co bản phân tích dau trong điều kiện via (các thông số phântích PVT), phân tích địa hóa đá mẹ và địa hóa dầu theo từng khu vực, từng phânvị dia tầng ở bé Cửu Long Khảo sát quan hệ qua lại giữa các thông số đặc tínhdầu trong điều kiện vỉa với nhau và với các thông số địa hóa đá mẹ, địa hóa dau,

và xây dựng các phương trình quan hệ giữa chúng.

> Liên kết nguồn gốc và quan hệ theo thời gian (theo lịch sử phát triển địa chất) vàkhông gian (theo địa tầng và khu vực) giữa đá mẹ (bao gồm đánh giá các đặcđiểm của đá me: TOC, loại VLHC, môi trường thành tạo va quá trình trưởngthành — chuẩn bị sinh dầu) và sinh dầu (bao gồm đánh giá, tổng hợp đặc tính dầuvia, phân loại dầu, đặc điểm biến đổi của dau via), nhằm xác định noi va thờiđiểm sinh dầu khí, xác định tầng sinh dầu chủ yếu, dự kiến quá trình di cư, hướng

di cư, biên đôi, tích tụ và bao ton dau khí.

> Tìm ra quy luật phân bố các đặc tính dầu khí trong điều kiện vỉa, vẽ sơ đỗ phânbố các đặc tính này theo thời gian và không gian

3 Những luận điêm cân bảo vệ

a) Theo phân chia địa tang mới năm 2013, đá mẹ Oligocen dưới+Eocen? (E+F) lànguôn sinh dầu khí chủ yếu và là cơ sở hình thành hai phức hệ chứa dầu: Oligocen

trên + Miocen dưới va dau trong móng +Oligocen dưới

b) Đặc tính dầu vỉa phân bố theo không gian và thời gian địa chất chủ yếu theo quiluật phân bó thuận, rất phong phú ở khu vực trung tâm và giảm nhanh ra vùngchuyển tiếp vả vùng rìa Tôn tai một số khu vực phân bồ lại dầu khí là kết quảcủa quá trình di cư và phá hủy các tích tụ dầu khí

4 Những điềm mới của luận án

> Xác định đầy đủ và chỉ tiết 3 tầng đá mẹ theo từng lô và từng phân vị địa tầngtrên cơ sở thống nhất phân địa tầng mới năm 2013, khôi phục giá trị TOC ban

đâu nhăm hiêu rõ về bản chât và khả năng sinh dâu của chúng

> Qui luật phân bồ dâu khí trong bé Cửu Long chủ yếu theo qui luật phân bồ thuận,một số nơi xảy ra phân bố nghịch(phân bồ lại HC) do lớp chắn kém hay bị phá

hủy bởi các đứt gãy.

> Căn cứ vào các sơ đồ phân bố và qui luật phân bố dầu khí trên mỗi phân vị địatang, có thé phân chia thành các đới có tiềm năng dau khí khác nhau: đới trungtâm, đới chuyền tiếp và đới ven ria của bể Nên các cấu tạo/ phi cau tạo ở khuvực trung tâm và các cấu tạo nằm trong hướng di cư dau khí chủ yếu DB-TN là

những khu vực có tiêm năng dâu khí cao nhât.

> Qua nghiên cứu cặp chỉ số Pr/nC17 và Ph/nC18 đối sánh với các giá trị thươngứng trong dầu và mối quan hệ giữa chúng với các tầng đá mẹ đã tìm ra được cáctang đá mẹ sinh dầu chính trong bé Cửu Long, Kết quả đánh giá cho thay hệ tramtích Oligocene dưới+Eocene(E+F) là tầng sinh dầu chính còn thành hệ trầm tíchOligocene trên (tập D) chỉ đóng góp vai trò sinh dầu phụ( vì dau chỉ sinh ra tại

các trũng sâu).

5 Ý nghĩa khoa học và thực tiễn

%% YÝ nghĩa khoa học:

vx Xác định được vai trò của mỗi tang đá me và tang sinh dâu chính trong bê

Cửu Long góp phan làm rõ các đới trưởng thành của VLHC

vx Xác định được môi quan hệ giữa các đặc tính dâu trong điều kiện vỉa, đặc

điểm phân bó dầu khí trong không gian địa chấtY Qui luật phân bố dau khí trong không gian địa chất phản ánh rõ ràng hệ thống

dầu khí trong bé Cửu Long chủ yếu phân bó thuận

s* Y nghĩa thực tiễn* Kết quả nghiên cứu của luận án góp phần định hướng trong công tác tìm kiếm

thăm dò, thăm dò mở rộng các khu vực mỏ dầu khí đang và sẽ khai thác tạibể Cửu Long hiệu quả hơn

Y Các đặc điểm phân bố dầu phan ánh tiềm năng của mỗi thành hệ trầm tích vàđồng thời góp phan chính xác hóa mô hình địa chất và mô hình khai thác dầu

khí.

6 Tài liệu cơ sở của luận án

Luận án được xây dựng trên cơ sở các tài liệu từ gan 200 báo cáo PVT từ 30 cau tạo lớnnhỏ, kết quả phân tích đá mẹ của trên 1400 mẫu từ 34 cầu tao và rất nhiều các văn liệunghiên cứu của nhiều tác giả trong ngành đã công bố Các kết quả phân tích PVT (tinhchất dau via) va các dé tài nghiên cứu khoa học cấp Viện và cấp Trung tâm là do nghiêncứu sinh cùng đồng nghiệp thực hiện [1][18][19] Các kết qua phân tích đánh giá địahóa đá mẹ và dầu được tác giả tong hop từ các tai liệu đã công bố và dé tài nhiệm vụ đã

thực hiện.

7 Khôi lượng và câu trúc luận án

Luận án bao gồm phan mở dau, 5 chương nội dung va phan kết luận, kiến nghị Ngoàira luận án còn có các danh mục các công trình công bố của tác giả và tài liệu tham khảo.Toản bộ nội dung được trình bày trong 139 trang trong đó có 14 bảng biểu va 91 đồ thị,

hình vẽ.

CHUONG1 KHÁI QUÁT ĐẶC DIEM DIA CHAT BE CUU LONG

VA CAC VAN DE CON TON TAI TU NHUNG NGHIEN CUU TRUOC1.1 Vị trí kiến tạo của bề Cửu Long

Bé Cửu Long là bể kéo tách uốn cong (bend pull-apart)[11] được hình thành vào DéTam giữa -muộn, có dạng hình ovan nằm chủ yếu trên thêm lục địa phía Nam Việt Namvà một phan đất liền thuộc khu vực cửa sông MeKong Bé kéo dai theo hướng Đôngbắc- Tây nam với kích thước xấp xỉ 110 x 360 km, diện tích khoảng 40.000 km? Bề CửuLong tiếp giáp với đất liền về phía Tây bắc, ngăn cách với bề Nam Côn Son ở phía Đôngnam bởi đới nâng Côn Sơn, phía Tây nam là đới nâng Khorat-Natuna và phía Đông bắclà đới cắt trượt Tuy Hoà ngăn cách với bé Phú Khánh Bề kéo dai qua các lô 01, 02,

01/97, 02/97, 15-1, 15-1/05,15-2, 15-2/01, 09- 1,09-2, 09-2/09, 09-3, 16-1, 16-2 và 17.

