Địa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam - Chương 9 pot

Đến nay bể Cửu Long được xem là một bể chứa dầu lớn nhất ở thềm lục địa Việt Nam với các mỏ đang được khai thác như: Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông, Hồng Ngọc, Sư Tử Đen và nhiều mỏ khác đang

Bể trầm tích Cửu Long

và

tài nguyên dầu khí

99

Bể trầm tích Cửu Long nằm chủ yếu

trên thềm lục địa phía Nam Việt Nam và

một phần đất liền thuộc khu vực cửa sông

Cửu Long Bể có hình bầu dục, vồng ra về

phía biển và nằm dọc theo bờ biển Vũng

Tàu - Bình Thuận Bể Cửu Long được xem

là bể trầm tích khép kín điển hình của Việt

Nam Tuy nhiên, nếu tính theo đường đẳng

dày trầm tích 1.000 m thì bể có xu hướng

mở về phía ĐB, phía Biển Đông hiện tại

Bể Cửu Long tiếp giáp với đất liền về phía

Tây Bắc, ngăn cách với bể Nam Côn Sơn

(NCS) bởi đới nâng Côn Sơn, phía Tây

Nam là đới nâng Khorat - Natuna và phía

Đông Bắc là đới cắt trượt Tuy Hòa ngăn

cách với bể Phú Khánh Bể có diện tích

khoảng 36.000 km2, bao gồm các lô: 9, 15,

16, 17 và một phần của các lô: 1, 2, 25 và

31 Bể được bồi lấp chủ yếu bởi trầm tích

lục nguyên Đệ Tam, chiều dày lớn nhất

của chúng tại trung tâm bể có thể đạt tới

7-8 km (Hình 9.1)

Công tác khảo sát địa vật lý tại bể

Cửu Long đã được tiến hành từ thập niên

70 Đến năm 1975 tại giếng khoan sâu tìm

kiếm đầu tiên BH-1X đã phát hiện được

dòng dầu công nghiệp đầu tiên trong cát

kết Miocen dưới Kể từ đó công tác thăm

dò địa chất dầu khí đã được Tổng cục Dầu

khí Việt Nam (nay là Tổng công ty Dầu

khí Việt Nam) quan tâm, triển khai một cách mạnh mẽ, đặc biệt từ khi thành lập

Xí nghiệp Liên doanh Vietsovpetro (VSP), năm 1981 Hầu hết các lô đã chia có chiều dày trầm tích từ khoảng 2.000 m trở lên đều đã và đang được thăm dò và khai thác bởi các công ty dầu theo các dạng hợp đồng ký với nước chủ nhà như: liên doanh (VSP), phân chia sản phẩm (JVPC, Petronas CARIGALI Vietnam, Conoco) hay cùng điều hành (Cửu Long, Hoàng Long, Hoàn Vũ, Lam Sơn, VRJ) Đến nay bể Cửu Long được xem là một bể chứa dầu lớn nhất ở thềm lục địa Việt Nam với các mỏ đang được khai thác như: Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông, Hồng Ngọc, Sư Tử Đen và nhiều mỏ khác đang được thẩm lượng chuẩn bị phát triển như: Sư Tử Vàng, Sư Tử Trắng, Emerald

2 Lịch sử nghiên cứu, tìm kiếm, thăm dò và khai thác dầu khí

Lịch sử tìm kiếm thăm dò dầu khí bể Cửu Long gắn liền với lịch sử tìm kiếm thăm dò dầu khí của thềm lục địa Nam Việt Nam Căn cứ vào quy mô, mốc lịch sử và kết quả thăm dò, lịch sử tìm kiếm thăm dò dầu khí của bể Cửu Long được chia ra thành 4 giai đoạn:

1 Giới thiệu

2.1 Giai đoạn trước năm 1975

Đây là thời kỳ khảo sát địa vật lý khu

vực như từ, trọng lực và địa chấn để phân

chia các lô, chuẩn bị cho công tác đấu thầu,

ký hợp đồng dầu khí

Năm 1967 US Navy Oceanographic

Office đã tiến hành khảo sát từ hàng không

gần khắp lãnh thổ Miền Nam

Năm 1967-1968 hai tàu Ruth và Maria

của Alpine Geophysical Corporation đã

tiến hành đo 19500 km tuyến địa chấn ở

phía Nam Biển Đông trong đó có tuyến cắt

qua bể Cửu Long

Năm 1969 Công ty Ray Geophysical

Mandrel đã tiến hành đo địa vật lý biển

bằng tàu N.V.Robray I ở vùng thềm lục

địa Miền Nam và vùng phía Nam của Biển

Đông với tổng số 3482km tuyến trong đó

có tuyến cắt qua bể Cửu Long

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

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, đảm bảo mạng lưới cỡ 30 km x 50 km, kết hợp giữa các phương pháp từ, trọng lực và hàng không trong đó có tuyến cắt qua bể Cửu Long

Năm 1973-1974 đã đấu thầu trên 11 lô, trong đó có 3 lô thuộc bể Cửu Long là 09,

15 và 16

Năm 1974, công ty Mobil trúng thầu

Hình 9.1 Vị trí bể Cửu Long

trên lô 09 đã tiến hành khảo sát địa vật lý,

chủ yếu là địa chấn phản xạ, có từ và trọng

lực với khối lượng là 3.000 km tuyến Vào

cuối năm 1974 và đầu năm 1975 Công ty

Mobil đã khoan giếng khoan tìm kiếm đầu

tiên trong bể Cửu Long, BH-1X ở phần

đỉnh của cấu tạo Bạch Hổ Kết quả thử

vỉa đối tượng cát kết Miocen dưới ở chiều

sâu 2.755-2.819m đã cho dòng dầu công

nghiệp, lưu lượng dầu đạt 342m3/ngày [36]

Kết quả này đã khẳng định triển vọng và

tiềm năng dầu khí của bể Cửu Long

2.2 Giai đoạn 1975-1979

Năm 1976, Công ty địa vật lý CGG của

Pháp 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 của công

tác khảo sát địa chấn đã xây dựng được các

tầng phản xạ chính: từ CL20 đến CL80 và

khẳng định sự tồn tại của bể Cửu Long với

một mặt cắt trầm tích Đệ Tam dày

Năm 1978 công ty Geco (Na Uy) thu

nổ địa chấn 2D trên lô 10, 09, 16, 19, 20,

21 với tổng số 11.898,5 km và làm chi tiết

trên cấu tạo Bạch Hổ với mạng lưới tuyến

2x2 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

3,5 x 3,5 km trên lô 15 và cấu tạo Cửu Long

(nay là Rạng Đông) Căn cứ vào kết quả

minh giải tài liệu địa chấn này Deminex

đã khoan 4 giếng khoan tìm kiếm trên các

cấu tạo triển vọng nhất Trà Tân

A-1X), Sông Ba B-A-1X), Cửu Long

(15-C-1X) và Đồng Nai (15-G-1X) Kết qủa

khoan các giếng này đều gặp các biểu hiện

dầu khí trong cát kết tuổi Miocen sớm và

Oligocen, nhưng dòng không có ý nghĩa

ra được tập địa chấn B (CL4-1, CL4-2), C (CL5-1), D (CL5-2), E (CL5-3) và F (CL6-2), 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-OΓT-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 để nghiên cứu phần sâu nhất của bể Cửu Long

Trong thời gian này XNLD Vietsovpetro đã khoan 4 giếng trên các cấu tạo Bạch Hổ và Rồng: R-1X, BH-3X, BH-4X, BH-5X và TĐ-1X trên cấu tạo Tam Đảo Trừ 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 từ 2 đối tượng khai thác Miocen, Oligocen dưới của mỏ Bạch Hổ vào năm 1986 và phát hiện ra dầu trong đá móng granit nứt nẻ vào tháng 9 năm 1988

2.4 Giai đoạn 1989 đến nay

Đây là giai đoạn phát triển mạnh mẽ

nhất công tác tìm kiếm, thăm dò và khai

thác dầu khí ở bể Cửu Long 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 Đến cuối năm 2003 đã

có 9 hợp đồng tìm kiếm thăm dò được ký

kết trên các lô: 09-1, 09-2, 09-3, 01&02,

01&02/96, 15-1, 15-2, 16-1, 16-2, 17

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 tỉ mỉ không chỉ phục vụ cho công

tác thăm dò mà cả cho công tác chính xác

mô hình vỉa chứa Khối lượng khảo sát địa

chấn trong giai đoạn này, 2D là 21.408 km

và 3D là 7.340,6 km2 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)

