Địa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam - Chương 10 doc

Chửụng Beồ tram tớch Nam Coõn Sụn vaứ taứi nguyeõn dau khớ 10 313 Chương 10. Bể trầm tích Nam Côn Sơn và tài nguyên dầu khí Trước năm 1975 bể Nam Côn Sơn có tên là bể Saigon-Sarawak và chỉ được đònh danh và xác đònh lại diện tích phân bố trong công trình tổng hợp (Hồ Đắc Hoài, Ngô Thường San, 1975). Bể Nam Côn Sơn có diện tích gần 100.000km 2 , nằm trong khoảng giữa 6 0 00’ đến 9 0 45’ vó độ Bắc và 106 0 00’ đến 109 0 00’ kinh độ Đông. Ranh giới phía Bắc của bể là đới nâng Côn Sơn, phía Tây và Nam là đới nâng Khorat - Natuna, còn phía Đông là bể Tư Chính - Vũng Mây và phía Đông Bắc là bể Phú Khánh (Hình 10.1 và hình 5.1, chương 5). Độ sâu nước biển trong phạm vi của bể thay đổi rất lớn, từ vài chục mét ở phía Tây đến hơn 1.000m ở phía Đông. Trên đòa hình đáy biển các tích tụ hiện đại được thành tạo chủ yếu do tác động của dòng chảy thuỷ triều cũng như dòng đối lưu, mà hướng và tốc độ của chúng phụ thuộc vào hai hệ gió mùa chính: hệ gió mùa Tây Nam từ cuối tháng 5 đến cuối tháng 9 và hệ gió mùa Đông Bắc từ đầu tháng 11 năm trước đến cuối tháng 3 năm sau. Trầm tích đáy biển chủ yếu bùn và cát, ở nơi bờ cao và đảo là đá cứng hoặc san hô. Hoạt động tìm kiếm thăm dò dầu khí ở đây được bắt đầu từ những năm 1970 của thế kỷ trước. Đã có 26 nhà thầu dầu khí nước ngoài tiến hành khảo sát gần 60.000km đòa chấn 2D và 5.400km 2 đòa chấn 3D, khoan 78 giếng khoan thăm dò, thẩm lượng và khai thác, xác lập được 5 mỏ và 17 phát hiện dầu khí. Hiện tại còn 7 nhà thầu đang hoạt động. Công tác nghiên cứu tổng hợp nhằm đánh giá đòa chất và tài nguyên dầu khí của bể Nam Côn Sơn đã có hàng chục công trình khác nhau, đặc biệt các đề tài và nhiệm vụ cấp Ngành đã góp phần kòp thời, hiệu quả cho hoạt động thăm dò và khai thác. Tuy nhiên do điều kiện đòa chất hết sức phức tạp đòi hỏi phải tiếp tục nghiên cứu bằng các phương pháp, quan điểm công nghệ mới để xác lập cơ sở khoa học cho việc hoạch đònh công tác thăm dò và khai thác tiếp theo ở bể trầm tích này. 2. Lòch sử nghiên cứu thăm dò và khai thác dầu khí Dựa vào tính chất, đặc điểm và kết quả công tác của từng thời kỳ, lòch sử thăm dò và nghiên cứu đòa chất - đòa vật lý ở đây được chia làm 4 giai đoạn. 2.1. Giai đoạn trước năm 1975 Từ năm 1975 trở về trước, công tác khảo sát khu vực và tìm kiếm dầu khí được nhiều công ty, nhà thầu triển khai trên toàn thềm lục đòa phía Nam nói chung và 1. Giới thiệu 314 Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam toàn bể Nam Côn Sơn nói riêng. Các dạng công tác này do các công ty thăm dò Mỹ và Anh thực hiện như Mandrell, Mobil Kaiyo, Pecten, Esso, Union Texas, Sun Marathon, Sunning Dale. Các nhà thầu đã thu nổ hàng nghìn km đòa chấn 2D với mạng lưới tuyến 4x4 km đến khu vực. Với mức độ nghiên cứu đó và dựa vào tài liệu nhận được, các công ty kể trên đã tiến hành minh giải tài liệu đòa chấn, xây dựng được một số bản đồ đẳng thời tỷ lệ 1/100.000 cho các lô riêng và tỷ lệ 1/50.000 cho một số cấu tạo triển vọng. Song do mật độ khảo sát còn thấp nên độ chính xác của các bản đồ chưa cao. Trên cơ sở các kết quả nghiên cứu đạt được cuối năm 1974 đầu năm 1975, công ty Pecten và Mobil đã tiến hành khoan 5 Hình 10.1. Sơ đồ vò trí bể trầm tích Nam Côn Sơn 1 3 1 1 3 2 1 3 3 1 3 5 0 6 1 