Bề được lap đầy chủ yếu bởi trầm tích luc nguyên Dé Tam giữa-muộn, chiều dày lớnnhất tại trung tâm bề có thể đạt tới 7-8 km:

> Tring Đông bắc bể Cửu Long

> Tring Bac Bach Hô ".> Tring Đông Bạch Hô bê Cửu

Long> Tring Tây Bạch Hô> Đới nâng Chôm Chôm-Rông-

Bạch Hô> Doi nang Rang Đông-Phương

Dong-Jade-Thang Long> Doi nâng Hải Su Nau-Su Tử

Trăng- Ruby-Topaz-Agate

> Doi nâng Hải Sư Den- Lạc Đà

Nâu- Sư Tử Den- Diamond-HôDen

> Doi phân di Tây nam bê Cửu

Long Do đó những báo cáo này có độ tin cậy cao Trên cơ sở kêt quả minh giải địa chât,

liên kết các giếng khoan từ số liệu phân tích thạch học và cỗ sinh mới nhất cũng như tàiliệu đo đường cong địa vật lý giếng khoan mới nhất được cập nhật, nhóm tác giả tạiViện Dầu Khí [5] đã công bố cột địa tang thạch học với tap trầm tích E thuộc mái củaOligocen dưới (bao gồm tập E1 và E2) và tập trầm tích F sẽ thuộc về tuổi Eocen sớm(Hình 1-2) Riêng tập trầm tích BH5.2 theo đánh giá của cô sinh thì thuộc tập Oligocensớm, tuy nhiên trong nghiên cứu này van tong hợp theo Miocen dưới vì đại đa số cácnhà thầu vẫn đang áp dụng hệ phân tập này.

Công ty tế : PVEP HL-HVJOC

| Tra Tin € Tra Tin c

Obgoces trên | trê tròn

pea wea

: Trả Tân Trả TânWen đươi rác E-F đổi E-F

Trade CZ

Hình 1-2 Phân chia địa tang Paleogen ở một số don vị trong PVN [5]Hình 1-3 cho thấy rang môi trường trầm tích thành tao tập E va F sẽ chủ yếu là môitrường đồng bang sông, đồng bang ven sông và hỗ nước ngọt Trong khi đó, môi trườngtrầm tích thành tạo tập C và D thuộc Oligocen trên chủ yếu là môi trường hồ nước ngọt

và một ít là vịnh nước lợ.

Chính vì cho đến nay, chưa có sự thống nhất về danh pháp va phân chia địa tầng ở bểCửu Long [2][5][6]L7]IS][9][10][11]nên quá trình nghiên cứu của dé tài nay, đã kế thừasự tổng hợp đồng danh địa tang và sử dụng bản phân chia địa tang mới như ở hình 1-3

1.2.1 Da móng trước Kainozoi:

Ở bê Cửu Long, thành phan thạch hoc đá móng có thé xếp thành 2 nhóm chính: granitevà granodiorite — diorite, ngoai ra còn gặp các thành tạo núi lửa So sánh kết quả nghiêncứu các phức hệ magma xâm nhập trên dat liền với đá móng kết tinh ngoài khơi bé CửuLong, theo đặc trưng thạch học và tuổi tuyệt đói, có thé xếp tương đương với 3 phức hệ:

Hòn Khoai, Dinh Quán và Đèo Ca-Ankroet.

PIA TANG KAINOZOI BE CƯU LONG

bổi , Curt te“ |

+" ~= i La ma h

` a 2 4 s

lạ D " - _ịLÍ - s Thee von cee bs

yếu Thành phân chính của cuội và sạn là các đá phun trào (andesit, tuff andesit, dacit,

rhyolit), đá biến chất (quaczit, đá phiến mica), đá vôi va ít mảnh Granitoit Đây là cáctrầm tích được thành tạo trong môi trường lục địa trong điều kiện năng lượng cao củathời kỳ đầu tách giãn, sụt lún hình thành các địa hào tương đương với tập địa chan F,

đôi khi văng mặt hoặc bị bào mòn ở một sô khôi nhô.

Cho đến thời điểm hiện tại, phân tập địa tang trên cau tao LDV vẫn còn tranh luận vềsự ton tại tập trầm tích G thuộc về Eocen hay thuộc về tập F thuộc về Oligocen dưới.Chính vì vẫn còn những tranh luận nên nghiên cứu này không phân chia tầng Oligocendưới và các thành tạo cô hơn thành các tập trầm tích mà gộp chung thành Oligocen

duoi+ Eocen ?(E+F).

1.2.2.2 Hệ Paleogene- Thong Oligocene — Bậc dưới (Hệ tang Trà Cu (E3"tc))Hệ tang Tra Cú tương đương với tap địa chan F, có chiều day thay đổi từ 100-500m ởcác vòm nâng, còn ở các trũng địa hào đạt tới trên 1800m Hệ tầng được chia thành 3phân : trên, giữa và dưới Phân trên (tập E2) gồm chủ yếu là cát kết hạt mịn xen kẽ cáctập hạt thô, đôi chỗ sạn cuội kết, bột kết xen sét kết nâu đậm, nâu đen Ở trũng sâu sétchiếm ưu thé hơn so với phần sườn và vùng nhô cao Phan giữa ưu thé là các thành tạohạt mịn ưu thế hơn (tập E1) còn phần dưới là thành tạo hạt thô ưu thế hơn (tập F) Vậtliệu trầm tích của hệ tang Trà Cú là các sản phẩm phong hóa, bào mòn từ đá Granitoit -tạo nên đá cát kết arkose là chính Vì vậy, môi trường tích lũy thường là sườn tính, lũtính, bôi tích sông, kênh rạch đến đầm hỗ Hệ tang Trà Cú có tiềm năng chứa và sinhdầu khí khá cao Các vỉa cát kết của hệ tầng là các vỉa chứa dầu khí chủ yếu trong cácmỏ Bạch Hồ Nam Rông- Đôi Môi, Sư Tử Trăng, Thăng Long, Lạc Da Vàng và KinhNgư Trăng, là đối tượng khai thác thứ hai sau đá móng nứt nẻ tại mỏ Bạch Hồ

1.3.2.3 Hệ Paleogene- Thong Oligocen- Bậc trên (Hệ tang Trà Tân (E¿z?3)Trên mặt cat địa chan, hệ tầng Trà Tan gồm 2 phan, phan dưới tương ứng với tập địachan D và tập trên là tập C Lat cat trầm tích tầng Trà Tân có sự xen kẽ giữa sét kết, bộtkết, cát kết và ở nhiều nơi đã xuất hiện các lớp đá phun trào núi lửa có thành phần khácnhau ở trũng sâu, lượng sét chiếm ưu thế Môi trường lắng đọng VLHC khu vực trungtâm bể chủ yếu là đầm hồ và ven bờ Trầm tích hệ tầng Trà Tân được tạo thành trong

điêu kiện môi trường không giông nhau giữa các khu vực: từ điêu kiện sông bôi tích,

đồng bang châu thé, đầm lầy vũng vịnh đến xen kẽ các pha biển nông Bề dày của tang

Trà Tân đạt 1800-2500m.