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 riêng Vietsovpetro chiếm trên

70%

Bằng kết quả khoan nhiều phát hiện

dầu khí đã được xác định: Rạng Đông (lô

15.2), Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng, Sư Tử Trắng

(lô 15.1), 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 này có 5 mỏ dầu: Bạch Hổ, Rồng (bao gồm cả Đông Rồng và Đông Nam Rồng), Rạng Đông, Sư Tử Đen, Hồng Ngọc hiện đang được khai thác, với tổng sản lượng khoảng 45.000 tấn/ngày Tổng lượng dầu đã thu hồi từ 5 mỏ từ khi đưa vào khai thác cho đến đầu năm 2005 khoảng 170 triệu tấn

3 Các yếu tố cấu trúc và lịch sử phát triển địa chất

3.1 Các yếu tố cấu trúc

Việc phân chia các đơn vị cấu tạo được dựa trên đặc điểm cấu trúc địa chất của từng khu vực với sự khác biệt về chiều dày trầm tích và thường được giới hạn bởi những đứt gãy hoặc hệ thống đứt gãy có biên độ đáng kể Nếu coi Bể Cửu Long là đơn vị cấu trúc bậc 1 thì cấu trúc bậc 2 của bể bao gồm các đơn vị cấu tạo sau: trũng phân dị Bạc Liêu; trũng phân dị Cà Cối; đới nâng Cửu Long; đới nâng Phú Quý (phần lún chìm kéo dài khối nâng Côn Sơn) và trũng chính bể Cửu Long Ranh giới phân chia các đơn vị cấu tạo được thể hiện trên hình 9.2

Trũng phân dị Bạc Liêu là một trũng

nhỏ nằm ở phần cuối Tây Nam của bể Cửu Long với diện tích khoảng 3600 km2 Gần một nửa diện tích của trũng thuộc lô

31, phần còn lại thuộc phần nước nông và đất liền Trũng có chiều dày trầm tích Đệ Tam không lớn khoảng 3km và bị chia cắt bởi các đứt gãy thuận có phương TB-ĐN Trong trũng có khả năng bắt gặp trầm tích như trong trũng phân dị Cà Cối

Trũng phân dị Cà Cối nằm chủ yếu ở

khu vực cửa sông Hậu có diện tích rất nhỏ

và chiều dày trầm tích không lớn, trên dưới

2000 m Tại đây đã khoan giếng khoan

CL-1X và mở ra hệ tầng Cà Cối Trũng bị phân

cắt bởi các đứt gãy kiến tạo có phương

ĐB-TN, gần như vuông góc với phương của đứt

gãy trong trũng phân dị Bạc Liêu

Đới nâng Cửu Long nằm về phía

Đông của trũng phân dị Bạc Liêu và Cà

Cối, phân tách 2 trũng này với trũng chính

của bể Cửu Long Đới nâng có chiều dày

trầm tích không đáng kể, chủ yếu là trầm

tích hệ tầng Đồng Nai và Biển Đông Đới

nâng không có tiền đề, dấu hiệu dầu khí vì

vậy đã không được nghiên cứu chi tiết và

không xác định sự phát triển các đứt gãy

kiến tạo

Các đơn vị cấu trúc vừa nêu được xem

là rất ít hoặc không có triển vọng dầu khí,

vì vậy chúng ít khi được đề cập đến trong

các công trình nghiên cứu và đôi khi không

được xem như một đơn vị cấu thành của bể Cửu Long

Đới nâng Phú Quý được xem như phần

kéo dài của đới nâng Côn Sơn về phía Đông Bắc, thuộc lô 01 và 02 Đây là đới nâng cổ, có vai trò khép kín và phân tách bể Cửu Long với phần phía Bắc của bể Nam Côn Sơn Tuy nhiên, vào giai đoạn Neogen - Đệ Tứ thì diện tích này lại thuộc phần mở của bể Cửu Long Chiều dày trầm tích thuộc khu vực đới nâng này dao động từ 1.5 đến

