Địa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam - Chương 11 pptx

Tầng cấu trúc trước Đệ Tam Hình 11.2 được thành tạo bởi nhiều pha khác nhau trong thời kỳ trước Rift bị uốn nếp và phân dị mạnh bởi các hệ thống đứt gãy với các hướng khác nhau, có thàn

Bể trầm tích

Malay-Thổ Chu và

tài nguyên

11

Bể Malay - Thổ Chu nằm ở vịnh Thái

Lan, phía Đông là vùng biển Tây Nam

Việt Nam, phía Đông Bắc là vùng biển

Campuchia, phía Tây Bắc và Tây là vùng biển Thái Lan và phía Tây Nam là vùng biển Malaysia (Hình 11.1) Về cấu trúc, bể

1 Giới thiệu

Hình 11.1 Thềm lục địa Tây Nam Việt Nam trong khung cảnh vịnh Thái Lan

(Theo tài liệu của Fina Exp.Minh Hải,1992; Phùng Sĩ Tài, 2001)

có dạng kéo dài theo hướng tây bắc - đông

nam, tiếp giáp với bể Pattani phía Tây Bắc,

bể Penyu phía Nam và bể Tây Natuna phía

Đông Nam, còn phía Đông là đới nâng

Khorat-Natuna Chiều dày tầng trầm tích

của bể có thể đạt đến 14 km [22] Thềm

lục địa Tây Nam Việt Nam (TLĐTN) là

vùng rìa Đông Bắc của bể Malay - Thổ

Chu, kéo dài theo hướng TB - ĐN với diện

tích khoảng 100.000 km2, chiếm xấp xỉ

31% tổng diện tích vùng biển chung, bao

gồm các lô 37, 38, 39, 40, 41, 42, 43, 44, 46,

48/95, 50, 51, B, 52/97

Đáy biển hiện đại của vùng TLĐTN

không vượt quá 50 - 70m nước, trầm tích

đáy được hình thành chủ yếu do sóng biển

và tác động của dòng thuỷ triều, các vật

liệu trầm tích phù sa đưa từ sông không

đáng kể ; ở khu vực Hà Tiên - Phú Quốc

quá trình thành tạo đáy biển còn chịu ảnh

hưởng của quá trình phong hoá hoá học Về

phía ĐN có một số vịnh nhỏ khá sâu đâm

thẳng vào bờ tạo nên vùng chìm xuống ở

khu vực cửa sông Về phía TB bờ vũng vịnh

đặc trưng bởi các dải đá ngầm, địa hình khá

phức tạp, tồn tại nhiều bãi san hô, đặc biệt

là ở vùng các đảo Phú Quốc và Thổ Chu

Bể Malay - Thổ Chu là bể trầm tích có

tiềm năng dầu khí lớn trong khu vực Từ rất

sớm ở đây đã có các hoạt động tìm kiếm

thăm dò và khai thác dầu khí và hiện nay

là vùng khá hấp dẫn các nhà đầu tư nước

ngoài vào lĩnh vực này này

2 Lịch sử nghiên cứu, tìm kiếm thăm dò

và khai thác dầu khí

Ngay từ thập kỷ 60 các công ty dầu

khí quốc tế lớn như Total, Mobil, Esso,

Unocal, đã quan tâm đầu tư tìm kiếm thăm

dò dầu khí ở vùng vịnh Thái Lan Song các hoạt động nghiên cứu, tìm kiếm thăm dò dầu khí ở phần TLĐTN được triển khai muộn hơn so với các vùng chung quanh Từ năm1973 công tác tìm kiếm bắt đầu bằng khảo sát 1.790 km tuyến địa vật lý của Mandrel với mạng lưới 50km x 50km; năm 1980 tàu địa vật lý Liên Xô (cũ) đã khảo sát 1.780 km tuyến địa chấn khu vực với mạng lưới 65 km x 65 km Năm 1988 tàu địa vật lý “Viện sỹ Gubkin” đã khảo sát 4.000 km tuyến địa chấn, từ và trọng lực thành tàu với mạng lưới 20km x 30km và 30km x 40km trên diện tích 58.000 km2 Từ năm 1990 nhà thầu FINA đã tiến hành khảo sát 11.076 km tuyến địa chấn (VF-90) trên phần lớn diện tích thuộc TLĐTN (gồm

8 lô 46, 47, 48, 50, 51, 53, 54, 55) nhằm đánh giá tổng quan triển vọng dầu khí của vùng này để lựa chọn các lô ký hợp đồng PSC Trên cơ sở đó năm 1991 PETROFINA đã ký hợp đồng chia sản phẩm (PSC) với PETROVIETNAM trên các lô 46, 50, 51 FINA đã khảo sát bổ sung 4.000 km tuyến địa chấn 2D (VF92) và 466 km2 địa chấn 3D Sau đó PETROFINA đã tìm kiếm thăm dò trên các lô nói trên, trong đó có nhiều giếng phát hiện dầu khí

Công ty Unocal (Mỹ) đã ký hợp đồng PSC với Tổng công ty Dầu Khí Việt Nam ở các lô B (1996) và lô 48/95 (1998) Unocal đã khảo sát 4.663 km tuyến địa chấn 2D với mạng lưới chi tiết 0 5 km x 0 5 km và 1.264 km2 địa chấn 3D Năm 1997 công ty này đã tiến hành khoan thăm dò 2 giếng B-KQ-1X và B-KL-1X, trong đó giếng B-KL-1X đã phát hiện khí công nghiệp và đã chuyển sang giai đoạn thẩm lượng cho lô này Năm 1999 Unocal đã ký hợp đồng PSC

lô 52/97 và đã tiến hành khảo sát 1.813 km2

địa chấn 3D Năm 2000 Unocal đã khoan

thăm dò phát hiện khí ở cấu tạo Ác Quỷ,

Cá Voi và năm 2004 phát hiện khí ở cấu

tạo Vàng Đen

PM-3 là vùng thoả thuận thương mại

giữa Việt Nam và Malaysia (CAA) Tại đây

nhà thầu IPC sau đó là Lundin đã tiến hành

thăm dò và đã phát hiện hàng loạt các cấu

tạo chứa dầu khí như Bunga Kekwa, Bunga

Raya, Bunga Orkid Trong đó mỏ dầu khí

Bunga Kekwa - Cái Nước đã đưa vào khai

thác từ năm 1997 Đến nay đã đưa thêm 2

mỏ nữa vào khai thác là Bunga Raya và

Bunga Seroja

3 Đặc điểm cấu kiến tạo

3.1 Phân tầng cấu trúc

Cấu trúc địa chất bể Malay - Thổ Chu

có đặc điểm chung của các bể trầm tích

Việt Nam là có hai tầng chính: Trước Đệ Tam và Đệ Tam [20,25,26]