1.2.2.4 Hệ Paleogene- Thống Miocen- Bậc dưới (Hệ tang Bach Hồ (N;'bh)Trên mặt cắt dia chan trầm tích hệ tang Bach Hồ liên quan đến tập địa chan BI Tang BIđược chia thành 2 phụ tang BI.1 và BL2 ngăn cách nhau bởi bất chỉnh hợp nhỏ Tramtích bao gồm xen kẹp của cát kết, bột kết và sét kết, ở phía Bắc tầng BI.2 đôi khi gặplớp phun trào bazan Tập đá sét kết chứa hoá đá Rotalia màu lục, xám lục, phân lớpmỏng xiên chéo ở ven ria ga kề vào đá cổ và song song, dạng khói Tập đá sét có thànhphân tương đối đồng nhất gồm kaolinit, clorit và một lượng rất giàu smectit Tập sét nàyđược coi như là tầng đánh dấu và tang chăn dau/khi tốt mang tính khu vực cho toanbé.Téng bề dày đạt từ 900-1200m

1.2.2.5 Hệ Paleogene - Thong Miocen- Bậc giữa (Hệ tang Côn Sơn (N?’cs)Hệ tầng Côn Sơn có bề dảy từ 660-1000m trên mặt cắt địa chân tương ứng với tập địachấn B2 Quan hệ chỉnh hợp với các trầm tích của hệ tang Bạch Hồ Trầm tích hệ tangCôn Sơn phân bố tương đối rộng khắp bể Cửu Long Chúng được hình thành trong điềukiện môi trường thay đổi từ sông, đồng băng châu thé (lô 16, 17 và Rồng) đến đồngbăng châu thé, đầm lây ven bién và biển nông (16 09-1, 15-1, 15-2) Tính chất biển tăngdan khi đi từ phía dưới lên trên mặt cắt Trầm tích bị biến đối thứ sinh yếu đặc trưng bởicát kết gan kết rất yếu hoặc bở rời, còn sét kết mềm, dẻo và có khả năng tan trong nước.1.2.2.6 Hệ Paleogene - Thong Miocen- Bậc trên (Hệ tang Đông Nai (NPPN))

Mat cắt chuẩn của hệ tầng Đồng Nai được mô tả tại giếng khoan 15G-1X trên cấu tạoĐồng Nai nay la SD Hệ tang Đồng Nai có chiều dày thay đổi từ 500m - 700m và tươngđương với tập địa chan B3 Trầm tích hệ tang Đồng Nai phủ bất chỉnh hợp lên trầm tíchhệ tang Côn Son Trầm tích đang ở giai đoạn biến đối sớm, đá mới chỉ được gan kết yếuhoặc còn bở rời và dễ hoà tan trong nước

1.2.2.7 Hệ Neogene — Đệ Tú-Thống Pliocene-Pleistocene-Holocene (-Hệ tang Biển

Dong (N›bđ)

Được mô tả lần đầu tiên tại giếng khoan 15G-1X ở độ sau 250-650m Hệ tang BiénĐông có chiều day thay đôi từ 400-700m, tương ứng tập dia chan A Tram tích hệ tangBiển Đông phát triển rộng khắp trong vùng Đặc điểm chung nhất của hệ tang là được

hình thành chủ yếu trong môi trường biển nông và trầm tích còn bở rời Lat cắt trầm tíchgồm chủ yếu cát thạch anh màu xám, xám sang, xám lục hoặc xám phot nau, hat từ trungđến thô, xen kẽ ít lớp sét, bột Cát phân lớp dày hoặc dạng khối, hạt vụn có độ chọn lọcva mai tròn trung bình đến tốt, thường chứa phong phú mảnh vụn hoá đá động vật biến,

pyrit, đôi khi các mảnh vụn than.

1.3 Các nghiên cứu trước day về đặc điểm phân bo dầu khí trong bé Cứu Long

và những van dé còn tôn tại

Dầu khí được khai thác hiện nay là kết quả của quá trình chuyển hóa VLHC trong đámẹ thành dau khí, qua quá trình di cư, bién đôi đến quá trình tích tụ va bảo tôn trong cácbẫy chứa Tất cả quá trình từ lúc hình thành đến khi dầu khí được phát hiện và khai thác

phải trải qua biến động của các điều kiện hóa ly, thời gian và các biến động địa chất

Chính vì lẽ đó, mặc dù nhiễu nghiên cứu trước đây đều kết luận dầu khí trong bể CửuLong được sinh ra từ đá mẹ Oligocen [2][11][16] nhưng dau khí phân bố trong bể khônggiống nhau trên từng phân vị địa tầng Có những phát hiện dầu với áp suất bão hòa thấp,nhưng ở khu vực khác lại phát hiện dầu có áp suất bão hòa cao Có khu vực phát hiệnkhí condensat nhưng lại có khu vực chỉ có phát hiện dầu nặng không chứa khí Cho đếnnay chưa có công trình nghiên cứu tong hop chung cho toàn bé Cửu Long dé đưa ra cácqui luật phân bố dau khí giúp các nha địa chất định hướng công tác tìm kiếm thăm dò

hiệu quả hơn.

Một nghiên cứu duy nhất về qui luật phân bố dau khí được nghiên cứu tỉ mi và kỹ càngqua phân tích các chỉ số địa hóa dầu, đá mẹ và tính chất PVT cấu tạo Bạch Hồ đã đượccông bố năm 2004 [11] Kết quả nghiên cứu này dựa trên các di chỉ hóa học trong dầuva đá me để tìm ra quy luật phân bố dau và đồng thời chỉ ra hướng di cư dầu khí cho mỏBạch Hồ Tuy nhiên, nghiên cứu này chỉ ở phạm vi nhỏ hẹp chưa mang tính khái quátchung cho toàn bề với nhiều cau tạo đa dạng vé chủng loại dau va phức tạp hơn

Mối quan hệ giữa tỷ suất khí dầu và áp suất bão hòa được thé hiện khá rõ theo từngphân vị địa tầng đã kết luận trong nghiên cứu trước đây [13] Nhóm tác giả đã kết luậnlà tỷ xuất khí dầu và áp suất bão hòa của dầu Miocen và Oligocen trên có chung mỗiquan hệ, dầu Oligocen dưới và dau móng lại có chung mối quan hệ khác Ngoài ra,trong đề tài nghiên cứu cấp Viện của Trung tâm Phân Tích Thí nghiệm, Viện Dâu Khí

10

cho lô 16-1[18] và 15-2 và 15-1/05[19] cũng chỉ ra mối quan hệ giữa tỷ xuất khí dầuáp suất bão hòa khác nhau với các phân vị địa tầng khác nhau nhưng không có giảithích nào cụ thể về nguyên nhân tạo ra sự khác biệt này do các nghiên cứu này chỉdừng ở mức tổng hợp kết quả mà không có sự liên kết các dữ liệu với nhau để đưa racác giải thích có cơ sở khoa học Do vậy, để có một cách nhìn tong quan va cu thé honcần khảo sát mối quan hệ nay trên qui mô toàn bể và liên kết các di chi dia chat va dia

hóa dâu mới đủ cơ sở đê giải thích các môi quan hệ một cách chính xác và khoa học.