2 km Cấu trúc của đới bị ảnh hưởng khá mạnh bởi hoạt động núi lửa, kể cả núi lửa trẻ

Trũng chính bể Cửu Long Đây là phần

lún chìm chính của bể, chiếm tới 3/4diện tích bể, gồm các lô 15, 16 và một phần các lô 01, 02, 09, 17 Theo đường đẳng dày 2

km thì Trũng chính bể Cửu Long thể hiện rõ nét là một bể khép kín có dạng trăng khuyết với vòng cung hướng ra về phía Đông Nam Toàn bộ triển vọng dầu khí

Hình 9.2 Sơ đồ phân vùng kiến tạo Bể Cửu Long

đều tập trung ở trũng này Vì vậy, cấu trúc

của trũng được nghiên cứu khá chi tiết và

được phân chia ra thành các đơn vị cấu trúc

nhỏ hơn như một bể độc lập thực thụ Các

đơn vị cấu tạo bậc 3 gồm: trũng Đông Bắc;

trũng Tây Bạch Hổ; trũng Đông Bạch Hổ;

sườn nghiêng Tây Bắc; sườn nghiêng Đông

Nam; đới nâng Trung Tâm; đới nâng phía

Bắc; đới nâng phía Đông; đới phân dị Đông

Bắc; đới phân dị Tây Nam (Hình 9.3)

Sườn nghiêng Tây Bắc là dải sườn bờ

Tây Bắc của bể kéo dài theo hướng

ĐB-TN, chiều dày trầm tích tăng dần về phía

Tây Nam từ 1 đến 2.5 km Sườn nghiêng

bị cắt xẻ bởi các đứt gãy kiến tạo có hướng

ĐB-TN hoặcTB-ĐN, tạo thành các mũi

nhô Trầm tích Đệ Tam của bể thường có

xu hướng vát nhọn và gá đáy lên móng cổ

granitoid trước Kainozoi

Sườn nghiêng Đông Nam là dải sườn

bờ Đông Nam của bể, tiếp giáp với đới

nâng Côn Sơn Trầm tích của đới này có

xu hướng vát nhọn và gá đáy với chiều dày

dao động từ 1 đến 2.5 km Sườn nghiêng

này cũng bị phức tạp bởi các đứt gãy kiến

tạo có phương ĐB-TN và á vĩ tuyến tạo nên các cấu tạo địa phương như cấu tạo Amethyst, Cá Ông Đôi, Opal, Sói

Trũng Đông Bắc, đây là trũng sâu

nhất, chiều dày trầm tích có thể đạt tới 8

km Trũng có phương kéo dài dọc theo trục chính của bể, nằm kẹp giữa hai đới nâng và chịu khống chế bởi hệ thống các đứt gãy chính hướng ĐB-TN

Trũng Tây Bạch Hổ Trong một số tài

liệu trũng này được ghép chung với trũng Đông Bắc Tuy nhiên, về đặc thù kiến tạo giữa 2 trũng có sự khác biệt đáng kể đặc biệt là phương của các đứt gãy chính Trũng Tây Bạch Hổ bị khống chế bởi các đứt gãy kiến tạo có phương á vĩ tuyến, tạo sự gấp khúc của bể Chiều dày trầm tích của trũng này có thể đạt tới 7.5 km

Trũng Đông Bạch Hổ nằm kẹp giữa

đới nâng Trung Tâm về phía Tây, sườn nghiêng Đông Nam về phía Đ-ĐN và đới nâng Đông Bắc về phía Bắc Trũng có chiều dày trầm tích đạt tới 7 km và là một trong ba trung tâm tách giãn của bể