3 6 0 7 2 2 2 7 2 6 2 5 1 7 1 6 - 2 0 3 0 4 - 1 0 4 - 2 0 9 - 2 R å N G 0 9 - 3 1 0 0 4 - 3 0 5 - 1 0 5 - 1 b 0 5 - 1 c 0 5 - 1 a 0 5 - 3 0 5 - 2 1 1 - 1 1 1 - 2 1 8 1 9 2 0 1 2 E 2 1 1 2 W 2 8 2 9 1 4 1 3 1 3 4 - 1 §¹I HïNG §−êng èng dÉn khÝ NCS Má dÇu Má khÝ 10700’E o 107 00’ E o 108 00’ E o 109 00’ E o 700’n o 800’n o 9 00’ n o 900’n o 8 00’ n o 7 00’ N o 10900’E o 1080 0’E o 28-A-1X(79) 29-A-1X(79) 22-TT-1X(94) AS-1X-(76) AW-1X(76 ) H-1X(74) 12-A-1X(79) DUA-1X(74) 12-B-1X(79) DUA-2X(74) AD-1X(71) ARCA-1X(78) AM-1X(74) 06-A-1X(91) 06-LT-2X 06-HDB-1X(93) 06-D-1X(91) 05-3-MT-1X 05-2-B-1X(94) 05-2-HT-1X(95) 05-2-HT-2X(96) 05-2-NT-1AX(94) 05-2-CKT-1X(95) 05-3-TT- 1RX(95) 06-LD-1X(93) 06-HDN-1X(93) LAN T¢Y LAN §á 23-AO-1X(94) 21-S-1X(94) 03-PL-1X(93) 17-C-1X(90) WOLF 17-N-1X(91) 17-DD-1X(89) 03-BOS-1X(93) 04-1-SDN-1X(96) 04-2-NB-1X(94) 04-2-HT-1X(95) 04-2-SB-1X(95) 04-1-ST-1X(94) TL-2X NH-1X RVD-1X 12W-HH-1X 12C-1X(80) 12W-HA-1X RB-1X TL-1X TLB-1X 11-1-CC-1X 10-TM-1X(94) 10-PM-1X(94) 10-DP-1X(93) 10-BM-1X(94) 11-1-CH-1X(95) 11-1-CPD-1X(94) 20-PH-1X PHOENIX(91) 10-GO-1X Đ Ớ I N  N G N A T U N A Đ Ớ I N  N G C Ơ N S Ơ N V Ù N G T Ư C H Í N H - V Ũ N G M  Y R§-1X RN-1X R§-2X R§T-1X 04-3-BC(95) MIA-1X(75) 04A-1X(79) 04-3-UT-1X(95) 04-B-1X(80) 04-3-DB-1X B ¹ c h h ỉ Ranh giíi bĨ Nam C«n S¬n 315 Chương 10. Bể trầm tích Nam Côn Sơn và tài nguyên dầu khí giếng ở các lô và trên các cấu tạo khác nhau (Mía - 1X, ĐH - 1X, Hồng - 1X, Dừa - 1X và Dừa - 2X), trong đó giếng Dừa-1X đã phát hiện dầu. Kết thúc giai đoạn này đã có 3 báo cáo đánh giá kết quả nghiên cứu chung cho các lô, trong đó quan trọng và đáng chú ý nhất là báo cáo của công ty Mandrell. Trong báo cáo này đã đưa ra 2 bản đồ đẳng thời tầng phản xạ nông và tầng phản xạ móng, các bản đồ dò thường từ và trọng lực tỷ lệ 1/500.000 cho toàn thềm lục đòa Việt Nam. Các bản đồ này phần nào đã thể hiện được đặc điểm hình thái của các đơn vò kiến tạo lớn bậc I và II và cho thấy sự có mặt của lớp phủ trầm tích Kainozoi dày hàng nghìn mét trên thềm lục đòa. Tuy vậy, ở giai đoạn này chưa có một báo cáo tổng hợp nào dù là sơ bộ về đặc điểm cấu trúc, lòch sử phát triển đòa chất cho toàn vùng nói chung cũng như các lô nói riêng. Các số liệu minh giải và các ranh giới tầng phản xạ chuẩn được lựa chọn theo nhiều quan điểm khác nhau trên từng lô, vì vậy gây khó khăn cho công tác tổng hợp toàn bể. 2.2. Giai đoạn 1976 - 1980 Sau khi giải phóng miền Nam nước nhà thống nhất, Tổng cục Dầu khí đã quyết đònh thành lập Công ty Dầu khí Việt Nam II (11-1975), công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí được đẩy mạnh. Các công ty AGIP và BOW VALLEY đã hợp đồng khảo sát tỷ mỉ (14,859 km đòa chấn 2D mạng lưới đến 2x2 km) và khoan thêm 8 giếng khoan (04A - 1X, 04B - 1X, 12A - 1X, 12B - 1X, 12C - 1X, 28A - 1X và 29A - 1X). Trên cơ sở công tác khảo sát đòa chất, đòa vật lý và khoan, các công ty nêu trên đã thành lập một số sơ đồ đẳng thời theo các tầng phản xạ ở các tỷ lệ khác nhau và đã có báo cáo tổng kết. Công ty GECO đã thể hiện quan điểm của mình trong báo cáo “Minh giải đòa chấn và đánh giá tiềm năng dầu khí thềm lục đòa Việt Nam” của Daniel S. và Netleton. Công ty AGIP đã nêu lên một số quan điểm về cấu trúc đòa chất và đánh giá khả năng dầu khí trên các lô 04 và 12. Công ty Dầu khí