Tầng cấu trúc trước Đệ Tam (Hình

11.2) được thành tạo bởi nhiều pha khác nhau trong thời kỳ trước Rift bị uốn nếp và phân dị mạnh bởi các hệ thống đứt gãy với các hướng khác nhau, có thành phần thạch học không đồng nhất và có tuổi khác nhau

ở các bể trầm tích [2, 3, 5] Tầng này bao gồm toàn bộ phức hệ móng cố kết, biến tính carbonat, đá phun trào, xâm nhập có tuổi Paleozoi, Mesozoi Phức hệ này lộ ra và quan sát thấy ở các đảo và vùng ven rìa Tây Nam Bộ

Trong các giếng khoan do công ty Fina (lô 46, 50, 51) và Unocal (lô B, 48/95, 52) thực hiện mới chỉ gặp đá móng trước Đệ Tam tại một số khu vực ở các đới nâng cao thuộc rìa B - ĐB của bể Đá móng gặp tại đây chủ yếu là các đá biến chất ở mức độ

Hình 11.2 Lược đồ mặt cắt ngang qua Thềm lục địa Tây Nam Việt Nam

(Theo tài liệu của Fina Exp.Minh Hải,1992; Phùng Sĩ Tài,2001)

thấp thuộc tướng đá phiến lục, đá phylit,

phiến sericit xen kẽ cát bột kết dạng quarzit

(46-CN-1X, 46-KL 1X, B-KQ 1X) có thể

thuộc loạt Khorat tuổi Mesozoi Đá vôi tuổi

từ Carbon muộn đến Jura đã được phát hiện

trong giếng khoan Bunga Raya (lô PM-3)

Tuy nhiên, nghiên cứu địa chất khu vực

Hà Tiên và các đảo trong vùng cho phép

dự đoán tuổi của đá vôi và lục nguyên là

Paleozoi và Mesozoi Ở bể Malay - Thổ

Chu đá móng chủ yếu là các đá lục nguyên

biến chất ở mức độ thấp, đá vôi tuổi từ

Carbon muộn đến Jura [5] Tầng móng

trước Đệ Tam được đánh dấu bằng tập địa

chấn SHB và nhận biết được bởi các đặc

trưng trường sóng địa chấn yếu hoặc không

có phản xạ, hỗn độn không phân dị hoặc

phân dị kém [4]

Tầng cấu trúc Đệ Tam là tầng trầm

tích Paleogen - Neogen - Q, phủ trực tiếp

lên tầng móng tuổi trước Đệ Tam, hình

thành và phát triển cùng quá trình thành

tạo bể Đệ Tam từ Oligocen đến hiện đại

Trầm tích Đệ Tam trong bể Malay - Thổ

Chu chủ yếu là lục nguyên có nơi dày 9

- 14 km Trong đó phần TLĐTN có chiều

dày trầm tích Đệ Tam lớn nhất khoảng

4.000 m Trầm tích Oligocen gồm chủ yếu

là sét kết xen kẽ với những lớp mỏng bột

kết, cát kết và các lớp than, đôi chỗ có

các lớp đá carbonat màu trắng, cứng chắc

Trầm tích Miocen bao gồm chủ yếu là sét

kết xám xanh, xám sáng xen kẽ các lớp

cát kết hạt mịn xen kẻ ít than Trầm tích

Pliocen phân bố rộng khắp trong bể và có

chiều dày tương đối ổn định, phủ bất chỉnh

hợp theo kiểu kề áp, tựa đáy, cắt cụt trên

trầm tích Miocen, có thành phần thạch học

gồm sét, bột xám, xám xanh mềm dẻo xen

các lớp cát bở rời, chủ yếu hạt nhỏ, đôi chỗ hạt trung, thô Dựa vào đặc điểm cấu trúc và lịch sử phát triển của các phức hệ địa chất, tầng cấu trúc này có thể phân chia ra các phụ tầng cấu trúc: Oligocen, Miocen và Pliocen - Đệ Tứ

3.2 Các yếu tố cấu trúc và kiến tạo 3.2.1 Các đơn vị cấu trúc

Cùng với các bể trầm tích chính ở Vịnh Thái Lan như thềm Khơme và trũng Pattani (Petroconsultant 1988), bể Malay - Thổ Chu được hình thành do quá trình tách giãn kéo toác dưới ảnh hưởng của đứt gãy Three Pagodas Hệ thống đứt gãy của bể ở phía Bắc chủ yếu có hướng kinh tuyến, còn phía Nam chủ yếu là hướng TB - ĐN với các cấu trúc chính: Đơn nghiêng ĐB, Đơn nghiêng

TN, Địa hào ĐB, Địa luỹ Trung tâm và Địa hào Trung tâm

TLĐTN là nơi gặp nhau của trũng Pattani có hướng cấu trúc bắc - nam và bể Malay - Thổ Chu có hướng TB - ĐN

Vì thế, đặc điểm cấu trúc địa chất và tiềm năng dầu khí ở đây bị chi phối và khống chế bởi sự hình thành và phát triển của các bể trên

Rìa Đông Bắc bể Malay - Thổ Chu có thể được chia thành các đơn vị cấu trúc sau (Hình 11.3):