Năm 2003, nghiên cứu việc xây dựng hàm tương quan thực nghiệm cho các đặc tính

chất lưu via cho các dau lay lên từ bể Cửu Long va Nam Côn Sơn đã công bố[3] Cáchàm tương quan thực nghiệm được hồi qui lại trên cơ sở các ham tương quan thựcnghiệm đã được công bố bởi rất nhiều các tác giả khác nhau như Standing, Glaso hayVasquez va Beggs Tuy nhiên kết quả nghiên cứu này chỉ xây dựng được hàm tươngquan cho các mỏ dâu tại ViệtNam tốt và rõ hơn so với các nghiên cứu khác Kết quảnghiên cứu này không phân chia hàm quan hệ đến từng phân vị địa tầng của một khuvực bề cụ thé Do vậy, kết qua này cũng không thé đưa ra qui luật phân bố dầu khí được.Công trình nghiên cứu định hướng dài han của Tập Doan Dau Khí về đánh giá tiềm năngdầu khí cho các bé trầm tích tại Việt Nam và bê Cửu Long là một đề tài nhánh trongnghiên cứu lớn nay Các tác giả [11] đã tong hợp khá day đủ và toàn diện về phân bốcác đặc điểm thạch học, trầm tích và đặc tính hệ thống dầu khí của bể Cửu Long Tuynhiên, các qui luật phân bố đặc tinh dầu khí trong bể Cửu Long chưa được dé cập tới.Nghiên cứu chỉ dé cập tới đá mẹ Oligocen có tiềm năng sinh dầu cao, đá mẹ Miocenchưa đạt độ trưởng thành và không đủ điều kiện sinh dầu Tuy nhiên, đá mẹ Oligocencó thé chia thành Oligocen trên và Oligocen dưới với các tập trầm tích C, D, E+F vakhông phải tat cả tập trầm tích thuộc tang đá mẹ Oligocen đều có tính chất như nhau vàmức độ trưởng thành như nhau Do đó cần thiết phải đánh giá chỉ tiết và cụ thể hơn.Ngoài ra, trong nghiên cứu nay, tập trầm tích E lại được phân chia thuộc về Oligocencetrên trong khi đó theo những nghiên cứu mới nhất và được chấp thuận của đa số các nhàđịa chất thì tập E này sẽ thuộc phân trên Oligocen dưới

Nhóm tác giả [11] đã đưa ra mô hình địa hóa 2D chạy qua hai tuyến S18A và S14 trênphân mém Petromod (xem hình 3-21) Kết quả nay cho thay mức độ trưởng thành của

VLHC trên mặt cat gần như cùng độ sâu thăng đứng mặc dù các lớp trầm tích phân bốở các độ sâu khác nhau và dầy mỏng khác nhau Điều này không phản ánh đúng với cácsố liệu đo thực tế về giá trị % R° và Tmax từ các giếng khoan ở các vị trí nông sâu trongbể Cửu Long (xem hình 3-19) Nếu chỉ phân tích qua 2 mặt cat này thì thấy rang hoàntoàn có khả năng đá mẹ Miocen (các trũng sâu) rơi vào đới trưởng thành và sinh dầunhưng thực tế đá mẹ Miocen chưa đạt độ trưởng thành và chưa đủ điều kiện sinh dau.Rõ ràng mô hình địa hóa 2D chưa phan ánh chính xác hình thái cau trúc bể Cửu Long.Các tác giả trong tuyến tập “Địa chất và tài nguyên dầu khí” đã công bố qui luật phânbố đặc tính dầu cơ bản dựa trên kết quả đo thực tẾ tại các mỏ dầu trong bể Cửu Long.Các đặc tính chung cũng cho thấy dầu Miocen va dầu Oligocen trên khá giống nhautrong khi đó dau Oligocen dưới và móng được nhóm với nhau với các đặc tính dầu khác.Tuy nhiên, nghiên cứu nay chỉ dừng lại ở mức đánh giá qui luật phân bố dau khí theotừng phân vị địa tang mà không có sự đánh giá qui luật phân bố chung cho toàn bể Cáclý giải về nguyên nhân tạo nên sự khác biệt cũng chưa được dé cap toi Cac danh gia véđá me khá chỉ tiết tuy nhiên cơ sở dit liệu đánh giá đá mẹ cũng đang áp dung theo cáchphân chia cũ nghĩa là tập trầm tích E(CL52) lại thuộc Oligocen trên Các số liệu tổnghợp cho nghiên cứu này đa phần thuộc nghiên cứu của ViêtsovPetro nên các dữ liệuphân lớn tập trung quanh khu vực trung tâm của bé Cửu Long Các số liệu cần cập nhậtthêm cho đến thời điểm 2013 phong phú và đa dạng hơn Ngoài ra cần phân chia theotừng tập đá mẹ theo sự thống nhất mới có thé liên kết chung cho toàn bể va chưa dé cậptới số liệu PVT.

Công trình nghiên cứu khá sâu về đặc điểm phân bố các tang đá mẹ tại bê CửuLong [6]và khả năng sinh dầu khí của chúng và có đưa ra nhận định về nguyên nhân dau tại tầngmóng, Oligocen dưới, ở mỏ Bạch Hồ, Rồng, Sư Tử Trang va Rang Đông, luôn có tytrọng thấp và chứa hàm lượng condensat cao là do lượng khí khô và khí am tại tầng đámẹ Oligocen dưới dang sinh ra và bố sung một lượng đáng ké cho các mỏ này Tuynhiên, vẫn tồn tại khả năng là dầu được sinh ra trong điều kiện biến chất cao nên các cấutử nặng bị phá vỡ và hình thành các cầu tử nhẹ hơn Hệ quả là dầu ít hàm lượng cầu tửnặng hơn Dé có các kết luận trên, tác giả đã xây dựng lịch sử sinh dầu khí trên hai mặtcat địa chất ngang qua bê Cửu Long dựa trên phương pháp mô hình chỉ số thời nhiệt

12

(TTI) dé xác định độ trưởng thành của VLHC tại vị trí không có giếng khoan Kết quacho thay các đới sinh dầu khí của đá mẹ tương ứng với hình thái cau trúc của bể CửuLong Kết quả nghiên cứu này cho thấy phần đáy của Oligocen dưới đang vào ngưỡngsinh khí âm và condensat và lớp trầm tích Eocen đang nam ở vùng sinh khí khô Tuynhiên, kết luận nảy SO VỚI kết quả phân tích mới cập nhật lại cho thay sở một số cau taophân khí condensat thu được đa phan chỉ có thé là sản phẩm phân bố lại từ dầu với %Ronam giao động quanh giá trị 1.05 Như vậy, phương pháp TTI phản ánh chính xác xuhướng phân bố theo hình thái cấu trúc của bé nhưng chưa phản ánh chính xác độ sâucủa đới trưởng thành do bé Cửu Long có tốc độ lắng đọng trầm tích nhanh Ngoài ra,tác giả cũng có tong hợp và đánh giá khác cho các tầng đá mẹ của bé Cửu Long [7] Tuy

nhiên, nghiên cứu này cũng bị hạn chê ở do ít sô liệu và phân bô chưa phô quát toàn bê.