Đới nâng Trung Tâm là đới nâng nằm Hình 9.3 Mặt cắt ngang trũng chính bể Cửu Long

kẹp giữa hai trũng Đông và Tây Bạch Hổ

và được giới hạn bởi các đứt gãy có biên

độ lớn với hướng đổ chủ yếu về phía Đông

Nam Đới nâng bao gồm các cấu tạo dương

và có liên quan đến những khối nâng cổ của

móng trước Kainozoi như: Bạch Hổ, Rồng

Các cấu tạo bị chi phối không chỉ bởi các

đứt thuận hình thành trong quá trình tách

giãn, mà còn bởi các đứt gãy trượt bằng và

chờm nghịch do ảnh hưởng của sự siết ép

vào Oligocen muộn

Đới nâng phía Tây Bắc nằm về phía

Tây Bắc trũng Đông Bắc và được khống

chế bởi các đứt gãy chính phương ĐB-TN

Về phía TB đới nâng bị ngăn cách với Sườn nghiêng Tây Bắc bởi một địa hào nhỏ có chiều dày trầm tích khoảng 6 km Đới nâng bao gồm cấu tạo Vừng Đông và dải nâng kéo dài về phía Đông Bắc

Đới nâng phía Đông chạy dài theo

hướng ĐB-TN, phía TB ngăn cách với trũng

ĐB bởi hệ thống những đứt gãy có phương

á vĩ tuyến và ĐB-TN, phía ĐN ngăn cách với đới phân dị Đông Bắc bởi võng nhỏ, xem như phần kéo dài của trũng Đông Bạch Hổ về phía ĐB Trên đới nâng đã phát hiện được các cấu tạo dương như: Rạng Đông, Phương Đông và Jade

Hình 9.4 Bản đồ cấu trúc mặt móng Bể Cửu Long

Đới phân dị Đông Bắc (phần đầu Đông

Bắc của bể) nằm kẹp giữa đới nâng Đông

Phú Quý và Sườn nghiêng Tây Bắc Đây là

khu vực có chiều dày trầm tích trung bình

và bị phân dị mạnh bởi các hệ thống đứt

gãy có đường phương TB-ĐN, á kinh tuyến

và á vĩ tuyến tạo thành nhiều địa hào, địa

luỹ nhỏ (theo bề mặt móng) Một số các

cấu tạo dương địa phương đã xác định như:

Hồng Ngọc, Pearl, Turquoise, Diamond,

Agate

Đới phân dị Tây Nam nằm về đầu Tây

Nam của trũng chính Khác với đới phân dị

ĐB, đới này bị phân dị mạnh bởi hệ thống

những đứt gãy với đường phương chủ yếu

là á vĩ tuyến tạo thành những địa hào, địa

luỹ, hoặc bán địa hào, bán địa luỹ xen kẽ

nhau Những cấu tạo có quy mô lớn trong

đới này phải kể đến: Đu Đủ, Tam Đảo, Bà

Đen và Ba Vì

Các cấu tạo địa phương dương bậc 4 là đối tượng tìm kiếm và thăm dò dầu khí chính của bể

3.2 Lịch sử phát triển địa chất

Như đã nêu trong chương 5, bể trầm tích Cửu Long là bể rift nội lục điển hình Bể được hình thành và phát triển trên mặt đá kết tinh trước Kainozoi (thường được gọi là mặt móng) Đặc điểm cấu trúc của bể thể hiện trên bản đồ cấu trúc mặt móng - CL80 (Hình 9.4) Các bản đồ cấu trúc mặt không chỉnh hợp trong Oligocen trên - CL52 (Hình 9.5), nóc Oligocen - CL50 (Hình 9.6) và nóc Miocen dưới - CL40 (Hình 9.7), có thể thấy rõ quá trình phát triển bể

Thời kỳ trước tạo rift Trước Đệ Tam,

đặc biệt từ Jura muộn đến Paleocen là thời gian thành tạo và nâng cao đá móng magma xâm nhập (các thành tạo nằm dưới