Đơn nghiêng bình ổn Tây Bắc bao

gồm diện tích các lô A, phần phía Đông lô

50 Đơn nghiêng bình ổn được giới hạn bởi hàng loạt các đứt gãy thuận theo dạng bậc thang có hướng BTB - NĐN Ở đây các nếp uốn được hình thành do các hoạt động xoắn liên quan đến chuyển động bề mặt đứt gãy căng giãn chính Ở khu vực này, đặc biệt là lô A, tồn tại các khối nâng cổ Đó là hệ quả

của quá trình san bằng và bào mòn với mức

độ khác nhau, có tính cục bộ các trầm tích

và móng kết tinh trước Đệ Tam

Đơn nghiêng phân dị Đông Bắc là

dải kéo dài từ lô 51 đến lô 46, giáp với

vùng chồng lấn giữa Việt Nam - Thái Lan

- Malaysia và Việt Nam - Malaysia; ở đây

đơn nghiêng phân dị Đông Bắc được thay

thế bới các rift và đơn nghiêng cách biệt

Các đứt gãy hướng TB - ĐN có liên quan

đến pha tách giãn chính Oligocen của bể và

các đứt gãy hướng Đ - T có liên quan đến

các hoạt động yếu dần của móng trong thời

kỳ nén ép vào cuối Creta muộn Những đứt

gãy này được tái hoạt động trong thời kỳ

căng giãn nội lực và tách giãn Oligocen

Đới phân dị địa hào - địa luỹ BTB –

NĐN: Tại đây địa lũy hướng BTB - NĐN

được kẹp giữa hai địa hào với chiều dày

trầm tích Kainozoi đạt từ 6 đến 7 km Phần phía Tây, khối nâng móng tiếp giáp với địa hào phía Tây Khối nâng này được hình thành do quá trình bóc mòn, phân dị các thành tạo trước Đệ Tam có góc cắm lớn Bể Malay - Thổ Chu tiếp tục phát triển ở phần phía Tây, do móng sụt bậc về phía Tây Tất cả các đơn vị cấu trúc trình bày ở trên cũng được thể hiện rõ nét trên bình đồ cấu tạo các tầng Móng Đệ Tam, Oligocen và Miocen (Hình11.4; 11.5; 11.6)

3.2.2 Đặc điểm đứt gãy

Hệ thống đứt gãy của bể Malay - Thổ Chu hình thành và chịu sự chi phối của các hệ thống đứt gãy trượt bằng khu vực chính có hướng tây bắc - đông nam là:

• Hệ thống đứt gãy Hinge

• Hệ thống đứt gãy Three Pagoda

• Các đới phá huỷ chính hướng bắc – nam

Hình 11.3 Sơ đồ các yếu tố cấu trúc móng Đệ Tam bể Malay-Thổ Chu.

(Theo tài liệu của Fina Exp.Minh Hải,1992; Phùng Sĩ Tài,2001)

được xác định bởi các hệ đứt gãy:

• Hệ thống đứt gãy Bergading-Kapal

• Hệ thống đứt gãy Dulang

• Hệ thống đứt gãy Laba-Mesah

Về phía rìa Bắc của bể, hệ thống đứt gãy

Dulang và Laba-Mesah chuyển sang hướng

tây bắc - đông nam và tạo nên một loạt các

trũng hẹp kiểu kéo toác (Hình 11.7)

Ở khu vực TLĐTN hệ thống đứt gãy

chủ yếu là đứt gãy thuận có phương B - N,

TB - ĐN Ngoài ra còn có một số đứt gãy

theo phương á vĩ tuyến Chính các hệ thống đứt gãy này đã tạo nên kiểu cấu trúc sụt bậc nghiêng về phía trung tâm bể và hình thành các địa hào và bán địa hào xen kẽ nhau

Các đứt gãy phương B - N là đứt gãy thuận, xuyên cắt từ móng với biên dộ dịch chuyển từ vài chục mét đến hàng nghìn mét Chúng hoạt động và phát triển đến cuối thời kỳ Miocen, thậm chí có đứt gãy hoạt động đến tận Pliocen Hoạt động

Hình 11.4 Bình đồ cấu tạo tầng móng Đệ Tam

(Theo tài liệu của Phùng Sĩ Tài,2001) Hình 11.5.Bình đồ đẳng sâu nóc Oligocen (Theo tài liệu của Phùng Sĩ Tài,2001)

Hình 11.6 Bình đồ đẳng sâu nóc Miocen

(Theo tài liệu của Phùng Sĩ Tài,2001)

của hệ thống đứt gãy B - N làm cho đơn

nghiêng có sự sụt bậc về phía Tây và hình

thành một loạt nếp lồi, lõm xen kẽ nhau

theo phương đứt gãy

Các đứt gãy có phương á vĩ tuyến và á

kinh tuyến được phát hiện chủ yếu ở các lô

45, 46, 51 Các đứt gãy trên diện tích các lô

45 – 51 hoạt động mạnh mẽ từ móng cho

đến hết thời kỳ Miocen, một số thậm chí

phát triển đến tận Pliocen

3.3 Lịch sử phát triển địa chất

Lịch sử địa chất Đệ Tam bể Malay -

Thổ Chu nằm trong tiến trình phát triển địa

chất chung của các bể trầm tích khu vực Đông Nam Á và Việt Nam, có thể được chia thành các giai đoạn chính:

Giai đoạn tạo rift Eocen (?) - Oligocen

Hoạt động kiến tạo chủ yếu tác động mạnh mẽ đến khu vực nghiên cứu là quá trình tách giãn nội lục (Intra-Cratonic rifting [21]) hay còn gọi là giai đoạn đồng tạo rift tạo nên các bồn trầm tích Đệ Tam chủ yếu

ở bể Malay - Thổ Chu và trũng Pattani Quá trình tách giãn Eocen (?) - Oligocen xảy ra dọc theo đới cấu trúc Trias cổ, dẫn đến việc hình thành hàng loạt các đứt gãy

Hình 11.7 Các hệ thống đứt gãy chính của bể Malay-Thổ Chu

(Theo tài liệu của Fina Exp Minh Hải, 1992; Phùng Sĩ Tài, 2001)

thuận có hướng B - N ở phần Bắc vịnh Thái

Lan và đứt gãy có hưỡng TB - ĐN ở bể

Malay - Thổ Chu Ban đầu quá trình trầm

tích bị ngăn cách bởi các bán graben (half

graben), sau đó trầm tích là các thành tạo

lục nguyên có tướng lục địa - đầm hồ, tam

giác châu và biển ven bờ lấp đầy các bể

phụ mở rộng, bao gồm chủ yếu là cát sét,

các tập bồi tích (fluviolacustrine), trầm tích

dòng xoáy (braided streams); trầm tích cổ

nhất là Oligocen Do các đứt gãy phát triển

từ móng trước Kainozoi, nên các thành tạo

Oligocen thường bị phân dị, chia cắt mặt địa

hình cổ thành các đới nâng hạ không đều của móng trước Kainozoi tạo ra một hình thái kiến trúc hết sức phức tạp (Hình 11.8) Vào cuối Oligocen do chuyển động nâng lên, quá trình trầm tích bị gián đoạn và bóc mòn Sự kiện này được đánh dấu bởi bất chỉnh hợp cuối Oligocen đầu Miocen sớm