Nam Việt Nam (Công ty II) đã tiến hành phân tích nghiên cứu và tổng hợp tài liệu đã có, xây dựng được một số sơ đồ đẳng thời và bản đồ cấu tạo tỷ lệ 1/100.000 và 1/50.000 cho các lô và một số cấu tạo phục vụ sản xuất. Dưới sự chỉ đạo kỹ thuật của Ngô Thường San, đã hoàn thành một số phương án công tác đòa vật lý và khoan tìm kiếm, đặc biệt đã hoàn thành báo cáo tổng hợp “Cấu trúc đòa chất và triển vọng dầu khí thềm lục đòa Nam Việt Nam”, đề cập đến nhiều vấn đề lòch sử phát triển đòa chất toàn vùng nói chung và bể Nam Côn Sơn nói riêng, đồng thời cũng nêu lên một số cơ sở đòa chất để đánh giá triển vọng dầu khí toàn vùng nghiên cứu. Song do những điều kiện khách quan, bức tranh chi tiết về cấu trúc đòa chất trong giai đoạn này vẫn chưa được làm sáng tỏ. 2.3. Giai đoạn từ 1981 - 1987 Sự ra đời của Xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro (VSP) là kết quả của hiệp đònh về hữu nghò hợp tác tìm kiếm - thăm dò dầu khí ở thềm lục đòa Nam Việt Nam giữa Liên Xô (cũ) và Việt Nam vào năm 1981 đã mở ra một giai đoạn phát triển mới trong công nghiệp dầu khí Việt Nam. Song cũng cần phải nói rằng vì những lý do khác nhau, công tác đòa chất - đòa vật lý chủ yếu 316 Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam được đầu tư vào bể Cửu Long, còn đối với bể Nam Côn Sơn chỉ có một số diện tích nhất đònh được quan tâm, trong đó có khu vực cấu tạo Đại Hùng (VSP đã tiến hành khoan 3 giếng). Trong giai đoạn này đã có một số báo cáo tổng hợp đòa chất - đòa vật lý được hoàn thành như báo cáo: “Phân vùng kiến tạo các bồn trũng Kainozoi thềm lục đòa Việt Nam” của tác giả Lê Trọng Cán và nnk năm 1985 và báo cáo: “Tổng hợp đòa chất - đòa vật lý, tính trữ lượng dự báo Hydrocarbon và vạch phương hướng công tác tìm kiếm dầu khí trong giai đoạn tiếp theo ở thềm lục đòa Nam Việt Nam” của Hồ Đắc Hoài, Trần Lê Đông 1986 và luận án tiến só khoa học đòa chất khoáng vật của Nguyễn Giao: “Cấu trúc đòa chất và triển vọng dầu khí của các bể trầm tích Đệ Tam vùng biển Đông Việt Nam” năm 1987. 2.4. Giai đoạn từ năm 1988 đến nay Sau khi Nhà nước ban hành Bộ luật Đầu tư Nước ngoài 20 nhà thầu đã ký các hợp đồng triển khai công tác tìm kiếm thăm dò ở bể Nam Côn Sơn. Các nhà thầu đã tiến hành khảo sát 54.779 km đòa chấn 2D và 5.399 km 2 đòa chấn 3D, đã khoan 62 giếng khoan thăm dò và khai thác. Mỏ Đại Hùng đã được đưa vào khai thác từ năm 1994, mỏ khí Lan Tây vào năm 2002 và các mỏ khí Rồng Đôi - Rồng Đôi Tây, Hải Thạch cũng chuẩn bò đưa vào khai thác. Trong công tác tổng hợp các nhà thầu cũng đã có báo cáo lô và báo cáo giếng khoan, song về cơ bản đây cũng chỉ là những báo cáo nhanh phục vụ sản xuất. Về phía Tổng cục Dầu khí Việt Nam (nay là Tổng Công ty Dầu khí Việt Nam) có một số báo cáo nghiên cứu tổng hợp chung cả bể. Đó là báo cáo: “Chính xác hoá cấu trúc đòa chất, đánh giá tiềm năng và đề xuất phương hướng tìm kiếm thăm dò dầu khí ở bể Nam Côn Sơn” của Nguyễn Giao, Nguyễn Trọng Tín và nnk 1990, báo cáo: “Đòa chất dầu khí và tiềm năng Hydrocarbon bể Nam Côn Sơn” của Nguyễn Giao, Nguyễn Trọng Tín, Lê Văn Dung (Viện Dầu Khí) và D.Willmor và nnk (Robertson) 1991, báo cáo: “Đánh giá tiềm năng dầu khí bể Nam Côn Sơn” của Nguyễn Trọng Tín và nnk 1993, báo cáo: “Chính xác hoá cấu trúc đòa chất và trữ lượng dầu khí phần phía Đông bể Nam Côn Sơn” của Nguyễn Trọng Tín và nnk 1995, báo cáo: “Nghiên cứu đánh giá tiềm năng dầu khí phần phía Tây bể Nam Côn Sơn” của Nguyễn Trọng Tín và nnk 1996, báo cáo: “Mô hình hoá bể Nam Côn Sơn” của Nguyễn Thò Dậu và nnk 2000. 