Hình 9.5 Bản đồ cấu trúc trong Oligocen trên - CL52 Bể Cửu Long

Hình 9.7 Bản đồ cấu trúc nóc Mioocen dưới- CL40 Bể Cửu Long

Hình 9.6 Bản đồ cấu trúc nóc Oligocen - CL50 Bể Cửu Long

các trầm tích Kainozoi ở bể Cửu Long) Các

đá này gặp rất phổ biến ở hầu khắp lục địa

Nam Việt Nam Thành phần của đá móng

kết tinh bể Cửu Long được mô tả trong mục

4 của chương này

Do ảnh hưởng của quá trình va mảng

Ấn Độ vào mảng Âu-Á và hình thành đới

hút chìm dọc cung Sunda (50-43.5 triệu

năm) Các thành tạo đá xâm nhập, phun

trào Mesozoi muộn-Kainozoi sớm và trầm

tích cổ trước đó đã trải qua thời kì dài bóc

mòn, giập vỡ khối tảng, căng giãn khu vực

hướng TB-ĐN Sự phát triển các đai mạch

lớn, kéo dài có hướng đông bắc - tây nam

thuộc phức hệ Cù Mông và Phan Rang tuổi

tuyệt đối 60-30 tr.n đã minh chứng cho điều

đó 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 Chính hình

thái địa hình mặt móng này đóng vai trò

khá quan trọng trong việc phát triển trầm

tích lớp phủ kế thừa vào cuối Eocen, đầu

Oligocen

Thời kỳ đồng tạo rift Được khởi đầu

vào cuối Eocen, đầu Oligocen do tác động

của các biến cố kiến tạo vừa nêu với hướng

căng giãn chính là TB-ĐN Hàng loạt đứt

gãy hướng ĐB-TN đã được sinh thành do

sụt lún mạnh và căng giãn Các đứt gãy

chính là những đứt gãy dạng gàu xúc,

cắm về ĐN Còn các đứt gãy hướng

ĐB-TN lại do tác động bởi các biến cố kiến

tạo khác Như đã nêu trong chương 4, vào

đầu Kainozoi do sự va mạnh ở góc hội tụ

Tây Tạng giữa các mảng Ấn Độ và Âu-Á

làm vi mảng Indosinia bị thúc trồi xuống

Đông Nam theo các đứt gãy trượt bằng lớn như đứt gãy Sông Hồng, Sông Hậu-Three Pagoda [25, 26], với xu thế trượt trái ở phía Bắc và trượt phải ở phía Nam tạo nên các trũng Đệ Tam trên các đới khâu ven rìa, trong đó có bể Cửu Long Kết quả là đã hình thành các hệ thống đứt gãy khác có hướng gần ĐB-TN Như vậy, trong bể Cửu Long bên cạnh hướng ĐB-TN còn có các hệ đứt gãy có hướng cận kề chúng

Trong Oligocen giãn đáy biển theo hướng B-N tạo Biển Đông bắt đầu từ 32tr năm Trục giãn đáy biển phát triển lấn dần xuống TN và đổi hướng từ Đ-T sang ĐB-

TN 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

Do các hoạt động kiến tạo nêu trên, ở bể Cửu Long các đứt gãy chính điển hình là các đứt gãy dạng gàu xúc, phương ĐB - TN cắm về ĐN, một số có hướng Đ - T, nhiều bán địa hào, địa hào cùng hướng phát triển theo các đứt gãy được hình thành Các bán địa hào, địa hào này được lấp đầy nhanh bằng các trầm tích vụn thô, phun trào chủ yếu thành phần bazơ - trung tính và trầm tích trước núi Trong thời gian đầu tạo bể có lẽ do chuyển động sụt lún khối tảng, phân

dị nên tại các đới trũng khác nhau có thể có các thời kì gián đoạn, bào mòn trầm tích khác nhau Do khu vực tích tụ trầm tích và cung cấp trầm tích nằm kế cận nhau nên thành phần trầm tích ở các đới trũng khác nhau có thể khác biệt nhau Đặc điểm phát triển các bề mặt không chỉnh hợp ở thời kì này mang tính địa phương cao và cần được lưu ý khi tiến hành liên kết, đối sánh thạch địa tầng Vào Oligocen sớm, bao quanh và

nằm gá lên các khối nhô móng kết tinh phổ

biến là trầm tích nguồn lục địa - sông ngòi

và đầm hồ, với các tập sét dày đến một vài

chục mét (như trên cấu tạo Sư Tử Trắng và

cánh Đông Bắc mỏ Bạch Hổ)