Giai đoạn sau tạo rift Miocen - Đệ Tứ

Miocen sớm bắt đầu bằng pha lún chìm, oằn võng - biển tiến, đây chính là giai đoạn đặc trưng cho pha chuyển tiếp từ đồng tạo rift đến sau tạo rift [21,22]

Hình 11.8 Sơ đồ lịch sử phát triển địa chất bể Malay-Thổ Chu

(Theo tài liệu của Fina Exp Minh Hải, 1992; Phùng Sĩ Tài, 2001)

Vào Miocen giữa tiếp tục thời kỳ lún

chìm của bể mà nguyên nhân chủ yếu là

do co rút nhiệt của thạch quyển Hoạt động

giao thoa kiến tạo do sự thay đổi hướng hút

chìm của mảng Ấn Độ theo hướng ĐB và

chuyển động của mảng Úc lên phía Bắc vào

cuối Miocen giữa - đầu Miocen muộn có

thể là nguyên nhân của chuyển động nâng

lên và dẫn tới việc hình thành bất chỉnh hợp

Miocen giữa Trên cơ sở kết quả định tuổi

của tập basalt liên quan tới bất chỉnh hợp

chính ở bể Phisanulok, tuổi của bất chỉnh

hợp trên là 10 4 triệu/năm (Legendre và

nnk,1988)

Thời kỳ từ cuối Miocen muộn đến hiện

tại là pha cuối cùng của tiến trình phát triển

bể, đó là sự tiếp tục của giai đoạn sau tạo

rift

Vào Pliocen - Đệ Tứ, quá trình sụt lún

chậm dần và ổn định, biển tiến rộng khắp,

mạnh mẽ, còn bể, các địa hào và các phụ

bể lân cận trong cùng vịnh Thái Lan được

liên thông với nhau Lớp phủ trầm tích hầu

như nằm ngang, không bị tác động lớn bởi

các hoạt động đứt gãy hay nếp uốn và tạo

nên hình thái cấu trúc hiện tại của khu vực

này [4]

4 Địa tầng và môi trường trầm tích

4.1 Địa tầng trầm tích

Địa tầng trầm tích Đệ Tam (Hình 11.9)

đã được nhiều tác giả/cơ quan nghiên cứu

(Fina 1992-1999, Đỗ Bạt, Phan Huy Quynh

và n n k 1992-2001 ), song công trình

nghiên cứu gần đây của Viện Dầu Khí Việt

Nam [4] đã tổng hợp có hệ thống Địa tầng

Đệ Tam của khu vực này Chi tiết về địa

tầng bể Malay - Thổ Chu có thể xem ở

chương 6 của sách này Nội dung cơ bản về địa tầng có thể tóm tắt như trong bảng 11.1

PALEOGEN

Oligocen

Hệ tầng Kim Long phủ bất chỉnh hợp lên móng Trước Đệ Tam có tuổi và thành phần khác nhau Các trầm tích của hệ tầng này thường phân bố chủ yếu trong các địa hào và sườn của các cấu tạo và được phân cách bởi các đứt gãy có hướng ĐB - TN và

BN với chiều dày thay đổi từ 500 - 1.000

m

Mặt cắt của hệ tầng gồm chủ yếu là sét kết xen kẽ với những lớp mỏng bột kết, cát kết và các lớp than, đôi chỗ có các lớp đá carbonat màu trắng, rắn chắc dạng vi hạt Tại một số khu vực nâng cao (Lô 51, 46) trong phần dưới của lát cắt tỷ lệ cát kết với kích thước hạt tăng nhiều so với các khu vực khác Phần lớn trầm tích của hệ tầng được thành tạo trong điều kiện môi trường đồng bằng châu thổ đến hồ đầm lầy và ở phần trên của mặt cắt có chịu ảnh hưởng của các yếu tố biển Sét kết màu xám, xám lục, xám đen, xám nâu hoặc nâu tối gắn kết trung bình đến tốt, phân lớp dày đến dạng khối, nhiều nơi có chứa vôi, pyrit, vật chất hữu cơ chứa than hoặc xen kẽ các lớp than màu đen đến nâu đen Thành phần khoáng vật sét chủ yếu là kaolinit và hydromica cùng một lượng nhỏ clorit Tập đá sét giàu vật chất hữu cơ có chứa than được xem như là tầng sinh dầu và đôi chỗ nó cũng đóng vai trò là các tầng chắn mang tính chất địa phương

Cát kết chủ yếu hạt nhỏ đến trung bình, đôi khi hạt thô hoặc sạn kết màu xám nhạt

ủeỏn xaựm naõu Haùt vuùn baựn goực caùnh ủeỏn

baựn troứn caùnh, ủoọ lửùa choùn maứi troứn cuỷa haùt

vuùn thay ủoồi tửứ keựm ủeỏn trung bỡnh toỏt hoaởc

toỏt, gaộn keỏt bụỷi xi maờng giaứu carbonat (goàm

caỷ dolomit vaứ calcit), seựt vaứ thaùch anh Xi maờng thaùch anh khaự phaựt trieồn trong caực ủaự caựt keỏt ụỷ ủoọ saõu > 3.300 m Caựt keỏt coự thaứnh phaàn chớnh laứ thaùch anh (trong moọt soỏ gieỏng

Baỷng 11.1 ẹaởc ủieồm ủũa taàng beồ Malay-Thoồ Chu

(Theo soỏ lieọu cuỷa Fina Exp Minh Hai, 1992; ẹoó Baùt vaứ Phuứng Sú Taứi, 2001)

