Luận văn thạc sĩ Kỹ thuật dầu khí: Đặc điểm sinh địa tầng và chính xác hóa ranh giới địa tầng trầm tích miocen dưới - Oligocen trên trũng Tây Bạch Hổ, bể Cửu Long

- Nội dung + Sử dụng các kết quả thu thập/phân tích về sinh địa tầng để phân chia và chính xác hóa các ranh giới địa tầng theo mặt cắt các giếng khoan trên cơ sở thiết lập các đới phức h

-

MAI HOÀNG ĐẢM

ĐẶC ĐIỂM SINH ĐỊA TẦNG VÀ CHÍNH XÁC HÓA RANH

GIỚI ĐỊA TẦNG TRẦM TÍCH MIOCEN DƯỚI – OLIGOCEN TRÊN TRŨNG TÂY BẠCH HỔ, BỂ CỬU LONG

Chuyên ngành: Kỹ thuật Dầu khí

Mã số: 8520604

LUẬN VĂN THẠC SĨ

TP HỒ CHÍ MINH, tháng 02 năm 2024

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐHQG – HCM

Cán bộ hướng dẫn khoa học : PGS.TS TRẦN VĂN XUÂN

2 PGS TS NGUYỄN XUÂN HUY, Thư ký Hội đồng

3 PGS TS TRẦN VĂN XUÂN, Ủy viên Hội đồng

4 TS NGUYỄN MẠNH HÙNG, Ủy viên Hội đồng

5 TS BÙI THỊ LUẬN, Ủy viên Hội đồng

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

CHỦ TỊCH HỘI ĐỒNG TRƯỞNG KHOA KỸ THUẬT

ĐỊA CHẤT VÀ DẦU KHÍ

ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP HCM CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA Độc lập – Tự do – Hạnh phúc

NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ

Họ và tên học viên: MAI HOÀNG ĐẢM MSHV: 2170636 Ngày, tháng, năm sinh: 05/10/1986 Nơi sinh: Cà Mau Chuyên ngành: Kỹ thuật Dầu khí Mã ngành: 8520604

I TÊN ĐỀ TÀI:

“Đặc điểm sinh địa tầng và chính xác hóa ranh giới địa tầng trầm tích Miocen dưới – Oligocen ở khu vực trũng Tây Bạch Hổ, bể Cửu Long”

II NHIỆM VỤ VÀ NỘI DUNG CỦA LUẬN VĂN

- Nhiệm vụ của luận văn + Thống kê, thu thập các dữ liệu đã phân tích cổ sinh địa tầng, địa vật lý giếng

khoan và địa chấn của khu vực nghiên cứu; + Thực hiện việc phân tích mẫu cổ sinh để bổ sung số liệu cho khu vực chưa

có số liệu sinh địa tầng, đan dày mật độ mẫu trong giếng khoan; + Tổng hợp số liệu, luận giải các kết quả thu thập/phân tích: đới cổ sinh, môi

trường lắng đọng, tiềm năng sinh hydrocarbon của đá mẹ và bề mặt ngập lụt - Nội dung

+ Sử dụng các kết quả thu thập/phân tích về sinh địa tầng để phân chia và chính xác hóa các ranh giới địa tầng theo mặt cắt các giếng khoan trên cơ sở thiết lập các đới phức hệ cổ sinh theo các nhóm hóa thạch;

+ Xác định tuổi địa chất tương đối và môi trường lắng đọng trầm tích bởi các đới phức hệ bào tử phấn và tướng hữu cơ;

+ Xác định cổ môi trường và phân tập trầm tích; + Nhận định tiềm năng sinh hydrocarbon của đá mẹ và bề mặt ngập lụt liên

quan đến các tầng chắn địa phương/khu vực

III NGÀY GIAO NHIỆM VỤ: 04-9-2023 IV NGÀY HOÀN THÀNH NHIỆM VỤ: 15-01-2024 V CÁN BỘ HƯỚNG DẪN: PGS TS TRẦN VĂN XUÂN

Nội dụng đề cương luận văn thạc sĩ đã được Hội đồng chuyên ngành thông qua

LỜI CẢM ƠN

Để hoàn thành nội dung luận văn, học viên xin chân thành cảm ơn PGS TS Trần Văn Xuân, người trực tiếp hướng dẫn luận văn cho học viên Thầy đã dành cho học viên nhiều thời gian, tâm sức, cho học viên nhiều ý kiến, nhận xét quý báu, chỉnh sửa những chi tiết trong luận văn, giúp luận văn được hoàn thiện hơn về mặt nội dung và hình thức Thầy cũng đã luôn quan tâm, động viên, nhắc nhở kịp thời để học viên có thể hoàn thành luận văn đúng tiến độ Học viên rất trân trọng khoảng thời gian quý báu mà Thầy đã dành để hướng dẫn, giúp đỡ và làm việc cùng với học viên

Học viên xin gửi lời cảm ơn đến Ban chủ nhiệm, tập thể cán bộ và giảng viên khoa Kỹ thuật Địa chất & Dầu khí – Trường Đại học Bách Khoa TP HCM đã tận tâm giảng dạy, truyền đạt kiến thức, giúp đỡ và hỗ trợ trong suốt quá trình học tập của học viên tại trường Học viên xin gửi lời cảm ơn đến Quý thầy cô phòng Sau đại học đã hướng dẫn, giúp đỡ học viên hoàn thành các thủ tục liên quan trong suốt quá trình học tập của học viên tại trường

Học viên xin gửi lời cảm ơn đến Ban lãnh đạo, đồng nghiệp, tập thể phòng Cổ sinh – Địa tầng, Trung tâm Phân tích Thí nghiệm, Viện dầu khí Việt Nam đã giúp đỡ và tạo điều kiện tốt nhất để học viên có thể hoàn thành chương trình Cao học

Do sự hạn chế về thời gian cũng như nguồn tài liệu nghiên cứu nên ít nhiều đã ảnh hưởng đến kết quả minh giải, tham vấn và đối chiếu kết quả từ các phương pháp khác nhau Học viên rất mong nhận được những góp ý từ Quý thầy cô, bạn học và đồng nghiệp để học viên hoàn thiện luận văn cũng như học hỏi thêm nhiều kiến thức quý báu

Trân trọng cảm ơn!

Học viên

Mai Hoàng Đảm

TÓM TẮT LUẬN VĂN

Để đạt được hiệu quả cao trong công tác tìm kiếm, thăm dò và khai thác dầu khí Việc nghiên cứu các cấu tạo địa chất để tìm kiếm các cấu tạo có triển vọng hydrocarbon là rất phức tạp, khó khăn và thách thức Để làm tốt việc này, các nhà địa chất cần xây dựng mô hình nhằm mô phỏng các cấu tạo địa chất Dữ liệu đầu vào cho việc chạy mô phỏng cần phải sử dụng các thông số địa vật lý, địa tầng, thạch học, địa hóa, PVT và các tài liệu liên quan khác giúp cho việc tìm kiếm, dự đoán hệ thống dầu khí, đánh giá tiềm năng hydrocarbon, lựa chọn vị trí đặt giếng khoan sao cho tối ưu nhất Trong đó, các nghiên cứu về địa tầng, môi trường lắng đọng được thực hiện chi tiết và được cập nhật thường xuyên để tiệm cận đến kết quả chính xác hơn

Trong thực trạng hiện nay, nhiều công ty điều hành dầu khí trong bể Cửu Long đang sử dụng các đơn vị địa tầng, các bề mặt phản xạ địa chấn với nhiều quan điểm khác nhau nên còn nhiều bất cập, khó khăn khi liên kết địa tầng trầm tích Mặt khác, về tuổi địa chất vẫn còn nhiều quan điểm xung quanh ranh giới Oligocen và Miocen Vấn đề này liên quan đến toàn bộ hệ thống dầu khí của bể Cửu Long Vì vậy, để góp phần làm sáng tỏ các vấn đề nêu trên, mục tiêu cần đạt được của đề tài là (1) nghiên cứu chi tiết đặc điểm sinh địa tầng và chính xác hóa ranh giới địa tầng giữa các tập trầm tích; (2) dự báo tiềm năng sinh hydrocarbon của đá mẹ và nhận dạng bề mặt ngập lụt

Kết quả nghiên cứu của luận văn được thực hiện từ chuỗi tổ hợp các phương pháp nghiên cứu gồm: thống kê – thu thập số liệu, thực nghiệm bổ sung kết quả những khu vực còn thiếu số liệu và phương pháp phân tích – tổng hợp Bên cạch các tài liệu nghiên cứu cổ sinh địa tầng, học viên cũng thu thập thêm các tài liệu khác liên quan đến nội dung nghiên cứu để làm tài liệu tham khảo và kiểm chứng/đối sánh kết quả nghiên cứu bằng nhiều phương pháp khác nhau Các tài liệu khác thu thập gồm có địa vật lý giếng khoan, minh giải địa chấn, tài liệu địa chất và các báo cáo giếng khoan của khu vực nghiên cứu Nhận thấy ở khu vực trung tâm số lượng tài liệu còn hạn chế và số liệu đã có chưa phải đại diện nên việc phân tích thêm mẫu bổ sung số liệu cho khu vực trung tâm có ý nghĩa rất lớn đối với kết quả của luận văn