Trong nghiên cứu khác đã công bố năm 2005[10] đã kết luật răng tập D là tang chan lytưởng cho tầng móng và Oligocen và cũng nhận định răng tầng sét tập D đóng vai tròchính trong quá trình sinh dầu trong khi đó tập E, tập C và Miocen đóng vai trò phụ.Tuy nhiên kết luận này hoàn toàn chưa chính xác vì đáy tập D chỉ tham gia sinh dầu ởcác trũng sâu và một phan hydrocarbon sẽ tách ra khỏi đá mẹ còn phan lớn đá mẹ tập Dmới chi đạt ngưỡng trưởng thành ở các trung sâu, còn phan lớn vẫn chưa vao ngưỡngtrưởng thành (rất phố biến ở vùng Đông Bac) nên lượng S2 còn rất phong phú trong đáme tập D trong khi đó lượng S› trong đá mẹ tập E đã giảm đi rất nhiều Kết qua phântích đá mẹ giếng COD-1X (Hình 3-9) và kết quả nghiên cứu [12] (Hình 3-21) đều phản

ánh điêu này.

Qua khảo sát toàn bộ các nghiên cứu trước, rõ ràng chưa có một nghiên cứu mang tính

khu vực, được khảo sát kỹ lưỡng, tỷ mỉ và có cơ sở khoa học để giúp các nhà địa chấtcó cái nhìn tong quan hơn về đặc điểm phân bó dau khí trong bể Cửu Long Qua tonghợp các số liệu về đặc tính dầu vỉa (PVT) và các số liệu phân tích địa hóa dầu, đá mẹkết hợp với các sơ đồ phân bồ địa chất theo từng phân vi địa tang sẽ làm sáng tỏ qui luậtphân bố và điều kiện hình thành dau khí trong bé Cửu Long với các bang chứng khoa

học và đủ tin cậy.Đặc biệt xây dựng được mối quan hệ này với các đặc điểm dia chất bé

Cửu Long Trên cơ sở này có thể giúp công tác tìm kiếm thăm dò tiếp theo đạt hiệu quả

hơn.

CHƯƠNG 2 CỞ SỞ DỮ LIỆU VÀ PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU

2.1 Cơ so dữ liệu

2.1.1 Nguồn dữ liệuTrong nghiên cứu này, số liệu được lay từ gần 200 báo cáo phân tích PVT của các giếngkhoan trên 30 cấu tạo lớn nhỏ trong bể Cửu Long va trong các báo cáo nghiên cứu trướcđây đã công bố Ngoài ra, các báo cáo phân tích địa hóa được cập nhật dé làm cơ sở tìmra qui luật phân bố các tích tụ dầu khí trong bé Cửu Long Các thông số này chính là cầunối giữa các yếu tô địa chất với các thuộc tính của chất lưu Trong nghiên cứu nay, cácthông số địa hóa và đặc tính chất lưu vỉa được thống kê, thu thập và được phân loại, sắpxếp theo từng phân vị địa tầng, sẽ giúp phân tích, xử lý số liệu một cách khoa học vàtoàn diện hơn Phu lục 1 là bảng tong hợp các thông số PVT co bản trong bề Cửu Long.Từ những thông số địa hóa cụ thể như thông số đánh giá mức độ trưởng thành củaVLHC, các thông số chỉ thị về nguồn gốc dầu, về mức độ biến chất của dầu đến các sốliệu về phân tích SARA(Saturate, Aromatic, Resin, Asphaltene) cũng được tổng hoptheo từng phân vị địa tầng Từ đó tìm hiểu, xây dựng mối quan hệ tương tác qua lạigiữa chúng với nhau và giữa các thông số địa hóa với các thông số đặc tính chất lưu vỉadé xác định được qui luật phân bố của các tích tụ dầu-khí trong tự nhiên và giải đáp câu

hỏi đặt ra.2.1.2 Độ tin cậy cua dit liệu:

2.1.2.1 Số liệu phân tích PVTCác mẫu lay được về phòng thí nghiệm PVT thường phải trải qua quá trình kiểm tra chatlượng mẫu và lựa chọn mẫu đại diện để phân tích toàn diện cho các đặc tính dầu vỉa.Thông thường, với mỗi via, lay từ 2 đến 3 mẫu dé chọn 1 mẫu đại diện cho phân tích.Việc chọn mẫu đại diện phải được các nhà thầu thông qua trước khi tiến hành phân tích.Đối với các mẫu dầu nặng và ở điều kiện nhiệt độ thấp thường trong tình trạng mẫu ởdạng nhũ tương (emulsion) với nước, rất khó tách dầu ra và xác định được chỉ khi nàothì mẫu hết bị lẫn nước Qui trình phân tích hiện tại đã có thể tách nước tốt hơn và kiểmsoát được cho đến khi đạt chất lượng mới tiễn hành phân tích Nếu tách nước không triệt

đề sẽ ảnh hưởng đên sô liệu đo và ảnh hưởng đên độ chính xác của sô liệu.

14

Đối với các mỏ khoan bằng dung dịch khoan gốc dau, các mau đáy và mẫu lấy trongquá trình khoan cần thiết phải phân tích đánh giá mức độ nhiễm ban Nếu bị nhiễm bandung dịch khoan gốc dau quá nhiều sẽ anh hưởng đến kết quả phân tích Mẫu bị nhiễmban ít càng tốt và nhất là độ nhiễm ban phải nhỏ hon 10% thì mẫu mới đạt tiêu chuẩn déphân tích toàn diện Đề biết thêm về cách đánh giá mức độ nhiễm ban cần tham khảobài báo được đăng trên tạp chí dầu khí số 1/2015[4].

Phân tích thành phan dau khí là một trong những chỉ tiêu quan trọng không thé thiếutrong phân tích PVT Thành phan dau khí đều được phân tích trên các máy GC-GCMS.Độ chính xác của phân tích được đảm bảo băng việc chạy kiểm tra máy GC thườngxuyên bằng mẫu chuẩn nội và mẫu chuẩn ngoại Kết quả phân tích được sử lý và tínhtoán trên phần mềm Chemstation

2.1.2.2 Số liệu phân tích địa hóaCác dầu phân tích địa hóa thường được thực hiện cùng với các mẫu cùng khoảng thửvỉa với các mẫu phân tích PVT Chỉ khác là mẫu PVT được chứa trong chai có áp suấtcao, trong khi đó mẫu không có áp suất (dầu tách khí) được chuyền cho phân tích địahóa Phân tích địa hóa cần nhiều thé tích mẫu trong khi đó mẫu dùng cho phân tích PVTlai rat ít Thông thường mẫu phân tích địa hóa chỉ cùng khoảng thử via ma không cùngchai chứa mẫu Trong một vài trường hop cụ thé, mẫu lay được rất ít trong quá trìnhkhoan ( RCI/MDT) thì mẫu dau sau khi phân tích PVT được chuyền sang dé phân tích

địa hóa.