T uổi địa chất

Địa tầng Bề dầy (mét) Dầu/Khí

M ôi tr- ờng trầm

Hình 11.9 Cột địa tầng tổng hợp bể Malay-Thổ Chu

(Tổng hợp theo LML, 1998; Petronas, 1999; Gilmont, 2001 và Truongson JOC, 2003)

khoan ở lô B, 48/95 và lô 52) Ở phần dưới

của hệ tầng xuất hiện các lớp cát kết thạch

anh tương đối sạch và đơn khoáng với tỷ lệ

thạch anh đôi khi vượt quá 80%), felspat

và mảnh đá (nhiều mảnh đá phun trào,

biến chất và carbonat) Phân loại đá cát kết

chủ yếu thuộc loại litharenit và litharenit

felspat, ít lithic arkos hoặc sublitharenit Đá

bị biến đổi thứ sinh từ giai đoạn catagen

sớm (cho các đá nằm ở độ sâu <2.700 m)

đến catagen muộn cho các đá nằm sâu hơn

3.350 m Phần lớn cát kết của hệ tầng được

coi là các tầng chứa sản phẩm thuộc loại

trung bình - tốt

Hoá đá cổ sinh nghèo nàn nên mức độ

tin cậy của tuối Oligocen của hệ tầng cần

phải nghiên cứu thêm

NEOGEN

Miocen dưới

Mặt cắt của hệ tầng gồm chủ yếu là sét

kết, sét chứa ít vôi, sét chứa than, các lớp

than xen kẽ các lớp mỏng bột kết, cát kết

Đôi khi có các lớp đá vôi dạng vi hạt hoặc

đá vôi chứa nhiều mảnh vụn lục nguyên

màu trắng, xám trắng cứng chắc Sét kết

màu xám lục, xám đen tới xám nâu, đôi khi

đỏ nâu, gắn kết trung bình - kém, phân lớp

rất dày hoặc dạng khối có nhiều nơi chứa

ít thành phần carbonat (dolomit và calcit),

các mảnh vụn than hoặc xen kẽ các lớp

than màu đen hoặc đen phớt nâu, dòn và

cứng Các vỉa than tăng lên nhiều cả về bề

dày và số lượng vỉa so với trầm tích của hệ

tầng Kim Long nằm dưới Ngoài kaolinit và

hydromica là thành phần khoáng vật chính,

còn có một lượng đáng kể của nhóm khoáng

vật lớp hỗn hợp hydromica/montmorilonit

Tập đá sét dày xen kẽ nhiều lớp than có

khả năng chắn được các vỉa dầu khí mà đã phát hiện được trong một số giếng khoan (B-KL, 46-PT v.v ) Ngoài ra, đá sét của hệ tầng thường khá giàu vật chất hữu cơ (VCHC) nên đã được xác định là một tầng có khả năng sinh, chủ yếu là sinh khí và condensat

Cát kết mầu xám nhạt đến xám lục hoặc xám nâu, phần nhiều hạt nhỏ đến trung, hiếm khi hạt thô hoặc sạn kết Hạt vụn bán góc cạnh đến tròn cạnh, độ lựa chọn mài tròn của hạt vụn thay đổi từ trung bình đến rất tốt Trong một số lớp cát kết có chứa glauconit, hoá đá foraminifera và động vật biển Ximăng giàu carbonat, sét và một lượng ít thạch anh Cát kết chủ yếu thuộc loại litharenit và litharenit felspat, ít lithic arkos gần giống với cát của hệ tầng Ngọc Hiển Đá của hệ tầng mới bị biến đổi thứ sinh ở mức độ catagen sớm đến đầu giai đoạn catagen muộn với các trầm tích nằm sâu hơn 2.800 m (khu vực lô B)

Cát kết của hệ tầng được xác định là các tầng chứa tốt tới rất tốt với độ rỗng 15 - 30% và độ thấm thường vượt quá 100 mD Tuổi của hệ tầng được Đỗ Bạt xếp vào Miocen sớm trên cơ sở các tập hợp cổ sinh NN2 và NN4

Trầm tích của hệ tầng Ngọc Hiển được thành tạo trong môi trường đầm lầy, tam giác châu xen các pha biển nông ven bờ

Miocen giữa

Trầm tích của hệ tầng chủ yếu là các lớp cát kết xám sáng, hạt nhỏ đến trung bình, xen các lớp sét kết xám trắng, xám xanh cùng một vài lớp than xen kẽ Ngoài ra đôi khi có xen cả những lớp mỏng dolomit hoặc đá vôi vi hạt chứa các mảnh vụn lục nguyên