Ở bể trầm tích Cửu Long, các nghiên cứu chủ yếu là bào tử phấn hoa, sự phân chia các đới và phụ đới được tổng hợp từ các nghiên cứu: Germeraad và nnk (1968) trong các trầm tích Đệ Tam khu vực nhiệt đới (Đông Nam Á), Hou và nnk (1981) về cổ sinh Đệ Tam trên thềm lục địa Nam Trung Hoa và Morley và nnk (2013) về bào tử phấn hoa nước ngọt thời kỳ Kainozoi giữa ở khu vực Sunda áp dụng trên thềm lục địa Việt Nam và các bể trầm tích lân cận Trầm tích Oligocen bị chi phối chủ yếu trong môi trường lục địa từ đồng bằng bồi tích (fluvial plain), đầm lầy (swamp) và hồ nước ngọt (lake) Sự phân chia các đơn vị lắng đọng trong bể Cửu Long trên cơ sở sự phong phú và đa dạng của các nhóm hóa thạch tương ứng Tiềm năng hydrocarbon của đá mẹ được nhận định trên cơ sở phân loại vật liệu hữu cơ theo thành phần và nguồn gốc của các tác giả Zwan (1990, 1992), Whitaker (1984, 1992), Tyson (1993, 1995)

Kết quả nghiên cứu đã phân chia được các chu kỳ trầm tích tương ứng với các tập trầm tích như sau: Oligocen dưới, hệ tầng Trà Cú gồm tập F và E; Oligocen trên, hệ tầng Trà Tân gồm tập D và C; Miocen dưới, hệ tầng Bạch Hổ gồm tập BI.1 và BI.2 Tất cả các đặc điểm sinh địa tầng của chúng được tóm tắt như bên dưới

Trầm tích Oligocen dưới hệ tầng Trà Cú (tập F và E), nghèo hóa thạch nhưng giàu vật chất hữu cơ chủ yếu là mảnh vụn loại 1 và loại 2 Trong khu vực nghiên cứu chỉ phát hiện trong hai giếng khoan CS-1 và GĐ-1 thuộc phần trên của hệ tầng Thông tin sinh địa tầng về hệ tầng Trà Cú còn rất hạn chế trong khu vực nghiên cứu Nghiên cứu địa tầng của hệ tầng Trà Cú chủ yếu kết hợp với tài liệu địa chấn – địa tầng để nhận định sự phân bố và sự tồn tại của chúng trong khu vực nghiên cứu Kết quả cho thấy, phần lớn trầm tích hệ tầng Trà Cú tồn tại ở các trũng sâu, địa hào phía Đông kề áp với khối nâng Bạch Hổ

Trầm tích Oligocen trên tương ứng với hệ tầng Trà Tân, bị chi phối bởi môi trường lắng đọng lục địa và đặc trưng bởi sự phong phú của nhóm tảo nước ngọt chiếm 60%-90% tổng lượng hóa thạch

Trong tập D, sự ưu thế của Botryococcus-Pediastrum cho biết sự hiện diện của

các hồ nước ngọt với vùng lắng đọng từ đới ven bờ đến hồ nước nông Ngoại trừ phần

dưới của phụ tập D1 được lắng đọng trong môi trường đầm lầy rìa hồ Thành phần vật chất hữu cơ tập D chứa phong phú SOM, chiếm 50%-70% tương ứng kerogen I/II, và một ít kerogen III, sản phẩm cho tiềm năng sinh dầu và hỗn hợp dầu-khí

Trong tập C đặc trưng bởi sự phong phú của Bosedinia-Pediastrum, cho biết sự

tồn tại của hồ nước ngọt rộng và sâu Do đó, thời kỳ Oligocen muộn được dự đoán là giai đoạn sụt lún và tách giãn mở rộng hồ trong toàn bể Cửu Long với môi trường lắng đọng từ hồ nước nông đến hồ nước sâu Trong đó, điển hình là các phụ tập C1.2

và C2.2 với sự cực thịnh của Bosedinia đạt trên 90% tổng lượng hóa thạch, giàu vật

chất hữu cơ ở khu vực Đông Bắc, Trung tâm và Đông Nam Trầm tích Miocen dưới thuộc hệ tầng Bạch Hổ, đặc trưng bởi hai chu kỳ lắng đọng tương ứng BI.1 và BI.2

Trầm tích BI.1 chứa rất ít vật chất hữu cơ và phức hệ hóa thạch, được lắng đọng trong môi trường đầm lầy ven sông, khả năng sinh hydrocarbon của đá mẹ rất hạn chế

Trầm tích BI.2 chứa phong phú phức hệ hóa thạch và vật chất hữu cơ, phức hệ hóa thạch đặc trưng từ vùng chuyển tiếp đến biển nông trong thềm Thành phần vật chất hữu cơ gồm mảnh vụn loại 1, loại 2 và một ít sapropel, ứng với tiềm năng sinh khí và hỗn hợp khí dầu của đá mẹ Phần nóc của tập BI.2 đánh dấu một bề mặt biển tiến chứa hóa thạch biển, là đới cô đặc hóa thạch đặc trưng và cũng là tầng chắn khu vực cho bể Cửu Long

Nhìn chung, sự xuất hiện thường xuyên và phong phú của các loài tảo nước ngọt trong trầm tích Oligocen ở bể Cửu Long cho thấy sự tồn tại của các hồ nước ngọt thông qua các chu kỳ phong phú của tảo nước ngọt Quá trình tiến hóa của các hồ cổ ở khu vực nghiên cứu được chi phối bởi các hoạt động kiến tạo và quá trình chôn vùi của bể Cửu Long Kết quả nghiên cứu này cung cấp một bức tranh tổng thể về lịch sử tiến hóa của khu vực nghiên cứu, bắt đầu từ địa hình trong hoạt động sông ngòi dưới điều kiện năng lượng lắng đọng cao, các thành phần thạch học hạt thô như cuội kết, cát kết hạt thô trong Oligocen sớm Quá trình thành tạo bể tiếp tục diễn ra mạnh

mẽ vào Oligocen muộn với sự xuất hiện của các hồ nước ngọt từ rìa hồ đến hồ nước

sâu, được đặc trưng bởi sự cực thịnh của Bosedinia trong tập C Sang Miocen sớm,

sự phong phú của tảo nước ngọt không còn đặc trưng mà chỉ cục bộ ở một số khu vực phía Đông cho thấy sự suy thoái của hồ trong thời kỳ này

Vì vậy, các nghiên cứu sinh địa tầng không chỉ làm sáng tỏ các mô hình địa chất, cung cấp các thông số đánh giá hệ thống dầu khí mà còn là chìa khóa phục hồi lịch sử tiến hóa của bể Cửu Long dựa trên sự khôi phục lại mô hình cổ môi trường gắn với các sự kiện kiến tạo

SUMMARY To attain peak efficiency in the exploration and production activities of oil and gas, the process of researching geological structures to identify potential hydrocarbon reservoirs is inherently intricate and challenging Geologists undertake the task of constructing models that simulate these geological structures The input data for such simulations necessitates the incorporation of various geophysical parameters, stratigraphic details, lithological information, geochemical data, PVT analysis, and other relevant documents This comprehensive dataset is crucial to searching, predicting, and evaluating petroleum systems, ultimately facilitating the identification of the most optimal well locations Notably, in-depth studies focusing on stratigraphy and depositional environments are conducted meticulously and routinely updated to enhance the precision of results

There are inconsistencies and difficulties in correlating sedimentary sequences in the Cuu Long basin because oil and gas companies use different perspectives on stratigraphic units and seismic reflection surfaces In addition, there are many opinions about the age around the Oligocene-Miocene boundary, which affects the petroleum system of the basin To clarify these issues, the thesis aims to (1) study the biostratigraphic characteristics and accurately determine the stratigraphic boundaries between sedimentary sequences, and (2) predict the hydrocarbon generation potential of the source rock and identify the flood surface

The research results of the thesis are carried out from a combination of many methods including statistical data collection, experiments to supplement results in areas lacking data, and analysis and synthesis In addition to paleo-stratigraphic research data, the student also collected other data related to the research content to serve as references and verify or compare research results using various other methods Other data collected include well logging, seismic interpretation, geological data, and well reports of the study area Realizing that in the central area the data is limited and the available data is not representative, so analyzing additional sample data for this area was a great significance for the thesis results

Studies carried out in the Cuu Long sedimentary basin mainly focus on palynology The sub-zones and zones of the plant are determined from the following studies: Germeraad et al (1968) on Tertiary sediments in the tropical region (Southeast Asia), Hou et al (1981) on Tertiary paleontology on the South China continental shelf, and Morley et al (2013) on Middle Cenozoic freshwater palynomorph in the Sunda region which are applied to the Vietnam continental shelf and adjacent sedimentary basins The Oligocene sediments in the basin are primarily made up of continental depositions from fluvial plains, swamps, and freshwater lakes The classification of depositional units in the Cuu Long basin is based on the diversity and abundance of the palynomorph assemblages The potential for hydrocarbons in the source rock is evaluated based on the classification of organic matter according to composition and origin by authors Zwan (1990, 1992), Whitaker (1984, 1992), and Tyson (1993, 1995)

The research results have divided the sedimentary cycles corresponding to the sedimentary sequences such as Lower Oligocene, Tra Cu Formation (including sequences F and E); Upper Oligocene, Tra Tan Formation (containing sequences D and C); and Lower Miocene, Bach Ho Formation (consisting of sequence BI.1 and BI.2) All their biostratigraphic characteristic are summarized below

The Lower Oligocene sediments of the Tra Cu Formation (sequences F and E) are poor in palynomorphs but good in organic matter, mainly palynomaceral type 1 and type 2 In the study area, the upper part of the formation has been discovered in two wells, CS-1 and CS-2 Therefore, biostratigraphic information about the Tra Cu Formation is still very limited in this area Stratigraphic research of the Tra Cu Formation is mainly combined with stratigraphical seismic data to determine their distribution and existence in the study area The results show that most of the Tra Cu Formation sediments exist in deep depressions and eastern grabens adjacent to the Bach Ho uplift