Phân tích địa hóa trên mẫu dầu cũng dùng máy GC-GCMS tương tự như trong phân tíchthành phan dau của phân tích PVT Tuy nhiên, trong phân tích địa hóa chỉ quan tâm đếndiện tích của từng pick (cau tử) trên sắc đỗ và ty lệ tương quan giữa các cau tử với nhau,còn trong phân tích PVT lại quan tâm tới ty phần khối lượng của từng cấu tử trong dầuvỉa Phân tích địa hóa lại chỉ quan tâm đến các di chỉ hóa học trong thành phần dầu để

xác định nguồn sốc, mức độ biến chất và mức độ trưởng thành của dầu Về mặt logic,

các thông số PVT và địa hóa có mối quan hệ khang khít.Tương tự như phân tích PVT, phân tích địa hóa cũng quan tâm đến việc tách nước vàchất lượng mẫu Qui trình phân tích được thực hiện theo sát các hướng dẫn và tiêu chuẩn

của ASTM hay các tiêu chuẩn quốc tế khác Toàn bộ qui trình phân tích PVT va địa hóacó thể tham khảo trên các tải liệu chuyên ngành hoặc tài liệu mới ban hành của ViệnDầu Khí dành cho nghiên cứu sinh[17] hoặc các tải liệu chuyên sâu về phân tích PVT[20][23] hay tài liệu chuyên về phân tích địa hoa[21][22][24][25][26][27][28].

2.2 Phương pháp phan tích PVT và địa hóa trong phòng thí nghiệm

2.2.1 Phương pháp phân tích các thông số PVTCác thông số vật lý của chất lưu vỉa (dầu, khí nước) là những thông số rất quan trọng.Là các thông số dé đưa vào các tính toán trữ lượng và phát triển mỏ Các thông số vật

lý cơ bản trong phân tích PVT sẽ được trình bay trong các nội dung dưới đây.

Lấy mẫu và kiểm tra chất lượng mẫuMẫu sâu ( BHS) và mẫu bề mặt ( separator) thường được lấy trong quá trình thử giếng.Mau lay sau khi đã hoàn thiện giếng va đã ban mở via Mẫu được lay trong giai đoạnnày thường được thực hiện trong nhiều điều kiện dòng khác nhau để đánh giá khả năngkhai thác của via dầu Mẫu sâu được lấy ngay tại tang sản phẩm Mẫu bề mặt được layngay tại bình tách khi dòng chảy 6n định Các điều kiện như nhiệt độ, áp suất bình tach,lưu lượng dau khí ngay tại bình tách và tỷ số khí dầu là các thông số rất quan trọng décó thể tái tạo dầu vỉa có đặc tính tương đương với dầu vỉa Để đánh giá được mẫu có đạidiện và đảm bảo chất lượng hay không, các mẫu này thường được kiểm tra chất lượngmẫu ngay tai phòng thí nghiệm Dựa vao các tiêu chí đánh giá chất lượng mẫu, nhữngmẫu đại diện nhất sẽ được chọn để phân tích toàn diện các chỉ tiêu cơ bản trong phân

tích PVT.

Phân tích thành phan dau viaCác mẫu được chọn dé phân tích sẽ được tiến hành đo thành phan trên máy sắc ký khí.Thanh phân khí được phân tích các cau tử non-HC như CO¿, Na còn các thành phần HCđược phân tích chỉ tiết đến C¡2 Riêng đối với các mẫu dau, thành phan sẽ được phântích trên máy 6890 theo phần mềm tính toán Carbuarne đến C›o: Dau/khi được bơmlượng nhỏ vào máy sắc ký khí với khí mang He Lượng mẫu này được hóa hơi và đượckhí mang qua cột hấp thụ Kết quả được ghi nhận trên sắc đồ ( Hình 2-1) Ứng với mỗidiện tích của 1 pick sẽ tương ứng với tỷ phần khối lượng ma cấu tử HC

16

344

7,423

7.9688,487

phân là mô phỏng lại hoàn toàn quá trình tách khí của mỏ trong quá trình khai thác và

đặc biệt là trong giai đoạn khai thác dầu dưới áp suất bão hòa Cả hai thí nghiệm nàyđược thực hiện trên thiết bị lò phân tích PVT có cửa số của CoreLab (Hình 2-2) Cácthông số cơ bản được đo, tính toán và đưa ra trong báo cáo các thí nghiệm này baogồm, áp suất bão hòa(Ps), ty trọng dau vỉa trên và dưới áp suất bão hòa, tỷ suất khídau(GOR), hệ số thé tich(Bo), hệ số nén của dau

Hình 2-2 Thiết bị lò phân tích PVT có cửa số của TT PTTN

Thí nghiệm do độ nhớt dau viaTrong các báo cáo PVT, phân tích độ nhớt của dau via là một trong nhưng kết quả ít khivăng mặt Độ nhớt của dầu được đo từ trên áp suất vỉa khi dầu đang ở trạng thái một phavà tỷ trọng của dâu sau khi tách khí dưới áp suất bão hòa Quá trình thí nghiệm nảy môphỏng lại quá trình biến đối độ nhớt của dau từ trên áp suất bão hòa đến áp suất bão hòavà từ áp suất bão hòa giảm tới áp suất khí quyền Thí nghiệm nay được thực hiện trênthiết bi đo độ nhớt Rolling Ball Viscosimeter tại Trung Tâm phân tích thí nghiệm(Hình

2.3).

Hình 2-3 Thiết bị đo độ nhớt dau vỉa ( Rolling ball Viscosimeter)

2.2.2 Phương pháp phan tích địa hóa

Trong phân tích địa hóa, rất nhiều các chỉ tiêu phân tích được các nha thầu dau khí yêucầu Dé xác định các loại VLHC, môi trường trầm tích và độ trưởng thành của VLHCđược xác định dựa vào kết quả phân tích đánh giá chất chiết đá mẹ và các cấu tử trongdầu Bảng 2-2 và bang 2-3 là bảng tong hợp và phân loại các thông số địa hóa cơ bảncho các bé trầm tích tại Việt Nam đã được các nhà khoa học rong nước công bố

Phương pháp xác định TOC(%):

Phương pháp phân tích này dùng cho tất cả các mẫu đá cần được nghiên cứu về đá mẹ.Mau được chọn từ 10 — 100 g nghiền nhỏ cho qua ray 50 — 60 micro rồi tiễn hành loạibỏ carbon vô cơ bang axit clohydric (HCI) và loại bỏ các silicat bang acid HF Sau khimau được làm khô sẽ được đốt tự động trong lò đốt của máy LECO - 412 tới 1.3509C.Lượng dioxit carbon thoát ra sẽ được ghi nhận dé tinh tông ham lượng carbon hữu cơ

theo công thức sau:

18

Mẹo, * Fco,

TOC(%) = x 100(%) Mạ+M, + Cs

Trong đó:

Fcọ, = 0.2729: Hệ sô chuyên đôi

Mo (g) Khối lượng mẫu đá ban đầuMa (g) : Khối lượng mẫu đá đã loại carbonate đưa vao lò đốtMco, (g) : Khối lượng mẫu chuẩn

Cs (%6) : Hàm lượng carbon trong mẫu chuẩnTOC (%) : Tổng hàm lượng carbon hữu cơCăn cứ vào kết quả đo hàm lượng TOC của đá mẹ có thé đánh giá được mức độ giàunghèo của VLHC có trong đá mẹ Các ngưỡng đánh giá được thống nhất như trong bang2-1 và 2-2 Tuy nhiên, các giá tri đo được trên đây là của đá me tại thời điểm hiện tại.Đề đánh giá đúng mức tiềm năng dầu khí của đá mẹ, giá trị TOC ban đầu cần được khôiphục lại khi đá mẹ đã trưởng thành và ở tại thời điểm chưa sinh dau

Theo tài liệu [12][24]I[25] hướng dẫn cách tính phục hồi lại giá trị TOC ban đầu dựa vàcông bồ của Peters et al (2005) cho các loại đá mẹ đã trưởng thành nhiệt, các giá trị TOCban đầu của đá mẹ trưởng thành được tính như sau:

Tính tỷ phần quy đổi f (fractional conversion): xác định bao nhiêu kerogen đã được quiđối thành Hydrocarbon :

(HIZ (1200 — (; “?))