màu xám trắng đến nâu vàng

Sét kết màu xám sáng, xám oliu, xám

xanh tới xám nâu gắn kết yếu Đá phân lớp

dày hoặc dạng khối Thành phần chính là

kaolinit và hydromica cùng một lượng đáng

kể hỗn hợp hydromica/ montmorilonit Các

tập đá sét dày này là một tầng chắn có chất

lượng tốt, chắn được các vỉa chứa dầu khí

của hệ tầng Ngọc Hiển đã được phát hiện

trong khá nhiều giếng khoan trong vùng

Cát kết màu xám nhạt đến xám trắng,

xám phớt nâu gắn kết yếu đến trung bình

với độ rỗng và độ thấm phần nhiều thuộc

loại tốt đến rất tốt Cát kết chủ yếu thuộc

loại litharenit và litharenit felspat với thành

phần không phân biệt nhiều so với các tầng

cát kết của các hệ tầng nằm dưới Tỷ lệ

cát/sét thường trung bình đến cao Cát có

xu thế thô dần lên phía trên là chủ yếu

Đá của hệ tầng mới bị biến đổi thứ sinh

ở mức độ catagen sớm với đặc tính sét kết

và cát kết gắn kết yếu với xi măng sét hoặc

gắn kết trung bình với xi măng carbonat

Trầm tích phát triển trong toàn khu vực

với bề dày thay đổi 300 - 1.200 m

Tuổi của các trầm tích thuộc hệ tầng

được xác định bằng tập hợp cổ sinh thuộc

phức hệ N9, N12, NN7 và NN9

Hệ tầng Đầm Dơi được hình thành trong

môi trường tam giác châu chịu nhiều ảnh

hưởng của biển nông ven bờ

Miocen trên

Trầm tích của hệ tầng Minh Hải gồm

nhiều sét/sét kết xám sáng, xám oliu, xám

xanh tới xám nâu, mềm, bở xen kẽ một tỷ

lệ ít hơn các lớp bột/bột kết và cát/cát kết

(cát gặp nhiều trong các khoan 51-MH-1X,

46-DD-1X) Cát kết màu xám nhạt đến

xám trắng, xám phớt nâu gắn kết yếu hoặc còn bở rời, phần lớn là cát kết hạt nhỏ đôi chỗ hạt trung đến thô, bán góc cạnh đến bán tròn cạnh, độ lựa chọn trung bình đến tốt Trầm tích thường chứa phong phú hoá đá biển (đặc biệt là Foraminifera), đôi khi có chứa glauconit Các lớp mỏng dolomit và đá vôi vi hạt đôi khi cũng có mặt Sét chứa than và các vỉa than nâu thường xuất hiện chủ yếu ở phần dưới của mặt cắt Tỷ lệ cát/sét thấp, cát thường có xu thế hạt thô hướng lên trên Trầm tích của hệ tầng này được thành tạo trong môi trường biển nông chịu nhiều ảnh hưởng của nguồn lục địa Trong trầm tích của hệ tầng đã phát hiện thấy các hoá thạch bào tử phấn hoa, Foraminifera và Nannoplankton thuộc các đới N16-N18, NN10-NN11, xác định tuổi Miocen muộn cho trầm tích hệ tầng Minh Hải Hệ tầng phủ không chỉnh hợp lên hệ tầng Đầm Dơi

Pliocen Đệ Tứ

Trầm tích của hệ tầng được đặc trưng bởi sét, bột màu xám, xám xanh mềm dẻo xen các lớp cát bở rời, chủ yếu hạt nhỏ, đôi chỗ hạt trung, thô bán góc cạnh, bán tròn cạnh, chọn lọc tốt chứa nhiều hoá đá động vật biển thuộc các đới N19-N21 và N12-N15 Chúng phủ bất chỉnh hợp trên trầm tích hệ tầng Minh Hải

Trầm tích hệ tầng Biển Đông phân bố rộng khắp trong bể và có chiều dày tương đối ổn định 400 - 600 m

4.2 Môi trường trầm tích Tướng môi trường trầm tích Oligocen

Các trầm tích Oligocen phát triển không rộng rãi ở khu vực này (Hình 11.10), nguồn

cung cấp vật liệu chủ yếu từ các khối móng

nhô cao, một phần có thể từ sông Mekong

cổ (?) Các thành tạo tam giác châu được

hình thành ngay từ giai đoạn này, các nón

bồi tích và các doi cát có xen lẫn bột kết,

sét kết ở phần đồng bằng châu thổ không

ngập nước (upper delta plain)

Trầm tích đầm hồ phân bố ở các lô 46,

một phần lô 51, phần lớn lô A, lô B Một

ít các trầm tích lòng sông dọc theo các lô

51, A, B các thành tạo này là tầng chứa tốt

nhất trong trầm tích Oligocen

Các lớp bột kết, sét và cát kết hạt mịn

dưới dạng quạt sông (fluvial fan) ngập nước

(lower delta) chỉ phân bố chủ yếu ở lô A,

B và một dải hẹp lô 46, 51 Các thành tạo

này chỉ có khả năng chứa trung bình Các

tập sét đóng vai trò tầng sinh là chính Các

lớp sét, macnơ, bột kết và ít cát kết hạt mịn,

xen trong đó có các lớp đá vôi chứa nhiều

foraminifera (giếng khoan 50-CM-1X,

46-NC-1X) đã chỉ ra môi trường đầm lầy ven

biển điển hình Các thành tạo này phân bố

hẹp ở các lô 50, 51 và một phần lô 46

Tướng môi trường trầm tích Miocen

Trầm tích Miocen được thành tạo trong

giai đoạn sau rift Vào Miocen sớm bắt đầu

biển tiến rộng khắp, đồng thời trầm tích

mang tính tam giác châu điển hình, diện

phân bố của các trầm tích này (hệ tầng

Ngọc Hiển) cũng rộng hơn so với thời kỳ

Oligocen chỉ bó hẹp trong các hố sụt Các

kiểu trầm tích bồi tích, lũ tích, kênh cát,

các tập than được thành tạo trong điều kiện

đồng bằng châu thổ, đầm lầy, phân bố theo

một dải suốt từ lô 49, 50, 51, một phần lô

B và lô 46 Các đá này phân lớp dày, diện

phân bố rộng và là tầng chứa sản phẩm tốt

ở khu vực nghiên cứu

Khác với trầm tích Miocen dưới, các thành tạo Miocen giữa (hệ tầng Đầm Dơi) phân bố rộng rãi trong bể, ngoài những trầm tích lục nguyên, đôi nơi còn có những lớp mỏng dolomit hoặc đá vôi vi hạt chứa mảnh đá lục nguyên màu xám trắng đến vàng (46-NH, 46-KM) Các trầm tích Miocen giữa được thành tạo chủ yếu trong điều kiện môi trường tam giác châu ngập nước ven bờ biển chịu ảnh hưởng rất mạnh hoặc xen kẽ nhiều giai đoạn biển nông ven bờ

Các trầm tích Miocen trên phân bố rộng rãi gồm sét, sét kết xen kẽ (với một tỷ lệ

ít hơn) các lớp bột - bột kết và cát - cát kết được thành tạo trong môi trường biển nông chịu ảnh hưởng của nguồn lục địa

5 Các tích tụ Hydrocarbon 5.1 Đặc điểm các loại dầu

Kết quả phân tích các mẫu dầu thu nhận được từ các giếng khoan ở bể Malay - Thổ Chu cho thấy có thể chia ra 3 nhóm dầu tương ứng với các đặc trưng địa hóa của chúng bao gồm: nhóm dầu nguồn gốc lục địa, nhóm dầu nguồn gốc đầm hồ, và nhóm dầu hỗn hợp Trong đó nhóm dầu nguồn gốc lục địa thuờng xuất hiện trong các đá chứa thuộc nhóm E tới H và chủ yếu phân bồ ở phần trung tâm bể

Ở phần thềm lục địa Việt Nam thuộc bể Malay - Thổ Chu chưa gặp nhóm này, nên dưới đây chỉ nêu đặc điểm nhóm dầu nguồn gốc đầm hồ và nhóm hỗn hợp

Nhóm dầu nguồn gốc đầm hồ

Nhóm dầu này xuất hiện trong các tầng chứa L, K, J thậm chí cả trong tập I và phân bố trong các vùng Nam, rìa Đông và rìa