3. Các yếu tố cấu trúc và kiến tạo 3.1. Vò trí, giới hạn bể Nam Côn Sơn Bể Nam Côn Sơn phát triển chồng trên các kiến trúc của nền Indochina bò hoạt hoá mạnh mẽ trong Phanerozoi và hoạt hoá magma kiến tạo trong Mesozoi muộn. Cộng ứng với quá trình này ở phía Đông nền Indochina - Vùng biển rìa Đông Việt Nam xảy ra quá trình giãn đáy biển rìa vào Oligocen với trục tách giãn phát triển theo phương đông bắc - tây nam. Quá trình tách, giãn đáy Biển Đông đã đẩy rời xa hai khối vi lục đòa Hoàng Sa, Trường Sa và kiến sinh phá hủy (Taphrogeny) trên vùng thềm lục đòa phía Nam, từ đó phát triển các bể trầm tích Kainozoi tương ứng. Bể Nam Côn Sơn với hai đới trũng sâu: trũng Bắc và trũng 317 Chương 10. Bể trầm tích Nam Côn Sơn và tài nguyên dầu khí Trung tâm có hướng trục sụt lún cùng hướng trục giãn đáy Biển Đông và nằm phù hợp trực tiếp trên phương kéo dài của trục giãn đáy Biển Đông là bằng chứng của sự ảnh hưởng này. Bể Nam Côn Sơn được giới hạn về phía Bắc bởi đới nâng Côn Sơn, phía Tây và phía Nam là đới nâng Khorat - Natuna. Còn ranh giới phía Đông Bắc là khu vực bể Phú Khánh và phía Đông là bể Tư Chính - Vũng Mây. Ở phía Đông Bể Nam Côn Sơn tồn tại hệ đứt gãy được Ngô Thường San (năm 1980) gọi là đứt gãy kinh tuyến 109 o . Đứt gãy này được phát hiện trên các tài liệu đòa chấn ở thềm lục đòa miền Trung và vùng biển Phan Rang. Tại khu vực nghiên cứu, đứt gãy này đóng vai trò ngăn cách giữa thềm và sườn lục đòa hiện đại. Phần đứt gãy kéo dài xuống phía Nam còn chưa đủ tài liệu khẳng đònh, song có lẽ nó còn tiếp tục phát triển rồi nhập vào các hệ đứt gãy chờm nghòch Bắc Palawan. Đới nâng Côn Sơn có dạng một phức nếp lồi phát triển kéo dài theo phương Đông Bắc. Ở phía Tây Nam được gắn liền với đới nâng Khorat - Natuna, nhô cao và lộ ra ở đảo Côn Sơn, sau đó chìm dần ở phạm vi các lô 02, 03, và rồi lại nâng cao ở Cù Lao Dung mà trong chương 9 gọi là đới nâng Phú Q. Đới nâng Côn Sơn chủ yếu cấu tạo bởi các đá xâm nhập và phun trào trung tính, axit thuộc đá núi lửa rìa Đông lục đòa Châu Á tuổi Mesozoi muộn. Đới nâng Khorat - Natuna kéo dài từ Thái Lan qua Tây Nam Việt Nam Borneo theo hướng tây bắc - đông nam và là một bộ phận của lục đòa Sunda cổ. Đới nâng được cấu thành bởi tập hợp các thành tạo lục nguyên tuổi Carbon - Permi, Jura - Creta và các đá biến chất Paleozoi, Mesozoi cũng như các đá magma axit - trung tính tuổi Kainozoi, nằm trong đai núi lửa miền Đông Á. 3.2. Các đơn vò cấu trúc Trên cơ sở các thông số về chiều dày, thành phần và sự phân bố các thành tạo trầm tích cũng như các hệ thống đứt gãy, cấu trúc của bể Nam Côn Sơn được phân chia thành một số đơn vò sau (Hình 10.2): 3.2.1. Đới phân dò phía Tây (C) Đới nằm ở phía Tây bể trên các lô 27, 28, 29 và nửa phần Tây các lô 19, 20, 21, 22. Ranh giới phía Đông của đới được lấy theo hệ đứt gãy Sông Đồng Nai. Đặc trưng cấu trúc của đới là sự sụt nghiêng khu vực về phía Đông theo kiểu xếp chồng do kết quả hoạt động đứt gãy - khối chủ yếu theo hướng bắc - nam, tạo thành các trũng hẹp sâu ở cánh Tây của các đứt gãy, đặc biệt là đứt gãy lớn đi kèm các dải nâng (Hình 10.3). Dựa vào đặc điểm cấu trúc của móng, đới phân dò phía Tây được phân thành 2 đơn vò (phụ đới) có đặc trưng cấu trúc tương đối khác nhau, ranh giới phân chia là đứt gãy Sông Hậu. Phụ đới rìa Tây (C1) Phụ đới này phát triển ở cánh Tây đứt gãy Sông Hậu và tiếp giáp trực tiếp với đới nâng Khorat - Natuna phương á kinh tuyến. Đòa hình móng trước Kainozoi khá bình ổn, tạo đơn nghiêng, đổ dần về phía Đông. Trong các trũng hẹp sâu kề đứt gãy Sông Hậu có khả năng tồn tại đầy đủ lát cắt trầm tích Kainozoi với chiều dày khoảng 3.500 - 4.000m. 318 Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam Hình 10.2. Bản đồ các yếu tố cấu trúc bể Nam Côn Sơn 319 Chương 10. Bể trầm tích Nam Côn Sơn và tài nguyên dầu khí Phụ đới phân dò phía Tây (C2) Nằm giữa hai đứt gãy Sông Hậu và Sông Đồng Nai là phụ đới phân dò phía Tây. Hoạt động đứt gãy ở phụ đới này thể hiện mạnh hơn ở phụ đới Rìa Tây. Ngoài các đứt gãy theo phương kinh tuyến chiếm ưu thế còn phát triển các hệ đứt gãy phương đông bắc - tây nam, đông - tây. Đòa hình móng phân dò phức tạp. Quá trình nâng - sụt dạng khối và phân dò mạnh mẽ. Phụ đới này gồm các trũng hẹp sâu và các dải nâng xen kẽ, trũng sâu nhất 6.000m. Ở nửa phía Đông của phụ đới có mặt đầy đủ lát cắt trầm tích của phức hệ cấu trúc lớp phủ, ngoại trừ trên dải nâng cấu tạo 28a, 29a, ở cánh Đông đứt gãy Sông Hậu vắng mặt trầm tích Oligocen và Miocen dưới. 3.2.2. Đới phân dò chuyển tiếp (B) Đới này có ranh giới phía Tây là đứt gãy Sông Đồng Nai, phía Đông và Đông Bắc là Hình 10.3. Bản đồ cấu trúc bề mặt móng trước Kainozoi bể Nam Côn Sơn 320 Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam hệ đứt gãy Hồng - Tây Mãng Cầu. Ranh giới phía Bắc Tây Bắc được lấy theo đường đẳng sâu móng 1.000m của đới nâng Côn Sơn. Ranh giới phía Nam là khối móng nhô cao (phần cuối của đới nâng Natuna) với độ sâu 1.000 - 1.500m. Đới mang đặc tính cấu trúc chuyển tiếp từ đới phân dò phía Tây kéo sang phía Đông và từ đới nâng Côn Sơn kéo xuống phía Nam. Đới bò chia cắt bởi các hệ đứt gãy phương bắc - nam, đông bắc - tây nam và đông - tây. Đòa hình móng phân dò thể hiện đặc tính sụt lún dạng bậc, sâu dần từ đới nâng Côn Sơn về phía Đông Nam và từ phía Nam (cận Natuna) lên phía Bắc, nơi sâu nhất thuộc vùng tiếp nối của các lô 11-2 với 12- W (khoảng 7.000m xem Hình 10.3). Đới phân dò chuyển tiếp được chia thành 2 đơn vò cấu trúc (phụ đới sau) sau: Phụ đới phân dò phía Bắc (B1) Đây là phần phát triển dọc rìa Đông Nam của đới nâng Côn Sơn, với hệ đứt gãy ưu thế có phương đông bắc - tây nam và á kinh tuyến. Nhìn chung, các đứt gãy có biên độ tăng dần theo vò trí từ Tây sang Đông (từ vài trăm mét đến 1.000 - 2.000m). Đòa hình móng có dạng bậc thang, chìm nhanh về Đông Nam, sâu nhất 6.000m. Phủ trên móng chủ yếu là các trầm tích từ Miocen đến Đệ Tứ. Các trầm tích Oligocen có bề dày không lớn và vắng mặt ở phần Tây, Tây Bắc của phụ đới, nói chung bò vát mỏng nhanh theo hướng từ đông sang tây và đông nam lên tây bắc. Trong phụ đới này đã phát hiện các cấu trúc vòm kề đứt gãy, phương đông bắc - tây nam và thường bò đứt gãy phân cắt thành các khối. Phần Nam của phụ đới có mặt một số cấu tạo hướng vó tuyến. Đòa hình móng thể hiện đặc tính sụt lún từ từ theo hướng tây sang đông và từ bắc xuống nam. Phụ đới cận Natuna (B2) Đặc trưng của