Fr)

f=1-(HI9(1200 — (

HI” : Gia tri HI do được

HI° : Gia tri HI ban đầu

PI” : Gia tri PI đo được

PI° : Gia tri PI ban dauTinh gia tri TOC ban đầu được tinh lại như sau:

83.33(HI*)(TOC*)TOC = (HI°(1—f)(83.33-TOC*)+HI*(TOC*))Trong do

TOC”*: Gia tri TOC đo được

83.33: % carbon sinh ra dau khi

Ngoài cách tính nêu trên, có thé tính toán khôi phục lai giá tri TOC ban dau bang hệ sốchuyền đổi tùy thuộc vào mức độ biến chất đã trải qua của VLHC[12]

Bảng 2-1 Thông số địa hóa cơ ban áp dụng cho các bé ở thềm lục địa Việt Nam[12]

1 LOAI VLHC VA MÔI TRƯỜNG TRAM TÍCH

Loại vật liệu hữu cơ BTAcl rHír Môi trường| Quan hệ giữa Tmax với HI Quan hệ gia

C27-C23-BTAcb RodionovalWassoevic trầm tích Pr/n-Cy, | Cis |C;s và Pr/n-b;; -

jt “it Fee a Oe.

Bam day Sapropel > 5,0 >1.5 >1,05 | Khửmanh| o a ob in eri i <10 < 1,0 n2 ⁄ x, , : 110,2 Phint,,

2 DA ME

Phân loaida me| TOC trong | TOC trong BTACL BTAGL Cis* ppm S; 8; S; + So

cacbonat sét ppm 7 (ppm)

Nghèo <0,25 0-05 < 600 <05 (< 50) < 40 0-0,5 0- 2,5 < 30Trung binh 0,25 — 0,5 0.5-1,0 | 600 - 1000 0.5 - 5.0 (50 -500) 40 - 130 0,5 - 1,0 25- 5,0 3,0 - 6,0

Tốt 0,5 - 1,0 1,0 - 2,0 | 1000 - 2000 50 - 10 (500 - 1000) > 130 1,0 - 2,0 50 - 1,0 6,0 - 12,0

Rat tốt > 1,0 > 2,0 > 2000 > 10 (> 1000) > 2,0 > 10 > 12,0

Bang 2-1 Độ trưởng thành cua vật liệu hữu co [12]

ĐỘ TRƯỞNG THÀNH CUA VLHC

Mức độ = ¡z+‡; Nhựa HC bao hoa% Ro | Tmax CPI Pl | Pr/nE;;| Phy/nC Asfalten

trưởng thành ° i in| PMNEw [ r¿pg | %Œ = % tt

Không trưởng thành < 0,6 < 440 > 1,15 <0,1 > 1,6 > 0,65 >1 > 25 >6 <60Trudng thành 0,60-0,80 | 440-446 1,15-1,05 0,1-0,4 0,6-1,6 0,35-0,65 <1 25-20 6-2 60-65Trudng thành muộn | 0,80-1,35 | 446-470 1,05-0,95 > 0,4 < 0,6 < 0,35 >1 < 20 <2 > 65Qua trưởng thành > 1,35 > 470 < 0,95 - - -

4 Bào tử phấn hoa

“Phim xu Loại than ảnh TTI theo Waple D.V

vitri nit “Ro l Cường độ màu bào tử Màu

<0,6 Than mùn <:38:5 Vàng rơm < 250,60 - 0,80 Than lửa dài 3,5- 5,5 Vàng chanh 25- 75

0,80 - 1,10 Than khí 9,9 - 7,0 Vàng 78 - 120

1,10 - 1,35 Khí đến mỡ 7,0 - 8,0 Vàng da cam và phét đỏ 120 - 1701,35 - 1,75 Than mỡ 8,0 - 9,0 Vàng đỏ đến đỏ hòan toàn 170 - 5001,75-2,2 Than cốc 9,0 - 10 Đỏ nâu tới nâu hòan toàn 500 - 1500

2,2-4,8 Than tổ ong 10-11 Nau tới den 1500 - 6500

>48 Antracit >11 Đen hòan toàn 6500 - 97200

e) Các dạng sản phẩm hydroeaebon được sinh ra

» - Tỷ lệ cát/sétSản phẩm Loại Kerogen| HI = (S2/ TOC ).100 Sz/S; (theo Bakirov A.A) Pr/Ph

Khí Il 0- 150 0-3 < 0,4 >4

Khi, dau Hon hợp III- II 150 - 300 3-5 0,4 - 0,6 1-4

Dầu |I- | > 300 >5 > 0,6 <1

20

Áp dụng cho đá me tại bể Cửu Long với đá mẹ Oligocen đa phân thuộc kerogen loại IIvới giả định là HI đạt trong khoảng giá trị là 300-600 và với PI ban đầu là 0.02 Với cácgiả định này, hoàn toàn có thé khôi phục lại gia trị TOC ban đầu cho đá mẹ trưởng thànhvà từ đó đánh giá chính xác hơn tiềm năng dầu khí.

Phương pháp chiết tách bitumCác hợp phan hydrocarbon lỏng (bitum) trong đá được chiết trong dichlormethane đunsôi trong 12 — 24 giờ trong bộ thiết bị SOXTHERM Sau khoảng thời gian trên bitumđã được chiết ra hòa tan trong dung môi sẽ được thu hồi bang cách cho bay hoi dungmôi trong bộ thiết bị cất xoay Quy trình này sẽ làm bay hơi một phần bitum Vì vậy chỉthu được các hợp phan bitum có chứa phân tử C)5*, hỗn hợp này được gọi là hydrocarbonlỏng bao gồm hydrocarbon no — thơm — hợp phan nặng (chứa nhựa và asphalt) Tuynhiên phương pháp này chỉ cho phép xác định được loại bitum trung tính Vì vậy cầnchiết tiếp băng cồn benzene hay heptane Phương pháp này chỉ cho phép xác định loạibitum axit Như vậy phương pháp chiết bitum chỉ lẫy được phân bitum di cư

Địa hóa bitum trên cơ sở phân bố vành phân tán các hydrocacbon lỏng dãy dầu trênđường di cư theo các đới có độ thấm cao từ via sản phẩm tới bề mặt Hỗn hợp thu đượcsẽ được phân tích một số chỉ tiêu tương tự như phân tích địa hóa dầu như SARA, chỉ sốPr/Ph, Pr/nC17, Ph/nC18, MPI-1 Từ các dữ liệu này hoàn toàn có thé xác định đượcmôi trường lắng đọng trầm tích, mức độ trưởng thành nhiệt của VLHC