Tây bể Malay - Thổ Chu Đây là khu vực

có các tầng sinh nằm trong cửa sổ tạo dầu,

các khu vực khác hầu hết đã quá ngưỡng

hoặc chưa trưởng thành (Hình 11.11) Đặc

trưng của dầu nhóm này là tỉ trọng dầu biến

đổi trong dải rất rộng còn các đặc trưng địa

hóa nhìn chung ít biến đổi Dầu biến đổi

từ dạng dầu có hàm lượng parafin cao (khu

vực mỏ Bunga Kekwa) cho tới condensat

(mỏ Parma) Sự thay đổi này có thể do

mức trưởng thành các tầng sinh dầu khác

nhau và cũng có thể là do các biến đổi (như

cracking) sau quá trình tích tụ dầu khí Được

hình thành từ cùng tầng sinh nên các dầu có

đặc điểm địa hóa gần tương tự nhau như có

tỉ số Pr/Ph thấp (2,0 - 3,0) và tỉ số Pr/nC17

không cao (0,3 - 0,5) Đây là đặc trưng của

môi trường trầm tích không bị oxy hóa Phân

bố dấu vết sinh học được đặc trưng bởi Tm/

Ts thấp, C29Ts và diahopan có chất lượng

cao Các chỉ thị của thực vật bậc cao như

bicadinan và oleanan rất hiếm hoặc vắng mặt Giữa C27 và C29 steran nhìn chung có sự cân bằng, trong khi đó C4-methyl steran khá phổ biến nhưng hàm lượng không cao Thành phần tricyclic terpan gần như vắng mặt hoặc có hàm lượng không đáng kể Các đặc trưng địa hóa trên của dầu tập J và K cùng với sự liên kết rất rõ của các dấu vết sinh học với đá sinh tập K cho thấy dầu nhóm này có chung nguồn gốc và có thể tin rằng tầng sinh sét đầm hồ K phân bố rộng rãi và là một tầng sinh rất có hiệu quả Dầu khí sinh ra từ tầng này có mặt trong các vỉa chứa tập I và K cũng như các tập chứa nằm cao hơn

Nhóm dầu nguồn gốc hỗn hợp

Trong một số khu vực như PM3-CAA, thành phần dầu của các tập H, I, J và K rất biến đổi về tỉ trọng và thành phần phân tử Dầu biến đổi từ condensat (độ API cao) tới dầu có hàm lượng parafin trung bình Sự

Hình 11.10 Sơ đồ môi trường trầm tích và phân bố đá chứa bể Malay-Thổ Chu

biến đổi này có thể xuất hiện từ các vùng

khác nhau của mỏ, thậm chí trong cùng một

giếng khoan Các đặc trưng địa hóa cho

thấy dầu có nguồn gốc lục địa, thể hiện ở

số lượng rất lớn các dấu vết (maker) thực

vật bậc cao như oleanan và bicadinan, cho

tới nguồn gốc đầm hồ thể hiện bởi vắng

mặt hoặc có ít các vật liệu thực vật bậc cao

và số lượng tương đối lớn C27 steran Như

vậy, có thể nói rằng các tầng sinh có nguồn

gốc khác nhau nằm gần hoặc xen kẽ nhau

đã hình thành dầu hỗn hợp Mặt khác cũng

có thể dầu có nguồn gốc đầm hồ từ dưới

sâu đã dịch chuyển thẳng đứng theo các hệ

thống đứt gãy và hòa trộn với dầu nguồn

gốc lục địa sinh ra tại chỗ

5.2 Đặc điểm các loại khí tự nhiên

Ngoài các mỏ dầu, bể Malay - Thổ Chu

còn có rất nhiều các mỏ khí lớn nhỏ đã và

đang khai thác cũng như sẽ được phát triển

trong tương lai

Trong vùng thềm lục địa Việt Nam một

loạt các mỏ khí có trữ lượng đáng kể đã được

phát hiện như Kim Long, Ác Quỷ, Cá Voi

và các mỏ ở khu vực PM3-CAA Khu vực

thuộc Malaysia và Thái Lan một loạt mỏ

khí lớn cũng đã được phát hiện như Jerneh, Lawit, Duyong, Gajah, Suriya, Seligi, Bong Kot, Tonkoon, Pilong, v.v Ở các lô thuộc thềm lục địa Việt Nam, các vỉa khí được phát hiện hầu như trong toàn bộ lát cắt từ tập E, F, H, I, J tới K Từ phía Nam lên tới phía Bắc bể các vỉa khí có xu thế nằm trong các địa tầng trẻ và nông hơn

Các số liệu địa hóa cho thấy khí thiên nhiên ở bể Malay - Thổ Chu có nguồn gốc cả từ sinh vật (biogenic) và do nhiệt (thermogenic) (Curry, 1992; Waples và nnk 1995; McCaffrey và nnk., 1998, Petronas, 1999) Do tính linh động cao nên hầu hết khí phát hiện tại các mỏ đều là khí hỗn hợp Khí sinh vật với thành phần chủ yếu là metan hình thành do vi khuẩn phân hủy vật chất hữu cơ tầng nông ở nhiệt độ dưới 75oC, chúng không đóng vai trò quan trọng về mặt trữ lượng

Các khí hydrocarbon do nhiệt hình thành ở nhiệt độ cao hơn từ các vật chất hữu cơ hoặc phân đoạn dầu mỏ có từ trước Các nghiên cứu cho thấy các khí sinh ra từ các vật chất hữu cơ trưởng thành với hệ số phản xạ vitrinit biến đổi từ 0,7% tới hơn 2,0% Theo các nghiên cứu địa hóa khí hydrocarbon bể Malay - Thồ Chu có thể được chia làm 2 nhóm khí hydrocarbon theo thành phần, đặc điểm đồng vị phóng xạ và nhóm khí không hydrocarbon

Nhóm khí khô

Nhóm khí này phân bố chủ yếu tại khu vực trung tâm bể (Hình 11.12), chủ yếu trong các tầng chứa H và trẻ hơn Chúng có giá trị đồng vị phóng xạ của metan và etan khá lớn (Hình 11.13) đặc trưng cho khí có mức độ trưởng thành cao Đặc trưng này cũng thể hiện dấu vết của than, chứng