The Upper Oligocene sediments correspond to the Tra Tan Formation, dominated by continental depositional environments It is characterized by the abundance of

freshwater algae, accounting for 60%-90% of the total palynomorphs

In sequence D, the predominance of Botryococcus-Pediastrum indicates the presence

of freshwater lakes with depositional zones ranging from shoreface to shallow lakes with the exception of the lower part of parasequence D1, which was deposited in a lake-marginal swamp environment The organic matter composition of sequence D contains abundant in SOM, accounting for 50%-70% of kerogen I/II, respectively, and a small amount of kerogen III, a hydrocarbon product with the potential to generate oil and oil-gas mixtures

Sequence C is characterized by the abundance of Bosedinia-Pediastrum, indicating

the existence of large and deep freshwater lakes Therefore, the Late Oligocene period is predicted to be a period of subsidence and expansion of lakes throughout the Cuu Long basin, with depositional environments ranging from shallow to deep lakes In

which, the most typical are parasequences C1.2 and C2.2, with the peak of Bosedinia

reaching over 90% of the total palynomorphs and being rich in organic matter in the Northeast, Central, and Southeast regions

The Lower Miocene sediments belong to the Bach Ho Formation, characterized by two depositional cycles, known as BI.1 and BI.2

The BI.1 sediment contains low levels of organic matter and palynomorphs It was deposited in a riverine swamp or fluvial environment and has very limited potential to generate hydrocarbons

The BI.2 sediment contains abundant palynomorph and organic matter The palynomorph assemblage is typical from the transitional zone to the shallow marine settings The organic matter composition includes palynomaceral type 1, type 2, and some sapropel, which correspond to the gas generation potential and oil-gas mixture of the source rock The top of sequence BI.2 marks a transgressive surface that contains marine fossils, a condensed section, and also a regional seal for the Cuu Long basin

The presence of freshwater algae in Oligocene sediments in the Cuu Long basin

points towards the existence of freshwater lakes The evolution of these paleolakes is influenced by tectonic activities and the burial process of the Cuu Long basin This study provides an overview of the evolutionary history of the area Initially, the area had a topography of fluvial activity under high depositional energy conditions, characterized by coarse-grained lithological components such as conglomerate and coarse-grained sandstone in the early Oligocene The basin continued to develop vigorously in the Late Oligocene with the appearance of freshwater lakes ranging from the lake margin to the deep lake, characterized by the peak of Bosedinia in sequence C However, in the Early Miocene period, the abundance of freshwater algae was no longer typical, and it only occurred locally in some eastern areas, indicating the deterioration of the lake during this period

Therefore, stratigraphic studies not only elucidate geological models and provide parameters for evaluating petroleum systems but are also the key to recovering the evolutionary history of the Cuu Long basin, based on the restore paleoenvironmental models connected with tectonic events

LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan toàn bộ nội dung và kết quả nghiên cứu bài luận văn “Đặc điểm sinh địa tầng và chính xác hóa ranh giới địa tầng trầm tích Miocen dưới – Oligocen ở khu vực trũng Tây Bạch Hổ, bể Cửu Long” này là sản phẩm nghiên

cứu cá nhân của tôi Sản phẩm được phân tích một cách khách quan, trung thực, có nguồn gốc rõ ràng và chưa được công bố dưới bất kỳ hình thức nào ngoài khuôn khổ của chương trình Cao học này

Tôi xin cam kết sẵn sàng chịu toàn bộ trách nhiệm nếu có sự thiếu trung thực về thông tin hay kết quả sử dụng trong công trình nghiên cứu này

Người cam đoan

Mai Hoàng Đảm

MỤC LỤC

MỞ ĐẦU 1

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT BỂ CỬU LONG 3

2.1 Vị trí địa lý và lịch sử nghiên cứu 3

2.1.1 Vị trí địa lý 3

2.1.2 Lịch sử nghiên cứu 4

2.2 Đặc điểm kiến tạo và phân vùng cấu trúc 8

2.2.1 Khung cảnh kiến tạo 8

2.5 Cơ sở tài liệu 23

CHƯƠNG 2: CƠ SỞ LÝ THUYẾT VÀ PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU 24

2.1 Cơ sở lý thuyết 24

2.1.1 Một số khái niệm 24

2.1.2 Phân vị sinh địa tầng 26

2.1.3 Khung địa tầng và phân chia sinh địa tầng 30

2.1.4 Xác định môi trường lắng đọng 34

2.1.5 Đánh giá tiềm năng sinh hydrocacbon 38

2.1.6 Dấu hiệu nhận biết bề mặt ngặp lụt 42

2.2 Phương pháp nghiên cứu 45

2.2.1 Phương pháp thu thập số liệu 45

3.2 Đánh giá tiềm năng sinh hydrocarbon theo tướng hữu cơ 82

3.2.1 Phân loại kerogen 82

3.2.2 Tiềm năng sinh hydrocarbon của đá mẹ 83

3.3 Dự báo bề mặt ngập lụt và liên kết giếng khoan 90

3.3.1 Đặc trưng các bề mặt ngập lụt 90

3.3.2 Liên kết các bề mặt ngập lụt 96

3.4 Liên kết địa tầng khu vực nghiên cứu 97

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 104

DANH MỤC CÔNG TRÌNH CÔNG BỐ 107

TÀI LIỆU THAM KHẢO 108

DANH MỤC HÌNH

Hình 1.1: Vị trí bể Cửu Long và khu vực nghiên cứu [1] 3

Hình 1.2: Bản đồ phân đớip cấu trúc trên cơ sở bản đồ nóc móng trước Đệ Tam [2] 12

Hình 1.3: Cột địa tầng tổng hợp bể Cửu Long [1] 14

Hình 2.1: Sơ đồ phân đới các đơn vị môi trường và phạm vi nghiên cứu của các nhánh cổ sinh (CoreLab & VPI) 34

Hình 2.2: Mô hình phân chia phức hệ bào tử phấn hoa theo môi trường sinh thái khu vực Đông Nam Á [8] 35

Hình 2.3: Đặc điểm tướng trầm tích hồ nước ngọt theo phương pháp nghiên cứu bào tử phấn hoa [9] 37

Hình 2.4: Mô hình nhận biết bề mặt ngập lụt [15] 44

Hình 2.5: Sơ đồ tóm tắt các phương pháp nghiên cứu 45

Hình 3.1: Phân vùng cấu tạo ở khu vực nghiên cứu 48

Hình 3.2: Các dạng hóa thạch định tầng và tướng hữu cơ đặc trưng trong trầm tích Oligocen dưới 50

Hình 3.3: Mặt cắt địa chấn từ Tây Bắc xuống Đông Nam (dãy nâng Bạch Hổ) Tập F, tồn tại ở trũng trung tâm kề áp khối Bạch Hổ 52

Hình 3.4: Mặt cắt địa chấn từ Tây sang Đông Nam Tập F lắng đọng trong địa hào kề áp dãy nâng Bạch Hổ 52

Hình 3.5: Mặt cắt địa chấn khu vực Tây Bắc của trũng Tây Bạch Hổ Tập E, phủ trực tiếp trên đá móng 54

Hình 3.6: Mặt cắt địa chấn từ Tây Nam – Đông Nam khu vực nghiên cứu Tập E, phủ trực tiếp trên đá móng trũng phía Nam 54

Hình 3.7: Đặc trưng bào tử phấn hoa phụ hệ tầng Trà Cú trên trong giếng khoan

CS-1 và GĐ-1 55 Hình 3.8: Tổ hợp hóa thạch đặc trưng và tướng hữu cơ trong trầm tích của phụ hệ

tầng Trà Tân trên 57 Hình 3.9: Đặc trưng phức hệ hóa thạch và tướng hữu cơ của phụ hệ tầng Trà Tân

dưới (tập D) theo hướng Bắc - Nam 59 Hình 3.10: Đặc trưng phức hệ hóa thạch và tướng hữu cơ của trầm tích D3, khu vực

rìa phía Tây 62 Hình 3.11: Đặc trưng phức hệ hóa thạch trong trầm tích tập C giếng khoan CS-3.64 Hình 3.12: Đặc trưng phức hệ hóa thạch trong trầm tích tập C khu vực Đông Bắc,

điển hình trong cấu tạo Cá Sấu 67 Hình 3.13: Đặc trưng phức hệ hóa thạch trong trầm tích tập C khu vực Đông Nam,

điển hình trong cấu tạo Gấu Đỏ (GĐ-2 và GĐ-3) 68 Hình 3.14: Đặc trưng phức hệ hóa thạch trong trầm tích tập C khu vực phía Tây,

điển hình cho cấu tạo Mèo Trắng 71 Hình 3.15: Mặt cắt địa chấn qua Gấu Đỏ 1 – Cá Sấu 1, cho thấy hệ thống đứt gãy

phần lớn kết thúc trên nóc của tập BH5.2 (màu nâu đỏ) (hay C2) 73 Hình 3.16: Mặt cắt địa chấn từ MT-1 – GĐ-4 – GĐ-1 – Bạch Hổ, cho thấy hệ thống

đứt gãy phần lớn kết thúc trên nóc của tập BH5.2 (màu nâu đỏ) (hay C2) 73 Hình 3.17: Mặt cắt địa chấn từ Gấu Đỏ 3 – Báo Đóm 2, cho thấy hệ thống đứt gãy

phần lớn kết thúc trên nóc của tập BH5.2 (màu nâu đỏ) (hay C2) 74 Hình 3.18: Hệ thống đứt gãy Đông – Tây phát triển qua các tập D, C (C1), BH5.2