phụ đới cậân Natuna là cấu trúc dạng khối, chiều sâu của móng khoảng 5.000m đến 5.500m. Tại đây phát triển hai hệ thống đứt gãy kinh tuyến và á vó tuyến. Trong phụ đới này đã phát hiện nhiều cấu trúc vòm. 3.2.3. Đới sụt phía Đông (A) Gồm diện tích rộng lớn ở trung tâm và phần Đông bể Nam Côn Sơn, với đặc tính kiến tạo sụt lún, đứt gãy hoạt động nhiều pha chiếm ưu thế. Đòa hình móng phân dò mạnh với chiều sâu thay đổi từ 1.400m trên phụ đới nâng Mãng Cầu đến hơn 10.000m ở trung tâm của trũng sâu (Hình 10.3). Mặt khác ở trung tâm các trũng sâu, đặc trưng cấu trúc của móng chưa được xác đònh. Đới sụt phía Đông được phân chia làm 5 đơn vò cấu trúc (phụ đới) sau: Phụ đới Trũng Bắc (A1) Nằm ở giữa phụ đới nâng Mãng Cầu (ở phía Nam) và phụ đới phân dò Bắc (ở phía Tây) là phụ trũng Bắc. Nó phát triển như một trũng giữa đới nâng tới cuối Miocen - giữa đầu Miocen muộn. Ranh giới phía Đông của phụ đới chưa được xác đònh rõ. Phụ đới này được đặc trưng bởi phương cấu trúc và đứt gãy Đông Bắc - Tây Nam có biên độ từ vài trăm đến hơn 1.000m. Các đứt gãy đã chia cắt móng, tạo đòa hình không cân xứng, dốc đứng ở cánh Nam và Tây Nam, thoải dần ở cánh Bắc - Tây Bắc. Bề dày trầm tích Kainozoi thay đổi từ 4.000m đến 10.000m và có mặt đầy đủ các trầm tích từ Eocen - Oligocen đến Đệ Tứ. Trên phần rìa Tây Bắc phụ đới trũng này 321 Chương 10. Bể trầm tích Nam Côn Sơn và tài nguyên dầu khí phát hiện được các cấu trúc vòm nâng kề đứt gãy, còn ở phần phía Đông ngoài các vòm kề áp đứt gãy còn phát hiện được một số nâng dạng vòm. Các cấu trúc vòm nâng đều có độ sâu chôn vùi lớn. Phụ đới nâng Mãng Cầu (A2) Phụ đới nâng Mãng Cầu gồm các lô 04 - 2, 04-3, một phần các lô 05-1a, 10 và 11- 1. Phụ đới nâng Mãng Cầu phát triển kéo dài hướng đông bắc - tây nam dọc hệ thống đứt gãy cùng phương ở phía Bắc. Trong quá trình tiến hoá phụ đới bò chia cắt thành nhiều khối bởi các hệ đứt gãy chủ yếu có phương đông bắc - tây nam và á kinh tuyến. Đòa hình móng phân dò mạnh, biến đổi từ 2.500m ở phía Tây đến 7.000m ở phần rìa Đông phụ đới. Thành phần móng chủ yếu là các thành tạo granit, granodiorit tuổi Mesozoi muộn. Nhiều cấu tạo vòm, bán vòm và thành tạo carbonat phát triển kế thừa trên các khối móng ở đây. Trong suốt quá trình phát triển đòa chất từ Eocen đến Miocen, phụ đới nâng Mãng Cầu đóng vai trò như một dải nâng giữa trũng, ngăn cách giữa hai trũng lớn nhất ở bể Nam Côn Sơn (phụ đới trũng Bắc và phụ đới trũng Trung tâm). Nhưng từ Pliocen đến Đệ Tứ nó tham gia vào quá trình lún chìm khu vực chung của bể - giai đoạn phát triển thềm lục đòa hiện đại. Phụ đới trũng Trung tâm (A3) Phụ đới này nằm giữa 2 phụ đới: phụ đới nâng Dừa (ở phía Nam) và phụ đới nâng Mãng Cầu (ở phía Bắc), chiếm một diện tích rộng lớn gồm các lô 05-1, 05-2, 05-3 và một phần các lô 11, 12-E, 06. Ranh giới phía Đông còn chưa đủ tài liệu để xác đònh cụ thể. Phụ đới trũng Trung tâm phát triển chủ yếu theo phương Đông - Đông Bắc, mở rộng về Đông, thu hẹp dần về Tây. Theo hướng từ Tây sang Đông trũng có dạng lòng máng, trũng có xu hướng chuyển trục lún chìm từ á vó tuyến sang á kinh tuyến. Phụ đới trũng Trung tâm có bề dày trầm tích Kainozoi dày từ 5.000-14.000m và có đầy đủ các trầm tích từ Eocen - Oligocen đến Đệ Tứ. Trên phụ đới này đã phát hiện được nhiều cấu trúc vòm, vòm kề đứt gãy, song