Phương pháp nhiệt phan Rock — Eval

Địa hóa nhiệt phần khắc phục được một số nhược điểm của chiết bitum là phải cần mẫukhối lượng lớn hơn vài trăm gram Trong khi địa hóa nhiệt phân đòi hỏi lượng mẫu nhỏ(có thể chỉ cần 100 gram mẫu là đủ), nhanh, giải quyết được nhiều mẫu Ngày nay cóthé khái quát quá trình chuyển hóa vật liệu hữu co cho các sản phẩm như sau (theoEspitalie J.) Tiến hành nhiệt phân Rock — Eval vật liệu hữu co (80 — 100mg đá có khitới 500g đá tùy vào mức độ phong phú vật liệu hữu cơ) từ thấp đến cao ta nhận đượccác sản phẩm sau đây tương ứng với các chỉ tiêu được xác định là So, Si, S2, $3 và Tmax(Hình 2-4) Căn cứ vào kết quả phân tích nhiệt phan, các số liệu được tổng hợp tính toánvà được phân chia đánh giá mức độ tiềm năng sinh dầu khí của đá mẹ và đánh giá độ

trưởng thành của đá mẹ.

YieldNhiệt độ

v

Thời gian

Hình 2-4 Đặc điểm của quá trình nhiệt phân

Phương pháp do phan xạ vitrinite Ro (5)

Phương pháp do phản xạ Vitrinite được thực hiện trên kính hiển vi phản xạ LEITZ Lay10 — 20 g đá nghiền nhỏ, sau đó loại carbonate băng axit HCI và loại silicate bằng HF.Manh vitrinite có mặt trong kerogene được thu hồi và đặt trong một khối nhựa trongsuốt, sau đó được mài phăng và soi dưới kính hiển vi dé tìm các hat vitrinite đăng thướcdưới ánh sáng phản xạ Mỗi mẫu đo trên 50 mảnh vitrinite và loại trừ giá trị ngoại lai đểnhận được giá trị phô biến (giá trị trung bình trọng số) dé đại diện cho mẫu nghiên cứu.Các ngưỡng trưởng thành của đá mẹ của các bé trầm tích có tuôi khác nhau sẽ có giá trịkhác nhau Đối với bề trầm tích tuôi Paleozoi thì ngưỡng cửa số sinh dau là 0.65-0.7%Rotrong khi đó bề trầm tích tuổi Mezozoi thì ngưỡng cửa số tạo dau lại là 0.7-0.75% Ro.Qua nghiên cứu nhiều năm cho các bề trầm tích tại ViệtNam( đặc biệt trong Kainozoigiữa -muộn) cho thay ngưỡng cửa số tạo dau lại vào khoảng 0.8-1.35% Ro (vì thời gianngăn)

Phương pháp sắc ký khối pho

Đây là phương pháp xác định sự hiện diện của di chỉ địa hóa (biomarker) đặc trưng trong

cau trúc phân tử hydrocarbon của mỗi loại vật liệu hữu cơ có nguồn gốc khác nhau Mẫuphân tích sac ký khối phố là hydrocarbon no hoặc thơm được tách từ bitum hoặc dầuthô Trước khi phân tích mẫu cần được lọc kỹ qua zeolite phân tử 5A nhằm làm giàuthêm cau tử hydrocarbon vì các biomarker có mặt trong mẫu với hàm lượng rất thấp.Sau đó mẫu được bơm vào hệ thống GCMS

22

Két quả phân tích sac ký khôi phô được ghi trên biêu đô và tính toán các biomarker theophân trăm cũng như môi quan hệ giữa các thành phân biomarker nhăm xác định dạngmôi trường tôn tại vật liệu hữu cơ giúp cho việc phân loại nguôn gôc dé dàng dựa vàotương quan của các câu tu C27, Cas, C29 trong các mảnh M/Z 217 của steranes đề xácđịnh môi trường tích lũy VLHC theo Huang W.Y v Meinschein W.G.,1979 (Hình 1-1Hình 2-5).

1 Planton % C282 Biển mở ( Open marine) 100 x0

3 Cửa sông, vũng vịnh( Enstuarine, bay,

% C27 Huang W.Y va Meinchein W.G(1979) % C29

Hình 2-5 Đồ thị xác định môi trường tích lũy vật liệu hữu co Huang W.Y v

Meinschein W.G.,1979 [12]

Ngoài ra, từ các dang phân bố biomarker có thé gián tiếp xác định mức độ trưởng thànhvật liệu hữu cơ của đá mẹ thông qua kết quả phân tích và tính toán chỉ số MPI-1(Methylphenantrene index- Index Rakle) Cách tính chỉ số % Ro thông qua hàm quan

hệ giữa chi MPI-1 và % Ro như sau:

kết quả ngoại suy này, có thê xác định dâu được sinh ra ở mức độ trưởng thành nào vàtương ứng từ đá mẹ nào.

Phương pháp thời nhiệt TTI

Phương pháp thời nhiệt Lopatin dựa trên các mô phỏng địa chất và các phản ứng đứtmạch của hydrocarbon dé khái quát hóa tốc độ sụt lún — nén ép cũng như tốc độ nâng —bóc mòn Phương pháp này đưa ra các nhận định về phản ứng hóa học nhằm đơn giảnhóa các dạng năng lượng hoạt động Cơ sở lý thuyết dé xác định gia trị TTI:

Thời Gian Trưởng Thành = Hệ Số Khoảng Thời Gian x Hệ Số Thời NhiệtTheo đó, khi mô hình hóa mức độ trưởng thành hiện tại, với tất cả các giá trị thời nhiệtTTI từ thời điểm vật chất đã được chôn vùi cho đến hiện tại được cộng dồn Việc cộng

dồn bao gồm cả những giai đoạn vật chất này bi lún chìm, chôn vùi dia tinh hay kiến tạo

nâng Thông thường, mức độ trưởng thành biến đồi thắng đứng theo thời gian chôn vùi,ngay cả khi sự sụt lún đã ngừng hay kiến tạo nâng đang hoạt động Do vậy, tốc độ hoạtđộng này biểu hiện dưới dạng cửa số tạo dầu và phụ thuộc chủ yếu vào thời gian chônvùi Công thức tổng quát như sau:

Thang tỉ lệ được xây dựng dé chuyền đổi giá trị thời khoảng TTI cộng dồn thành mứcđộ trưởng thành Giai đoạn trưởng thành nhiệt chủ yếu được bắt dau tại điểm giá trị TTIlà 25 Đỉnh bắt đầu tạo dầu mạnh xuất hiện gân điểm TTI là 75 và cửa số tạo dầu kết

thúc khoảng 170.

Phương pháp sắc ký dai Hydrocarbon no, n-alkal C¡s"Năm 1915, Powel T.G đã phát hiện ra cấu tử pristane và phytane trong vật liệu hữu cơ,bitum, kerogene va cả dầu khí Đây là hai hợp chất đồng phân va là sản phẩm của quátrình phân hủy clorofil thực vật và hemoglobil động vật — vật chất chứng minh cho

24