(C2) và không còn ở BI.1 75 Hình 3.19: Sự xuất hiện thường xuyên và liên tục của hóa thạch định tầng Oligocen

trong trầm tích tập BH5.2 (C2) 77

Hình 3.20: Đặc điểm sinh địa tầng của hệ tầng Bạch Hổ khu vực phía Đông, cấu tạo

Cá Sấu 79 Hình 3.21: Đặc điểm sinh địa tầng của hệ tầng Bạch Hổ khu vực phía Tây 81 Hình 3.22: Đặc điểm tướng hữu cơ và đánh giá tiềm năng sinh hydrocarbon trong

tập E và D của các giếng khoan BĐ-1 và BT-1 86 Hình 3.23: Đặc điểm tướng hữu cơ và tiềm năng sinh hydrocarbon trong tập C, BI.1

và BI.2 đặc trưng khu vực Đông Bắc 87 Hình 3.24: Đặc điểm tướng hữu cơ và tiềm năng sinh hydrocarbon trong tập C, BI.1

và BI.2 trong giếng khoan đặc trưng khu vực Đông Nam 88 Hình 3.25: Đặc điểm tướng hữu cơ và tiềm năng sinh hydrocarbon trong tập C, BI.1

và BI.2 đặc trưng khu vực phía Tây 89 Hình 3.26: Đặc trưng bề mặt ngập lụt ở giếng khoan BT-1 khu vực Đông Bắc 93 Hình 3.27: Đặc trưng bề mặt ngập lụt ở giếng khoan BV-1 khu vực Đông Nam 94 Hình 3.28: Đặc trưng bề mặt ngập lụt ở giếng khoan BC-1 khu vực Trung Tâm 95 Hình 3.29: Tuyến liên kết sinh địa tầng khu vực Đông Bắc (CS-2, CS-3, CS-4, CS-

5) 98 Hình 3.30: Tuyến liên kết sinh địa tầng khu vực Đông Nam - Trung tâm (GĐ-2, GĐ-

3, BĐ-2, BĐ-3) 99 Hình 3.31: Tuyến liên kết sinh địa tầng khu vực phía Tây (MT-1, MT-2, MT-3, MT-

5) 100 Hình 3.32: Tuyến liên kết sinh địa tầng khu vực Tây Nam – Đông Bắc (MT-1, GĐ-

4, BĐ-2, CS-3) 101

DANH MỤC BIỂU BẢNG

Bảng 2.1: Bảng hóa thạch định tầng nhóm bào tử phấn hóa trên thềm lục địa 31 Bảng 2.2: Bảng tổng hợp các đới tương đương của tảo vôi và trùng lỗ trong trầm tích

Miocen - Pleistocen 33 Bảng 2.3: Bảng phân loại và thành phần VCHC tướng ứng với tiềm năng sinh

hydrocarbon 41 Bảng 3.1: Bảng dự đoán tiềm năng sinh hydrocarbon của đá mẹ trong khu vực nghiên

cứu 85 Bảng 3.2: Bảng dự đoán bề mặt ngập lụt cực đại trong khu vực nghiên cứu 96

THUẬT NGỮ VÀ CHỮ VIẾT TẮT

STT Chữ tiếng Anh Chữ

viết tắt Chữ tiếng Việt

1 Amorphous Organic Matter AOM Vật chất hữu cơ vô định hình 2 Condensed Section CS Đới cô đặc hóa thạch 3 Dinocysts - Một dạng tảo (tảo nước ngọt, tảo

nước lợ, tảo biển) 4 Freshwater Fluvial - Đồng bằng bồi tích 5 Freshwater Lacustrine - Đầm, hồ nước ngọt 6 Inner neritic - Môi trường biển trong thềm

8 Maximum Flooding

Các dạng hình thái bào tử phấn hoa bao gồm cả các dạng tảo nước ngọt, tảo nước mặn, các

dạng bào tử nấm, các dạng

accritarch, … 15 Riverine Peat Swamp - Đầm lầy than bùn/ven sông 16 Sapropel Organic Matter SOM Vật chất hữu cơ sapropel 17 Sporomorph Sp Chỉ gồm bào tử và phấn hoa 18 Stratotyp - Chuẩn của một phân vị địa tầng

hay của một ranh giới địa tầng

MỞ ĐẦU

1 Tính cấp thiết của luận văn

Với mong muốn đạt được kết quả cao trong công tác tìm kiếm, thăm dò và khoan - khai thác dầu khí Việc nghiên cứu các cấu tạo địa chất để tìm kiếm các cấu tạo có triển vọng là rất phức tạp Để làm được việc này các nhà địa chất cần xây dựng mô hình mô phỏng các cấu tạo địa chất Dữ liệu đầu vào cho việc chạy mô phỏng cần phải sử dụng các thông số địa vật lý, địa tầng, thạch học, địa hóa, PVT và các tài liệu liên quan khác giúp cho việc tìm kiếm, đánh giá tiềm năng, dự đoán hệ thống dầu khí, lựa chọn vị trí đặt giếng khoan sao cho tối ưu nhất Trong đó, các nghiên cứu về địa tầng, thạch học trầm tích, môi trường lắng đọng được thực hiện chi tiết và được cập nhật thường xuyên để tiệm cận đến kết quả chính xác hơn

Trong thực trạng hiện nay, nhiều công ty tìm kiếm thăm dò và khai thác dầu khí trong bể Cửu Long đang sử dụng các đơn vị địa tầng, các bề mặt phản xạ địa chấn có nhiều quan điểm khác nhau nên có nhiều bất cập, khó khăn khi liên kết các tập trầm tích với nhau Mặt khác, về tuổi địa chất vẫn còn nhiều quan điểm xung quanh ranh giới Oligocen và Miocen Vấn đề này liên quan đến toàn bộ hệ thống dầu khí của bể Cửu Long Vì vậy, để góp phần làm sáng tỏ đặc điểm địa tầng và chính xác hóa ranh giới địa tầng trầm tích trong bể Cửu Long, nhằm định hướng cho việc tìm kiếm thăm dò đạt hiệu quả cao hơn

Với những lí do nêu trên tác giả đã chọn đề tài “Đặc điểm sinh địa tầng và chính xác hóa ranh giới địa tầng trầm tích Miocen dưới – Oligocen ở khu vực trũng Tây Bạch Hổ, bể Cửu Long” làm luận văn Thạc sĩ

2 Mục tiêu và nhiệm vụ của luận văn

Mục tiêu

Nghiên cứu chi tiết đặc điểm sinh địa tầng và chính xác hóa ranh giới địa tầng giữa các tập trầm tích;

Dự báo tiềm năng sinh hydrocarbon của đá mẹ và nhận dạng bề mặt ngập lụt

3 Đối tượng và phạm vi nghiên cứu

Đề tài nghiên cứu được thực hiện cho đối tượng trầm tích Miocen dưới – Oligocen thuộc trũng Tây Bạch Hổ, bể Cửu Long

4 Ý nghĩa khoa học, thực tiễn

Kết quả nghiên cứu cung cấp cơ cở dữ liệu, bổ sung vào nguồn tài liệu về địa chất của khu vực; Cung cấp phương thức tiếp cận cho từng đối tượng nghiên cứu cụ thể trong trầm tích Miocen dưới – Oligocen; Chỉ ra những ưu/nhược điểm của các phương pháp tiếp cận đối tượng và giải pháp hỗ trợ lẫn nhau giữa các phương pháp nghiên cứu

Nghiên cứu địa tầng trầm tích là thông số quan trọng trong công tác tìm kiếm, thăm dò và khai thác dầu khí Các kết quả phân tích, minh giải làm sáng tỏ địa tầng giếng khoan, môi trường lắng đọng trầm tích, tiềm năng sinh hydrocarbon, để cung cấp thông số đầu vào cho việc xây dựng mô hình địa chất mỏ, cấu tạo và khu vực nghiên cứu Từ đó, giúp cho việc đánh giá hệ thống dầu khí và tiềm năng dầu khí của các đối tượng nghiên cứu được hiệu quả hơn

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT BỂ CỬU LONG 2.1 Vị trí địa lý và lịch sử nghiên cứu

2.1.1 Vị trí địa lý

Bể trầm tích (gọi tắt là bể) Cửu Long nằm ở vị trí có tọa độ địa lý trong khoảng 9000’-11000’ vĩ độ Bắc và 106030’-109000’ kinh độ Đông, thuộc thềm lục địa phía Nam Việt Nam và một phần đất liền thuộc khu vực cửa sông Mê Kông Bể có hình bầu dục, nằm dọc theo bờ biển kéo dài từ Vũng Tàu lên đến Bình Thuận [1] Bể Cửu Long được xem là bể trầm tích Kainozoi khép kín điển hình của Việt Nam Tuy nhiên, nếu tính theo đường đẳng dày trầm tích 1.000m thì bể có xu hướng mở về phía Đông Bắc, hướng về mũi tách giãn Biển Đông hiện tại Bể Cửu Long tiếp giáp với đất liền về phía Tây Bắc, ngăn cách với bể Nam Côn Sơn bằng đới nâng Côn Sơn ở phía Đông Nam, phía Tây Nam là đới nâng Khorat-Natuna và phía Đông Bắc là đới cắt trượt Tuy Hòa ngăn cách với bể Phú Khánh [1] Bể có diện tích khoảng 36.000 km2, bao gồm các lô: 01/97 & 02/97, 15-1, 15-1/05, 15-2, 15-2/01, 16-1, 16-1/15, 16-2, 09-1, 09-2, 09-2/09, 09-3, 17 và một phần của các lô: 127, 01/10 & 02/10, 25 và 31 (Hình 1.1)

Hình 1.1: Vị trí bể Cửu Long và khu vực nghiên cứu [1]