độ sâu chôn vùi của các cấu trúc này khá lớn. Ngoài ra, tồn tại nhiều cấu trúc dạng khối đứt gãy, dạng vòm cuốn và dạng hình hoa (Hình 10.4). Phụ đới nâng Dừa (A4) Phụ đới nâng Dừa giữ vai trò ngăn cách giữa phụ đới trũng Trung tâm và phụ đới trũng Nam, phát triển theo hướng đông bắc - tây nam. Trên phụ đới này phát hiện nhiều cấu trúc vòm nâng liên quan đến thành tạo carbonat. Phụ đới trũng Nam (A5) Nằm ở phía Nam, Đông Nam Bể Nam Côn Sơn thuộc diện tích các lô 06, 07, 12-E và 13, phía Tây tiếp giáp với phụ đới cận Natuna. Ranh giới phía Đông chưa xác đònh cụ thể, song có lẽ được lưu thông với trũng phía Tây bể Sarawak. Chiều sâu của móng ở đây thay đổi từ 4.000 đến 6.000m. 3.3. Lòch sử phát triển đòa chất Lòch sử phát triển bể Nam Côn Sơn gắn liền với quá trình tách giãn Biển Đông và có thể được chia làm 3 giai đoạn chính: Giai đoạn trước tách giãn (Paleocen - Eocen), giai đoạn đồng tách giãn (Oligocen - Miocen sớm), giai đoạn sau tách giãn (Miocen giữa - Đệ Tứ, Hình 10.5). [...]... trường về giai đoạn tạo rift của bể Nam Côn Sơn như đã nêu ở chương 4 và 5 quyển sách 4.1 Thành tạo trước Kainozoi này Một số giếng khoan (ĐH-1X, 04-A- Đây là giai đoạn chính thành tạo bể gắn 1X, 0 4-2 -BC-1X, 0 4-3 - B-1X, 1 0- PM-1X, liền với tách giãn Biển Đông Sự mở rộng HONG-1X, 12-Dừa-1X, 12-C-1X, 20-PH- của Biển Đông về phía Đông cùng với hoạt 1X, 28-A-1X, 29-A-1X ) ở bể Nam Côn động tích cực của hệ thống... thác: mỏ dầu khí Đại Hùng, các mỏ lớn nhất phát hiện dầu khí trên thềm lục khí Lan Tây và Lan Đỏ Đang phát triển đòa Việt Nam hiện nay Các phát hiện dầu để đưa vào khai thác các mỏ khí Rồng Đôi khí trong thời gian qua chủ yếu là khí và - Rồng Đôi Tây và Hải Thạch Dầu và khí khí condensat Đặc điểm các loại dầu và được phát hiện trong tất cả các đối tượng: khí thiên nhiên được phát hiện ở bể Nam Móng... 2.940m (GK 06-L -1 X), 337 Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam Hình 10. 17 Sơ đồ trưởng thành của VCHC nóc tầng Miocen hạ bể Nam Côn Sơn nơi sâu nhất 4.779m Đới nông nhất 4.153m Oligocen đang kết thúc pha tạo dầu mạnh (GK 0 4-3 -UT-1X), nơi sâu nhất 5.775m nhất, chủ yếu đang diễn ra pha tạo khí ẩm Độ sâu bắt đầu đới tạo khí khô nơi nông - condensat và pha tạo khí khô Đá mẹ bể nhất 4.764m (lô 0 4-2 ), nơi... và tại tích Oligocen và Miocen dưới ở các lô phân Hình 10. 13 Mặt cắt mức độ trưởng thành vật chất hữu cơ qua các GK theo hướng Đông-Tây 334 Chương 10 Bể trầm tích Nam Côn Sơn và tài nguyên dầu khí Hình 10. 14 Mặt cắt mức độ trưởng thành vật chất hữu cơ qua các GK theo hướng TB-ĐN bố trong vùng rất khác nhau Nếu lấy các các lô 19, 20, 21, 22, 28 và 29 xem Hình lô 10, 11 và 12 để chia bể Nam Côn Sơn 10. 17)... các mẫu có tuổi tương quan giữa no - thơm - hpn, với no - Oligocen với tính trội cơ bản trong dãy C15 thơm chiếm ưu thế Vì vậy, khả năng dầu - C20 cao, còn từ C20 - C30 thấp thể hiện thô ở mỏ Đại Hùng là dầu di cư 339 Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam Hình 10. 19 Dải phân bố N-alkan của chất chiết từ đá mẹ nhóm A bể Nam Côn Sơn Tóm lại trải qua các pha tạo dầu khí, quá trình di cư sản phẩm tới... gốc vật chất hữu cơ loại III là chủ yếu và một ít loại II Hình 10. 9 Biểu đồ môi trường lắng đọng và phân huỷ VCHC trầm tích Miocen dưới các lô Trung tâm và phía Đông bể Nam Côn Sơn 332 Chương 10 Bể trầm tích Nam Côn Sơn và tài nguyên dầu khí Hình 10. 