Hình 11.11 Đặc trưng biomarker điển hình của

dầu đầm hồ và lục địa (theo Petronas, 1999)

tỏ khí nhóm này được sinh ra từ sự phá vỡ

kerogen than nằm ở nhiệt độ rất cao Ngoài

ra, các khí còn được hình thành do quá trình

phân đoạn các sản phẩm dầu hình thành

trước đó, các khí này sau đó dịch chuyển

thẵng đứng theo các hệ thống đứt gãy lên

các tầng chứa nằm nông hơn Nhìn chung

các khí nhóm này thường có hàm lượng

condensat thấp và hàm lượng khí CO2 khá

cao

Nhóm khí ẩm

Nhóm khí này chủ yếu phân bố ở rìa bể

(Hình 11.14) trong toàn lát cắt từ Oligocen

- Miocen giữa (E tới L)

Các khí này có đặc trưng là thành phần

và giá trị đồng vị phóng xạ metan và etan

biến đổi trong dải khá rộng (Hình 11.15)

Điều này chứng tỏ có sự hòa trộn khí

từ các tầng sinh cũng như mức độ trưởng

thành rất khác nhau Thành phần của các

khí này bao gồm cả khí sinh vật, khí khô và

khí ẩm với tỉ lệ biến đổi nhưng nhìn chung

có hàm lượng khí ẩm tương đối cao

Các thành phần nặng hình thành chủ

yếu từ tầng sinh sét đầm hồ sau đó dịch

chuyển tới các vỉa chứa theo phương ngang

với khoảng cách tương đối ngắn Các thành

phần nhẹ có thể chủ yếu được tạo ra từ các

tầng sinh sông châu thổ nằm nông hoặc là

sản phẩm của quá trình phân đoạn các sản

phẩm dầu khí hình thành dưới sâu (tập J

và cổ hơn) và dịch chuyển lên trên, do vậy

trong các vỉa chứa khí này có hàm lượng

CO2 cũng có xu thế cao hơn

Nhóm khí không hydrocarbon

Các khí không hydrocarbon ở bể Malay

- Thổ Chu bao gồm khí carbonic (CO2), Nitơ

(N2), sunfua lưu huỳnh (H2S), v v Trong đó

CO2có thể tích lớn nhất Hàm lượmg khíthay đổi trong phạm vi rất rộng, từ vài % cho tới trên 80% (mỏ Tapi) tổng thể tích khí Hàm lượng CO2thay đổi theo từng khu vực khác nhau, thông thường cao hơn ở khu vực trung tâm và phía Bắc bể (Hình 11.14) Theo độ sâu hàm lượng CO2cũng có qui luật biến đổi khá đặc biệt phụ thuộc vào phân bố áp suất vỉa chứa, thấp ở phần trên lát cắt và tăng dần theo độ sâu Hàm lượng CO2tăng rất đột biến ở gần nóc tầng

dị thường áp suất cao (Hình 11.15)

Hình 11.12 Vùng phân bố chủ yếu của nhóm khí

khô và nhóm khí hỗn hợp

Hình 11.13 Sự thay đổi của đồng vị C của metan

(CH4) (trái) và etan (C2H6) (phải) theo độ sâu ở bể Malay-Thổ Chu Đồng vị C metan chỉ rõ tách biệt của khí sinh vật, khí khô và khí ẩm

(theo Petronas, 1999)

Các số liệu quan sát cho thấy hàm

lượng CO2trong các thân chứa phân bố

rộng thường cao hơn các thân chứa nhỏ hẹp

(Gilmont, 2001) Hiện tương này được lý

giải là do các thân chứa lớn thường bị nhiều

các đứt gãy sâu lớn cắt qua hơn là các thân

chứa nhỏ, các đứt gãy này là các kênh dẫn

khí CO2dịch chuyển từ dưới sâu lên

Hầu hết CO2phát hiện được ở các giếng

khoan đều có nguồn gốc hỗn hợp Hai dạng

CO2có thể phân biệt bằng đồ thị quan hệ

giữa giá trị đồng vị carbon và hàm lượng

CO2từ các vỉa khí có CO2 (Hình 11.16) Có

thể phân biệt khá rõ nguồn gốc hữu cơ và

không hữu cơ của CO2qua phân bố trên

Khí CO2 có nguồn gốc không hữu cơ, giá

trị đồng vị thường lớn hơn -7,5 Các khí này

phát hiện đuợc tại các giếng khoan vùng

trung tâm bể tại các tích tụ khí lớn CO2

nguồn gốc hữu cơ có giá trị đồng vị biến

đổi từ -12,5 tới -25 và ít khi nhỏ hơn 5%mol

của tổng thành phần khí

Phân bố khí CO2 theo diện ở bể Malay -

Thổ Chu tương đối rõ tuy nhiên sự phân bố

CO2 theo địa tầng vẫn chưa có được lời giải

đáp thỏa đáng và cần phải có các nghiên cứu bổ sung

Các khí không hydrocarbon khác như

H2S, N2, v v cũng đã được phát hiện ở bể Malay - Thổ Chu Ở phần thềm lục địa Việt Nam các khí này đã phát hiện được tại khu vực mỏ Kim Long, Ác Quỷ, Cá Voi, PM3-CAA cũng như ở một số giếng khoan khác, tuy nhiên hàm lượng của chúng nhỏ và ảnh hưởng của chúng nhìn chung là không đáng kể

6 Hệ thống dầu khí 6.1 Đặc điểm tầng sinh

Bể Malay - Thổ Chu nói chung có hai tầng sinh phân bố rất rộng: Tầng sinh đầm hồ Oligocen - Miocen dưới và tầng sinh than/sét vôi sông – châu thổ Miocen giữa

- muộn Kết quả phân tích Rock - Eval (RE) cho thấy mẫu trong tập trầm tích Oligocen và Miocen dưới hầu hết có tổng hàm lượng carbon hữu cơ (TOC) lớn hơn 0,5%Wt Giá trị Tmax > 435oC chủ yếu rơi vào mẫu có tuổi Oligocen

Hình 11.14 Bản đồ phân bố tỷ phần tương đối của

CO2 và HC bể Malay-Thổ Chu (tổng hợp số liệu từ

Petronas, 1999; Unocal, TruongsonJOC, 2003)

Hình 11.15 Quan hệ hàm lượng CO2 và áp suất vỉa theo độ sâu Sự tăng đột biến hàm lượng CO2 trên vùng chuyển tiếp cho thấy có sự rò rỉ của tầng

chắn nóc (Gilmont, 2001)