2.1.2 Lịch sử nghiên cứu

Lịch sử nghiên cứu địa chất nói chung và địa chất dầu khí của bể Cửu Long nói riêng bắt đầu được ghi nhận từ những năm cuối của thập niên 60 và được đánh dấu qua các giai đoạn phát triển khác nhau Các giai đoạn này được tổng hợp chi tiết trong các công trình “Địa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam” [1] và “Tổng hợp, hệ thống hóa và đánh giá các kết quả nghiên cứu địa chất và tiềm năng dầu khí đã thực hiện ở bể Cửu Long” [2], được tóm tắt như sau:

Giai đoạn trước năm 1975

Là giai đoạn tạo nền tảng phát triển cho quá trình tìm kiếm thăm dò và khai thác dầu khí Thời kỳ này bắt đầu khảo sát địa vật lý mang tính chất khu vực như từ, trọng lực và địa chấn để phân chia các lô, chuẩn bị cho công tác đấu thầu và ký kết các hợp đồng dầu khí (PC)

Năm 1967, văn phòng US Navy Oceanographic đã khảo sát từ hàng không Năm 1967-1968, đã đo 19.500 km tuyến địa chấn 2D ở phía Nam Biển Đông, trong đó có tuyến cắt qua bể Cửu Long

Năm 1969, đo địa vật lý biển bằng tàu N.V Robray I do công ty Ray Geophysical Mandrel đo ở vùng thềm lục địa miền Nam và vùng phía Nam của Biển Đông, tổng số 3.482 km tuyến địa chấn 2D, trong đó có tuyến cắt qua bể Cửu Long

Năm 1969, US Navy Oceanographic cũng tiến hành đo song song 20.000 km tuyến địa chấn 2D bằng hai tàu R/V E.V Hunt ở vịnh Thái Lan và phía Nam Biển Đông, trong đó có tuyến cắt qua bể Cửu Long

Đến đầu năm 1970, Công ty Ray Geophysical Mandrel lại tiến hành đo đợt hai ở Nam Biển Đông và dọc bờ biển 8.639 km tuyến địa chấn 2D với mạng lưới 30x50 km, kết hợp với khảo sát từ, trọng lực và hàng không, trong đó có tuyến cắt qua bể Cửu Long

Năm 1973-1974, Chính quyền Việt Nam Cộng hòa đã đấu thầu trên 11 lô, trong đó có 3 lô thuộc bể Cửu Long là lô 09, lô 15 và lô 16

Năm 1974, công ty Mobil trúng thầu trên lô 09 và tiến hành khảo sát địa vật lý, chủ yếu là địa chấn phản xạ, cùng với từ và trọng lực với khối lượng là 3.000 km tuyến Cuối năm 1974 và đầu năm 1975, Mobil đã khoan giếng khoan tìm kiếm đầu tiên BH-1X trong bể Cửu Long ở phần đỉnh của cấu tạo Bạch Hổ Kết quả thử vỉa tại đối tượng cát kết Miocen dưới ở chiều sâu 2.755-2.819 m đã cho dòng dầu công nghiệp, lưu lượng dầu đạt 342 m3/ngày Kết quả này đã khẳng định triển vọng và tiềm năng dầu khí của bể Cửu Long

Giai đoạn 1975-1980

Năm 1976, được đánh dấu bằng việc công ty địa vật lý CGG của Pháp đã tiến hành khảo sát 1.210,9 km theo các con sông của đồng bằng sông Cửu Long và vùng ven biển Vũng Tàu - Côn Sơn Kết quả xác định được các tầng phản xạ chính và khẳng định sự tồn tại của bể Cửu Long với một lát cắt dày của trầm tích Kainozoi

Năm 1978, Công ty Geco của Nauy đã thu nổ 11.898,5 km tuyến địa chấn 2D trên các lô 09, 10, 16, 19, 20, 21 và làm chi tiết trên cấu tạo Bạch Hổ với mạng lưới tuyến 2x2 km và 1x1 km Riêng đối với lô 15, Công ty Deminex đã hợp đồng với Geco khảo sát 3.221,7 km tuyến địa chấn với mạng lưới 3,5x3,5 km Căn cứ vào kết quả minh giải tài liệu địa chấn này, Deminex đã khoan 04 giếng khoan tìm kiếm trên các cấu tạo triển vọng nhất là Trà Tân (15-A-1X), Sông Ba (15-B-1X), Cửu Long (15-C-1X) và Đồng Nai (15-G-1X) Kết quả khoan đã cho thấy các giếng này đều gặp các biểu hiện dầu khí trong cát kết tuổi Miocen sớm và Oligocen, nhưng với dòng dầu yếu, không có ý nghĩa công nghiệp

Giai đoạn 1981-1988

Đây là giai đoạn mà công tác tìm kiếm, thăm dò dầu khí ở thềm lục địa Việt Nam triển khai rộng khắp, nhưng tập trung chủ yếu vào một đơn vị là Xí nghiệp Liên doanh Dầu khí Vietsovpetro Năm 1980, tàu nghiên cứu POISK đã tiến hành khảo sát 4.057 km tuyến địa chấn điểm sâu chung, từ và 3.250 km tuyến trọng lực Kết quả của đợt khảo sát này đã phân chia ra được các tập địa chấn B, C, D, E và F, đã xây dựng được một số sơ đồ cấu tạo dị thường từ và trọng lực Bouguer

Năm 1981, tàu nghiên cứu Iskatel đã tiến hành khảo sát địa vật lý với mạng lưới 2x2,2 - 3x2,3 km địa chấn MOB-ORT-48, trọng lực, từ ở phạm vi lô 09, 15 và 16 với tổng số 2.248 km

Năm 1983-1984, tàu Viện sĩ Gamburxev đã tiến hành khảo sát 4.000 km tuyến địa chấn 2D để nghiên cứu phần sâu nhất của bể Cửu Long

Trong thời gian này, Vietsovpetro đã khoan 4 giếng trên các cấu tạo Bạch Hổ và Rồng: R-1X, BH-3X, BH-4X, BH-5X và giếng khoan TĐ-1X trên cấu tạo Tam Đảo Trừ giếng khoan TĐ-1X, tất cả 4 giếng còn lại đều phát hiện vỉa dầu công nghiệp từ các vỉa cát kết Miocen dưới và Oligocen (BH-4X)

Cuối giai đoạn 1980-1988 được đánh dấu bằng việc Vietsovpetro đã khai thác những tấn dầu đầu tiên từ hai đối tượng Miocen, Oligocen dưới của mỏ Bạch Hổ vào năm 1986 và phát hiện ra dầu trong đá móng granit nứt nẻ vào tháng 9/1988

Giai đoạn 1989 - đến nay

Giai đoạn từ năm 1988 cho tới 2015 là giai đoạn phát triển mạnh mẽ nhất của công tác tìm kiếm, thăm dò và khai thác dầu khí ở bể Cửu Long Song song với đó với sự ra đời của Luật Đầu tư nước ngoài và Luật Dầu khí, hàng loạt các công ty dầu nước ngoài đã ký hợp đồng phân chia sản phẩm hoặc cùng đầu tư vào các lô mở và có triển vọng tại bể Cửu Long

Triển khai các hợp đồng đã ký về công tác khảo sát địa vật lý thăm dò, các công ty dầu khí đã ký hợp đồng với các công ty dịch vụ khảo sát địa chấn có nhiều kinh nghiệm trên thế giới như: CGG, Geco-Prakla, Western Geophysical Company, PGS v.v Hầu hết các lô trong bể đã được khảo sát địa chấn chi tiết không chỉ phục vụ cho công tác thăm dò mà cả cho việc chính xác mô hình vỉa chứa Khảo sát địa chấn 3D được tiến hành trên hầu hết các diện tích có triển vọng và trên tất cả các vùng mỏ đã phát hiện

Trong lĩnh vực xử lý tài liệu địa chấn 3D có những tiến bộ rõ rệt khi áp dụng quy trình xử lý dịch chuyển thời gian và độ sâu trước cộng (PSTM, PSDM)

Năm 2001, Vietsovpetro đã kỷ niệm khai thác tấn dầu thô thứ 100 triệu Đây là

một dấu ấn quan trọng trong bước tiến của ngành công nghiệp dầu khí Việt Nam Cho đến hết năm 2003, tổng số giếng khoan thăm dò, thẩm lượng và khai thác đã khoan ở bể Cửu Long khoảng 300 giếng, trong đó Vietsovpetro chiếm 70%

Bằng kết quả khoan, nhiều phát hiện dầu khí đã được phát hiện: Rạng Đông (lô 15-2), Topaz North, Diamond, Pearl, Emerald (lô 01), Cá Ngừ Vàng (lô 09-2), Voi Trắng (lô 16-1), Đông Rồng, Đông Nam Rồng (lô 09-1) Trong số phát hiện tính đến năm 2005 đã có năm mỏ dầu: Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông, Sư Tử Đen, Hồng Ngọc được khai thác với tổng sản lượng đạt khoảng 45.000 tấn/ngày Tổng lượng dầu đã thu hồi từ 05 mỏ kể từ khi đưa vào khai thác cho đến đầu năm 2005 là khoảng 170 triệu tấn

Cuối năm 2014, giá dầu bắt đầu sụt giảm làm ảnh hưởng mạnh đến hoạt động tìm kiếm thăm dò cũng như khai thác dầu khí trên toàn thế giới trong đó có Việt Nam Thời kỳ 2015 đến nay, các hoạt động tìm kiếm thăm dò dầu khí ở nước ta giảm mạnh so với giai đoạn trước Một số hoạt động điển hình tại bể Cửu Long:

Năm 2015, nhằm tận thăm dò lô 091, Vietsovpetro đã thuê Petroparner PTSC thu nổ địa chấn 3D/4C trên diện tích 847 km2 gồm mỏ Bạch Hổ và phần lớn mỏ Rồng cuối năm 2015 Tài liệu này có chất lượng thu nổ và xử lý tốt đáp ứng tốt cho công tác minh giải cấu trúc

-Năm 2019, Vietsovpetro nhận dòng dầu đầu tiên trong đối tượng Oligocen D, Miocen dưới mỏ Cá Tầm Trong đó Oligocen D là đối tượng đóng góp chính vào sản lượng khai thác Việc khai thác dầu trong Oligocen D giúp mở rộng đối tượng tiềm năng trong bể Cửu Long, khi mà trước đó trầm tích Oligocen D được cho là sét chiếm ưu thế và là tầng sinh chính của bể

Năm 2020, nhà thầu SK lô 16-2 cũng đã cho thu nổ tài liệu địa chấn 3D phục vụ công tác tìm kiếm thăm dò khu vực phía Tây lô 16-2

Năm 2021, thu nổ địa chấn 3D một phần lô 16-1/15 nhằm chính xác hóa cấu trúc, phục vụ công tác tìm kiếm thăm dò

Ngoài các giếng khai thác trong các mỏ với tiềm năng dầu khí đã được khẳng định, trong giai đoạn này nhiều giếng thăm dò đã được khoan nhằm đánh giá chính xác hơn tiềm năng dầu khí của bể Cửu Long, ví dụ như các giếng thăm dò khu vực BK-20, 21 mở rộng thăm dò ở lô 09-1, phát hiện dầu trong Oligocen D khu vực mỏ Tê Giác Trắng và giếng 16-1/15-SV-1X trong lô 16-1/15 giúp mở rộng đối tượng tìm kiếm thăm dò trong trầm tích Oligocen D

Tính đến tháng 01-2022 bể trầm tích Cửu Long đã phân ra 17 hợp đồng dầu khí, khoan tổng cộng hơn 1.000 giếng khoan thăm dò, thẩm lượng và khai thác, phát hiện 26 mỏ dầu khí Phần lớn các mỏ đang khai thác trong các đối tượng đá chứa móng nứt nẻ trước Đệ Tam, cát kết tuổi Oligocen, Miocen dưới và Miocen giữa

2.2 Đặc điểm kiến tạo và phân vùng cấu trúc 2.2.1 Khung cảnh kiến tạo

Trong Kainozoi, sự phát triển kiến tạo Đông Nam Á nói chung và Việt Nam nói riêng đã dẫn đến sự hình thành và phát triển của hàng loạt bể chứa dầu khí, trong đó có bể Cửu Long Lịch sử phát triển của bể Cửu Long gắn liền với quá trình tách giãn Biển Đông Mặt cắt địa chất khu vực bể được chia thành ba giai đoạn hoạt động cấu kiến tạo liên quan đến ba tầng cấu trúc gồm giai đoạn trước tạo rift là tầng cấu trúc móng có tuổi trước Kainozoi, giai đoạn đồng tạo rift hình thành tầng cấu trúc ?Eocen - Oligocen và giai đoạn sau tạo rift thành tạo tầng cấu trúc Miocen–Pliocen–Đệ tứ, được mô tả trong trong trình “Tài nguyên và Địa chất Dầu khí Việt Nam” [1]

− Giai đoạn trước tạo rift: Thời kỳ trước Kainozoi khoảng từ Jura muộn đến

Paleogen là thời gian thành tạo và nâng cao của các đá móng magma xâm nhập Do ảnh hưởng các quá trình va chạm của các mảng Ấn Độ vào mảng Âu-Á và hình thành đới hút chìm dọc cung Sunda Các thành tạo đá xâm nhập, phun trào Mesozoi muộn - Kainozoi sớm và trầm tích cổ trước đó đã trải qua thời kỳ dài của quá trình bóc mòn, giập vỡ khối tảng, căng giãn khu vực hướng Tây Bắc – Đông Nam Đây là giai đoạn san bằng địa hình trước khi hình thành bể trầm tích Cửu Long Địa hình bề mặt bóc

mòn của móng kết tinh trong phạm vi khu vực bể lúc này không hoàn toàn bằng phẳng, có sự đan xen giữa các thung lũng và đồi, núi thấp

− Giai đoạn đồng tạo rift: Khởi đầu vào cuối Eocen - đầu Oligocen do tác động

của các biến cố kiến tạo với hướng căng giãn chính là Tây Bắc – Đông Nam và hàng loạt đứt gãy hướng Đông Bắc – Tây Nam đã được hình thành do sụt lún mạnh và căng giãn Vào đầu Kainozoi do sự va mạnh ở góc hội tụ Tây Tạng giữa các mảng Ấn Độ và Âu-Á làm mảng Indosinia bị thúc trồi xuống Đông Nam theo các đứt gãy trượt bằng lớn như đứt gãy Sông Hồng, Sông Hậu, với xu thế trượt trái ở phía Bắc và trượt phải ở phía Nam tạo nên các trũng Kainozoi trên các đới khâu ven rìa, trong đó có bể Cửu Long Các hoạt động trên đã hình thành các hệ thống đứt gãy khác có hướng gần Đông Bắc – Tây Nam Như vậy, trong bể Cửu Long bên cạnh hướng Đông Bắc – Tây Nam còn có hệ thống đứt gãy có hướng cận kề chúng

Trong Oligocen, sự tách giãn đáy biển theo hướng Bắc Nam tạo Biển Đông bắt đầu từ 32 triệu năm Trục giãn đáy biển phát triển lấn dần xuống Tây Nam và đổi hướng từ Đông Tây sang Đông Bắc – Tây Nam vào cuối Oligocen Các quá trình này đã gia tăng các hoạt động tách giãn và đứt gãy ở bể Cửu Long trong Oligocen và nén ép vào cuối Oligocen Quá trình tách giãn tiếp tục phát triển làm cho bể lún chìm sâu và rộng hơn Các hồ trũng trước núi được mở rộng sâu dần và liên thông nhau và có chế độ trầm tích khá đồng nhất Các hồ phát triển trong các địa hào riêng biệt được liên thông nhau, mở rộng dần và có hướng phát triển theo phương Đông Bắc – Tây Nam, đây cũng là phương phát triển ưu thế của hệ thống đứt gãy mở bể

Hoạt động ép nén vào cuối Oligocen muộn đã đẩy trồi các khối móng sâu, gây nghịch đảo trong trầm tích Oligocen ở trung tâm các đới trũng chính, làm tái hoạt động các đứt gãy thuận chính ở dạng ép chờm, trượt bằng và tạo nên các cấu trúc “trồi”, các cấu tạo hình hoa, phát sinh các đứt gãy nghịch ở một số nơi như cấu tạo Rạng Đông, phía Tây cấu tạo Bạch Hổ và một số khu vực mỏ Rồng Đồng thời xảy ra hiện tượng bào mòn và vát mỏng mạnh các trầm tích thuộc hệ tầng Trà Tân trên Sự kết thúc hoạt động của phần lớn các đứt gãy và không chỉnh hợp góc rộng lớn ở nóc trầm tích Oligocen đã đánh dấu sự kết thúc thời kỳ đồng tạo rift

− Giai đoạn sau tạo rift: Vào Miocen sớm, quá trình giãn đáy Biển Đông theo

phương Tây Bắc – Đông Nam đã yếu đi và nhanh chóng kết thúc vào cuối Miocen sớm (17 triệu năm), tiếp theo là quá trình nguội lạnh vỏ Trong thời kỳ đầu Miocen sớm các hoạt động đứt gãy vẫn còn xảy ra yếu và chỉ chấm dứt hoàn toàn từ Miocen giữa đến hiện tại Các trầm tích của thời kỳ sau rift có đặc điểm chung là phân bố rộng, không bị biến vị, không bị uốn nếp và như gần nằm ngang Tuy nhiên, ở bể Cửu Long các quá trình này vẫn gây ra các hoạt động tái căng giãn yếu, lún chìm từ từ trong Miocen sớm và hoạt động núi lửa ở một số nơi, đặc biệt ở phần Đông Bắc của bể Vào cuối Miocen sớm trên phần lớn diện tích bể, nóc trầm tích Miocen dưới - hệ tầng Bạch Hổ được đánh dấu bằng biến cố chìm sâu bể với sự thành tạo tầng “sét Rotalid” biển nông rộng khắp bể, đây là tầng đánh dấu địa tầng của Miocen dưới - hệ tầng Bạch Hổ và là tầng chắn khu vực khá tốt cho toàn bể Cuối Miocen sớm toàn bể trải qua quá trình nâng khu vực và bóc mòn yếu

Vào Miocen giữa, lún chìm nhiệt tiếp tục gia tăng và biển đã có ảnh hưởng rộng lớn đến hầu hết các vùng quanh Biển Đông Cuối thời kỳ này có một pha nâng lên, dẫn đến sự tái thiết lập điều kiện môi trường sông ở phần Tây Nam bể còn ở phần Đông và Đông Bắc bể điều kiện ven bờ vẫn tiếp tục được duy trì

Miocen muộn được đánh dấu bằng sự lún chìm mạnh ở Biển Đông và phần rìa biển, khởi đầu quá trình thành tạo thềm lục địa phía Đông Việt Nam Núi lửa hoạt động tích cực ở phần Đông Bắc bể Cửu Long, Nam Côn Sơn và phần đất liền Nam Việt Nam Từ Miocen muộn bể Cửu Long đã hoàn toàn thông với bể Nam Côn Sơn và hệ thống các sông Cửu Long, sông Đồng Nai trở thành nguồn cung cấp trầm tích cho cả hai bể Các trầm tích hạt thô được tích tụ trong môi trường ven bờ ở phần phía Nam và môi trường biển nông trong thềm ở phần Đông Bắc của bể