10 Biểu đồ môi trường lắng đọng và phân huỷ VCHC trầm tích Oligocen các lô Trung tâm và phía Đông bể Nam Côn Sơn d Quá trình trưởng thành của vật chất hữu... gãy đều kết thúc hoạt động vào 360m Mặt cắt hệ tầng Cau có thể có nơi cuối Miocen Trong Pliocen - Đệ Tứ phát đến hàng nghìn mét chia làm 3 phần: triển thềm lục đòa, bình đồ cấu trúc không Phần dưới gồm cát kết hạt mòn đến thô 323 Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam Hình 10. 6 Cột đòa tầng tổng hợp bể Nam Côn Sơn 324 Chương 10 Bể trầm tích Nam Côn Sơn và tài nguyên dầu khí đôi khi rất thô hoặc sạn... trầm tích 12C-1X có Pr/nC17 > 2 và Ph/nC18 > 0,4; Miocen dưới ở các lô 0 4-3 , 0 5-3 , 06, 10, giếng khoan 12A-1X có Pr/nC17 > 1,5 và 331 Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam c Dạng Kerogen Ph/nC18 > 0,4) Môi trường phân huỷ vật chất hữu cơ của đá mẹ Oligocen mang tính khử cao hơn trong đá mẹ Miocen dưới Mối quan hệ giữa hai chỉ số HI và Tmax cho thấy dạng đá mẹ Oligocen và Miocen ở bể Nam Côn Sơn có... nhưng thường gặp từ 5 - 10m, độ rỗng đạt tới 1 3-2 4%, chiếm khoảng 60% chiều dày lát cắt Ở diện tích các lô 0 5-2 , 0 5-3 và 06 bằng tài liệu đòa chấn đã phát Hình 10. 25 Mặt cắt đòa chấn qua mỏ Đại Hùng và cấu tạo Thanh Long 344 Chương 10 Bể trầm tích Nam Côn Sơn và tài nguyên dầu khí hiện các turbidit của các dòng chảy cổ, có khả năng là đá chứa tốt tuổi Miocen muộn - Pliocen sớm mét đến vài chục mét, chủ... 0,25 0,95 1,13 - Miocen giữa 80,34 12,35 7,35 7,85 5,96 1,83 0,3 1,03 1,11 328 Miocen dưới 82,98 11,5 5,48 19,69 6,04 2,22 0,31 1,04 1,11 (-) 29 (-) 27 Oligocen - Móng 83,24 10, 47 6,16 15,32 6,75 1,2 0,18 1,04 1,08 - Chương 10 Bể trầm tích Nam Côn Sơn và tài nguyên dầu khí Bảng 10. 2 Thành phần khí bể Nam Côn Sơn Thành phần (Mol%) Lan Tây – Lan Đỏ (lô 06) Rồng Đôi – Rồng Đôi Tây (lô 1 1-2 ) 1,17 1,62 93,87 . §á 23-AO-1X(94) 21-S-1X(94) 03-PL-1X(93) 17-C-1X(90) WOLF 17-N-1X(91) 17-DD-1X(89) 03-BOS-1X(93) 0 4-1 -SDN-1X(96) 0 4-2 -NB-1X(94) 0 4-2 -HT-1X(95) 0 4-2 -SB-1X(95) 0 4-1 -ST-1X(94) TL-2X NH-1X RVD-1X 12W-HH-1X 12C-1X(80) 12W-HA-1X RB-1X TL-1X TLB-1X 1 1-1 -CC-1X 1 0- TM-1X(94) 1 0- PM-1X(94) 1 0- DP-1X(93) 1 0- BM-1X(94) 1 1-1 -CH-1X(95) 1 1-1 -CPD-1X(94) 20-PH-1X PHOENIX(91) 1 0- GO-1X Đ Ớ I . ) H-1X(74) 12-A-1X(79) DUA-1X(74) 12-B-1X(79) DUA-2X(74) AD-1X(71) ARCA-1X(78) AM-1X(74) 06-A-1X(91) 06-LT-2X 06-HDB-1X(93) 06-D-1X(91) 0 5-3 -MT-1X 0 5-2 -B-1X(94) 0 5-2 -HT-1X(95) 0 5-2 -HT-2X(96) 0 5-2 -NT-1AX(94) 0 5-2 -CKT-1X(95) 0 5-3 -TT- 1RX(95) 06-LD-1X(93) 06-HDN-1X(93) LAN. ) H-1X(74) 12-A-1X(79) DUA-1X(74) 12-B-1X(79) DUA-2X(74) AD-1X(71) ARCA-1X(78) AM-1X(74) 06-A-1X(91) 06-LT-2X 06-HDB-1X(93) 06-D-1X(91) 0 5-3 -MT-1X 0 5-2 -B-1X(94) 0 5-2 -HT-1X(95) 0 5-2 -HT-2X(96) 0 5-2 -NT-1AX(94) 0 5-2 -CKT-1X(95) 0 5-3 -TT- 1RX(95) 06-LD-1X(93) 06-HDN-1X(93) LAN T¢Y LAN §á 23-AO-1X(94) 21-S-1X(94) 03-PL-1X(93) 17-C-1X(90) WOLF 17-N-1X(91) 17-DD-1X(89) 03-BOS-1X(93) 0 4-1 -SDN-1X(96) 0 4-2 -NB-1X(94) 0 4-2 -HT-1X(95) 0 4-2 -SB-1X(95) 0 4-1 -ST-1X(94) TL-2X NH-1X RVD-1X 12W-HH-1X 12C-1X(80) 12W-HA-1X RB-1X TL-1X TLB-1X 1 1-1 -CC-1X 1 0- TM-1X(94) 1 0- PM-1X(94) 1 0- DP-1X(93) 1 0- BM-1X(94) 1 1-1 -CH-1X(95) 1 1-1 -CPD-1X(94) 20-PH-1X PHOENIX(91) 1 0- GO-1X Đ Ớ I