Pliocen là thời gian biển tiến rộng lớn và có lẽ đây là lần đầu tiên toàn bộ vùng Biển Đông hiện tại nằm dưới mực nước biển Các trầm tích hạt mịn hơn được vận chuyển vào vùng bể Cửu Long và xa hơn tích tụ vào vùng bể Nam Côn Sơn trong điều kiện nước sâu hơn

2.2.2 Phân vùng cấu trúc

Bể Cửu Long là bể rift lục địa được thành tạo trong Kainozoi Bề dày trầm tích Kainozoi ở trũng Tây Bạch Hổ lớn nhất có thể hơn 8.500 mét, còn ở trũng Đông Bạch Hổ vào khoảng 7.500 mét Trong mỗi trũng lại có hàng loạt các trũng hoặc các địa hào và bán địa hào ngăn cách nhau bởi các địa lũy hoặc khối nâng móng có hướng Đông Bắc – Tây Nam hoặc Đông – Tây [1]

Lịch sử phát triển địa chất phức tạp, phân vùng cấu trúc các khu vực trong bể Cửu Long theo quan điểm của các đơn vị/nhà thầu khá đơn giản, điều này là do mức độ chi tiết của bản đồ cấu trúc và mật độ tài liệu địa chấn khu vực của các đơn vị/nhà thầu Về cơ bản, nếu xét toàn bộ bể Cửu Long là đơn vị cấu trúc bậc 1, thì có thể phân chia bể thành 4 đơn vị cấu trúc bậc 2 như Hình 1.2 [1-2]

• Trũng phía Bắc • Trũng Tây Nam Cửu Long (hay trũng Tây Bạch Hổ) • Đới nâng Rồng - Bạch Hổ - Rạng Đông (hoặc đới Trung Tâm) • Trũng Đông Nam Cửu Long (hay trũng Đông Bạch Hổ) Trũng phía Bắc thuộc phần diện tích của các lô 01, 02, 15-1 và 15-2 Các hệ thống đứt gãy phương Đông Bắc – Tây Nam trong đới phân chia trũng này thành các đơn vị cấu trúc bậc nhỏ hơn, là các phụ đới cao và các phụ trũng Các mỏ dầu khí đã phát hiện trong đới cấu trúc này như Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng, Ruby, Emerald, Pearl, và Topaz, … Ngoài hệ thống đứt gãy chính có phương Đông Bắc – Tây Nam, còn có phương là Bắc – Nam [1-2]

Trũng Tây Nam bể Cửu Long nằm trên phần diện tích của các lô 16-1, 16-2 và một phần lô 17, trũng bị phân cắt bởi các hệ thống đứt gãy lớn có phương Đông – Tây và Đông Bắc – Tây Nam Cấu trúc chung của trũng là cắm về phía Đông với các đới nâng và phụ trũng có phương Đông – Tây nổi bật ở phía Tây của trũng [1-2]

Đới nâng Rồng - Bạch Hổ - Rạng Đông nằm gần chính giữa bể, phân chia bể Cửu Long thành hai phần là trũng Tây Nam và trũng Đông Nam Đới cao này có

phương cấu trúc là Đông Bắc – Tây Nam, hẹp và kéo dài, kết nối với đới nâng Côn Sơn ở phía Nam và phía Đông Bắc Các hệ thống đứt gãy chính trên đới nâng có phương Đông – Tây và á Bắc – Nam ở khu vực Rồng, Đông Bắc – Tây Nam và Đông – Tây ở khu vực Bạch Hổ và Rạng Đông [1-2]

Trũng Đông Nam Cửu Long có vị trí nằm trong các lô 09-2 và 09-3 Đặc trưng cấu trúc của trũng là các bán địa hào và bán địa lũy định hướng theo phương của các hệ thống đứt gãy Đông Bắc – Tây Nam và Đông – Tây [1-2]

Hình 1.2: Bản đồ phân đới cấu trúc trên cơ sở bản đồ nóc móng trước Kainozoi [2] Các đới cấu trúc này có thể phân biệt rất rõ trên bản đồ cấu trúc tầng móng, sau đó trở nên mờ nhạt hơn trên bản đồ nóc Oligocen Từ Miocen sớm đến Miocen giữa, cấu trúc của bể Cửu Long chỉ là một trũng dạng lòng chảo đơn giản Từ Miocen muộn đến hiện tại, bể Cửu Long đã được kết nối với bể Nam Côn Sơn khi trầm tích lấp đầy và tràn qua được đới nâng Côn Sơn Hai bể trở thành một bộ phận của thềm lục địa Đông Nam Việt Nam [1-2]

2.3 Đặc điểm địa tầng và thạch học

Địa tầng bể Cửu Long bắt đầu là móng trước Kainozoi, gồm các loại đá magma và biến chất có tuổi từ Jura muộn đến Creta Phủ không chỉnh hợp trên móng là các thành tạo trầm tích Paleogen – Neogen được lắng đọng trong môi trường từ lục địa cho đến biển nông [1]

Hiện nay, việc định danh cho từng phân vị địa tầng chưa được thống nhất trong các công ty thăm dò và khai thác dầu khí trong và ngoài nước trên thềm lục địa Việt Nam Trong phạm vi nghiên cứu này, cột địa tầng tổng hợp của bể Cửu Long được sử dụng theo mô tả trong công trình chuyên khảo “Địa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam” do Tập đoàn Dầu khí Việt Nam và Hội Địa chất Dầu khí biên soạn và cập

nhật theo phiên bản năm 2019 (Hình 1.3) [1] 2.3.1 Móng trước Kainozoi

Ở bể Cửu Long cho đến nay đã khoan hàng trăm giếng khoan sâu vào móng trước Kainozoi tại nhiều vị trí khác nhau trên toàn bể Về mặt thạch học đá móng có thể xếp thành hai nhóm chính: granit và granodiorit - diorit, ngoài ra còn gặp đá biến chất và các thành tạo núi lửa So sánh với kết quả nghiên cứu các phức hệ magma xâm nhập trên đất liền, theo đặc trưng thạch học và tuổi tuyệt đối có thể xếp tương đương với ba phức hệ: Hòn Khoai, Định Quán và Cà Ná [1]

Phức hệ Hòn Khoai xác định tuổi đồng vị K/Ar khoảng 183 - 208 tr năm, đá bị biến đổi và cà nát mạnh, tạo nên các khe nứt và bị lấp đầy các khoáng vật thứ sinh calcit, epidot, zeolit Phức hệ thường phân bố chủ yếu ở phần cánh của các khối nâng móng như ở vòm Bắc của cấu tạo Bạch Hổ [1]

Phức hệ Định Quán được so sánh và ghép với nhiều phức hệ khác tương đương như Đèo Cả và Ankroet, xác định tuổi Jura muộn, tuổi theo đồng vị K/Ar khoảng 130 - 155 tr năm Chúng được gặp khá phổ biến ở các cấu tạo Bạch Hổ, Ba Vì, Tam Đảo, Sói, Hồng Ngọc, Rạng Đông, Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng, với thành phần chủ yếu gồm granodiorit, một số nơi gặp monzonit - biotit - thạch anh đa sắc [1]

Hình 1.3: Cột địa tầng tổng hợp bể Cửu Long [1]

Phức hệ Cà Ná được xác địnhh tuổi tuyệt đối khoảng 90 - 100 tr năm Đây là phức hệ đá magma được tìm thấy và phát triển phổ biến nhất trên toàn bể Cửu Long Chúng đặc trưng gồm granit hai mica và granit biotit thuộc nhóm Natri – Kali [1]

2.3.2 Trầm tích Kainozoi

Hệ Paleogen Thống Eocen Hệ tầng Cà Cối [1, 3]

Hệ tầng này được phát hiện tại giếng khoan CL-1X (thực hiện năm 1978) trên đất liền, nhưng chưa được nghiên cứu đầy đủ ở những phần chìm sâu của bể, nơi mà chúng có thể tồn tại Hệ tầng đặc trưng bởi trầm tích vụn thô: cuội sạn kết, cát kết đa khoáng, xen các lớp mỏng bột kết và sét kết hydromica – cloritsericit Trầm tích có màu nâu đỏ, đỏ tím, tím lục sặc sỡ với độ chọn lọc rất kém, đặc trưng kiểu molas lũ tích lục địa thuộc các trũng trước núi Creta – Paleocen – Eocen Các bào tử phấn

phát hiện được trong mặt cắt này như: Klukisporires sp., Triporopollenites sp.,

Trudopollis sp., Plicapolis sp., Jussieua sp., v.v thuộc nhóm thực vật khô cạn thường

phổ biến trong Eocen Chiều dày hệ tầng có thể đạt tới 600 m

Thống Oligocen Phụ thống Oligocen dưới

Hệ tầng Trà Cú [1, 3]

Hệ tầng Trà Cú được xác lập ở giếng khoan CL-1X Trầm tích gồm chủ yếu là sét kết, bột kết và cát kết, có chứa các vỉa than mỏng và sét vôi, được tích tụ trong điều kiện sông hồ Đôi khi gặp các đá núi lửa, thành phần chủ yếu là porphyr diabas, tuf basalt và gabro diabas Chiều dày của hệ tầng tại phần trũng sâu, phần sườn các khối nâng trung tâm như Bạch Hổ, Rồng và Sư Trắng có thể đạt tới 500 m Tuổi của

hệ tầng theo phức hệ bào tử phấn hoa: Oculopollis sp.,Jussieua sp., Gothanipollis basensis, Cicatricosisporites dorogensis được xác định là tuổi Oligocen sớm

Theo đặc trưng tướng đá, hệ tầng được chia thành hai phần Phần trên chủ yếu

là các thành tạo hạt mịn, phần dưới là thành tạo hạt thô Hệ tầng Trà Cú có tiềm năng sinh và chứa dầu khí khá cao Các vỉa cát kết của hệ tầng là các vỉa chứa dầu khí chủ yếu ở mỏ Đông Nam Rồng, Sư Tử Trắng và là đối tượng khai thác thứ hai sau móng nứt nẻ tại mỏ Bạch Hổ Chiều dày của hệ tầng dao động từ 0 m đến 800 m và chưa phát hiện ở các khu vực rìa của bồn

Phụ thống Oligocen trên Hệ tầng Trà Tân [1, 3]

Hệ tầng Trà Tân được xác lập ở giếng khoan 15A-1X Trầm tích của hệ tầng Trà Tân ở một số khu vực nằm không chỉnh hợp trên hệ tầng Trà Cú Mặt cắt hệ tầng có thể chia thành ba phần khác biệt nhau về thạch học:

+ Phần trên gồm chủ yếu là sét kết (màu nâu, nâu đen, rất ít sét màu đỏ), cát kết và bột kết Tỷ lệ cát/sét khoảng 35%-50%;

+ Phần giữa gồm chủ yếu là sét kết(nâu đậm, nâu đen), cát kết và bột kết Tỷ lệ cát/sét khoảng 40%-60%, vài nơi có xen kẹp các lớp mỏng đá vôi và than; + Phần dưới gồm chủ yếu là cát kết (hạt mịn đến thô), đôi chỗ sạn, cuội kết và

xen kẹp sét kết (nâu đậm, nâu đen) Tỷ lệ cát/sét thay đổi từ 20%-50% Sét kết của hệ tầng Trà Tân có hàm lượng và chất lượng vật chất hữu cơ từ cao đến rất cao, đặc biệt là tầng Trà Tân giữa, chúng là những tầng sinh dầu khí, đồng thời cũng là tầng chắn tốt cho tầng đá móng granit nứt nẻ ở bể Cửu Long Tầng cát kết nằm xen kẹp có độ rỗng, thấm thay đổi liên tục từ kém đến tốt, nhưng là đối tượng tìm kiếm đáng lưu ý ở bể Cửu Long Các trầm tích của hệ tầng được lắng đọng chủ yếu trong môi trường đồng bằng sông, alluvia (đồng bằng ven bờ) và hồ

Phức hệ hoá thạch bào tử phấn hoa được tìm thấy trong hệ tầng gồm:

Florschuetzia trilobata, Verutricolporites pachydermus, Cicatricosiporites dorogensis, Lycopodiumsporites neogenicus, Jussieua sp., Gothnipollis basensis xác

định tuổi Oligocen muộn

Hệ Neogen Thống Miocen Phụ thống Miocen dưới

+ Phần dưới chủ yếu là cát kết, bột kết (chiếm trên 60%), xen kẹp các lớp sét kết (màu xám, vàng, đỏ)

Phần dưới của hệ tầng được lắng đọng trong môi trường đồng bằng ven bờ và chuyển dần lên phần trên là đồng bằng ven bờ đến biển nông

Đá núi lửa đã được phát hiện ở nhiều giếng khoan thuộc khu vực phía Bắc của bồn, chủ yếu là basalt và tuff basalt, bề dày từ vài chục mét đến 250 m Hệ tầng Bạch Hổ có chiều dày thay đổi từ 100 m – 1.500 m Các trầm tích của hệ tầng phủ không chỉnh hợp góc trên các trầm tích của hệ tầng Trà Tân

Tầng sét kết chứa hóa thạch trùng lỗ Rotalia là tầng đá chắn khu vực tuyệt vời

cho toàn bể Các vỉa cát nằm ngay bên dưới tầng sét kết Rotalid có khả năng thấm chứa khá tốt, chúng là đối tượng tìm kiếm quan trọng thứ ba ở bể Cửu Long

Những hoá thạch bào tử phấn hoa được tìm thấy trong hệ tầng: Florschuetzia

levipoli, Magnastriatites howardi, Sporotrapoidites sp., Cribroperidinium sp., Cribroperidinium granomenbranaceous và ít hóa thạch vi cổ sinh Synedra fondaena

Đặc biệt, trong tập sét màu xám/xanh lục ở phần nóc của hệ tầng gặp khá phổ biến

hoá thạch đặc trưng nhóm Rotalid: Ammonia sp., Miliammina sp nên chúng được gọi

là tập sét Rotalid

Phụ thống Miocen giữa Hệ tầng Côn Sơn [1, 3]

Hệ tầng Côn Sơn được xác lập ở giếng khoan 15-B-1X Hệ tầng Côn Sơn chủ yếu là cát kết hạt thô, hạt trung và bột kết, chúng xen kẹp với các lớp sét kết màu xám Ở một số nơi có chứa lớp than mỏng Bề dày hệ tầng thay đổi từ 250 – 900 m Trầm tích của hệ tầng được thành tạo trong môi trường sông, đầm lầy và đồng bằng ven bờ Các thành tạo của hệ tầng Côn Sơn phủ không chỉnh hợp trên các trầm tích của hệ tầng Bạch Hổ Trầm tích của hệ tầng gần như nằm ngang hoặc võng nhẹ theo cấu trúc bề mặt nóc hệ tầng Bạch Hổ, nghiêng thoải về Đông và Trung Tâm

Trong mặt cắt hệ tầng gặp phổ biến các hóa thạch bào tử phấn: Florschuetzia

meridionalis, Florschuetzia levipoli, Florschuetzia trilobata.

Phụ thống Miocen trên Hệ tầng Đồng Nai [1, 3]

Hệ tầng Đồng Nai được xác lập ở giếng khoan 15-G-1X Hệ tầng Đồng Nai chủ yếu là cát hạt trung xen kẽ với bột và các lớp sét mỏng màu xám, nhiều nơi gặp các vỉa cacbonat hoặc than mỏng

Khu vực phía Tây của bồn các thành tạo trầm tích được lắng đọng trong môi trường đầm lầy, đồng bằng ven bờ Khu vực phía Đông và Bắc của bồn được tích tụ trong môi trường đồng bằng ven bờ đến biển nông Bề dày trầm tích của hệ tầng thay đổi từ 500 m đến 750 m Các trầm tích của hệ tầng nằm gần như ngang, nghiêng thoải về Đông và không bị biến vị Tuổi của hệ tầng được xác định theo tổ hợp bào tử phấn:

Caryapollenites sp., Racemonocolpites hians, Stenochlaena laurifolia (kiểu A, B và

C), Florschuetzia meridionalis và nghèo hoá thạch trùng lỗ

Thống Pliocen – Hệ Đệ Tứ

Hệ tầng Biển Đông [1, 3]

Hệ tầng Biển Đông chủ yếu là cát hạt mịn, hạt trung với ít lớp mỏng bùn, sét màu xám nhạt chứa phong phú hóa đá và glauconit thuộc môi trường trầm tích biển

nông, ven bờ, một số nơi có gặp đá cacbonat Chúng phân bố và trải đều khắp toàn bồn, với bề dày khá ổn định từ 400 m đến 700 m Trầm tích của hệ tầng gần như nằm ngang, nghiêng thoải về Đông và không bị biến vị Trong mặt cắt của hệ tầng gặp khá

phổ biến các hoá thạch trùng lỗ: Pseudorotalia, Globorotalia, hóa thạch nhóm hai mảnh Mollusca, rong tảo và bào tử phấn: Dacrydium sp., Podocarpus imbricatus,

Phyllocladus sp

2.4 Hệ thống dầu khí trũng Tây Bạch Hổ

Đặc điểm về hệ thống dầu khí của bể Cửu Long nói chung và trũng Tây Bạch Hổ nói riêng, chúng có những điểm tương đồng về đá mẹ, đá chứa, tầng chắn và các dạng kiểu bẫy đã được mô tả tổng hợp trong các công trình nghiên cứu tại Viện Dầu khí Việt Nam và các đơn vị/nhà thầu/điều hành lô trong Tập đoàn Dầu khí Việt Nam [1, 2, 4, 5]

2.4.1 Đặc điểm đá mẹ

Đặc điểm đá mẹ của khu vực bể Cửu Long được đánh giá từ các kết quả mẫu phân tích địa hóa tại các giếng khoan đã thực hiện Đối tượng mẫu là các trầm tích sét - bột kết có tuổi địa chất từ Oligocen đến Miocen Kết quả cho thấy sự tồn tại tầng đá mẹ tiềm năng sinh dầu Oligocen đặc biệt các tập E, D trở thành tập đá mẹ hiệu dụng có hiệu suất sinh dầu cao, hiện các đá mẹ này phân bố trong đới cửa sổ tạo dầu Kết quả nghiên cứu đá mẹ được đánh giá theo phân vùng cấu trúc phía Tây Bạch Hổ gồm các lô 16-1, 16-2 và 17

Khác với các trũng sinh khác trong bể Cửu Long, tiềm năng sinh dầu của đá mẹ Oligocen tập E, D đới Tây Bạch Hổ kém

Trầm tích tập F/G hầu như vắng mặt tại các giếng khoan trong các cấu tạo thuộc khu vực này

Trầm tích tập E có mặt tại giếng khoan khu vực phía Tây và Tây Nam lô 16-1 và 16-2 Phần lớn, mẫu các giếng này có chất lượng VCHC đạt trung bình đến tốt độ giàu VCHC và tiềm năng sinh HC (TOC = 0,72 - 3,7%; S2 > 2,32 mg/g Đá mẹ chứa chủ yếu kerogen loại III và II cho tiềm năng sinh dầu & khí Độ trưởng thành của đá