Quá trình tách giãn tiếp tục phát triển

làm cho bể lún chìm sâu, rộng hơn Các hồ,

trũng trước núi trước đó được mở rộng, sâu

dần và liên thông nhau và có chế độ trầm

tích khá đồng nhất Các tầng trầm tích hồ

dày, phân bố rộng được xếp vào hệ tầng

Trà Tân được thành tạo, mà chủ yếu là sét

giàu vật chất hữu cơ màu nâu, nâu đen tới

đen Các hồ phát triển trong các địa hào

riêng biệt được liên thông nhau, mở rộng

dần và có hướng phát triển kéo dài theo

phương ĐB-TN, đây cũng là phương phát

triển ưu thế của hệ thống đứt gãy mở bể

Các trầm tích thuộc tầng Trà Tân dưới có

diện phân bố hẹp, thường vắng mặt ở phần

rìa bể, phần kề với các khối cao địa lũy và

có dạng nêm điển hình, chúng phát triển

dọc theo các đứt gãy với bề dày thay đổi

nhanh Các trầm tích giàu sét của tầng Trà

Tân giữa được tích tụ sau đó, phân bố rộng

hơn, bao phủ trên hầu khắp các khối cao

trong bể và các vùng cận rìa 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 dương/âm hình hoa, phát sinh

các đứt gãy nghịch ở một số nơi như trên

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 tầng Trà Tân trên

[18]

Các nếp uốn trong trầm tích Oligocen

ở bể Cửu Long được hình thành với bốn cơ chế chính:

1 Nếp uốn gắn với đứt gãy căng giãn phát triển ở cánh sụt của các đứt gãy chính và thường thấy ở rìa các đới trũng

2 Phủ chờm của trầm tích Oligocen lên trên các khối móng cao Đây là đặc điểm phổ biến nhất ở bể Cửu Long, các cấu tạo Rạng Đông, Hồng Ngọc, Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng và Bạch Hổ, Rồng và v.v đều thuộc kiểu này

3 Các cấu tạo hình hoa được thành tạo vào Oligocen muộn và chỉ được phát hiện ở trong các địa hào chính (cấu tạo Gió Đông, Sông Ba (15B) và v.v.)

4 Các nếp lồi, bán lồi gắn với nghịch đảo trầm tích được thành tạo vào cuối Oligocen, được phát hiện ở phía Bắc trũng Trung tâm

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

Thời kỳ sau tạo rift Vào Miocen sớm,

quá trình giãn đáy Biển Đông theo phương TB-ĐN đã yếu đi và nhanh chóng kết thúc vào cuối Miocen sớm (17tr năm), tiếp theo là quá trình nguội lạnh vỏ Trong thời kì đầu Miocen sớm các hoạt động đứt gãy vẫn còn xảy ra yếu và chỉ chấm dứt hoàn toàn từ Miocen giữa - Hiện tại Các trầm tích của thời kì sau rift có đặc điểm chung là: phân bố rộng, không bị biến vị, uốn nếp và gần như 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 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 và tạo nên tầng đánh dấu địa

tầng và 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, bằng

chứng là tầng sét Rotalid chỉ bị bào mòn

từng phần và vẫn duy trì tính phân bố khu

vực của nó

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,

Đông Bắc bể điều kiện ven bờ vẫn tiếp tục

được duy trì [24]

Miocen muộn được đánh dấu bằng sự

lún chìm mạnh ở Biển Đông và phần rìa

của nó, khởi đầu quá trình thành tạo thềm

lục địa hiện đại Đông Việt Nam [24] Núi

lửa hoạt động tích cực ở 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 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

Nam bể và trong môi trường biển nông

trong ở phần Đông Bắc 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

4 Địa tầng và thạch học

Theo tài liệu khoan, địa tầng được mở

ra của bể Cửu Long gồm đá móng cổ Trước Kainozoi và trầm tích lớp phủ Kainozoi Đặc trưng thạch học - trầm tích, hoá thạch của mỗi phân vị địa tầng được thể hiện tóm tắt trên cột địa tầng tổng hợp của bể (Hình 9.8) Để thuận tiện cho công tác tìm kiếm, thăm dò và khai thác dầu khí các phân

vị địa tầng được đối sánh với các tập địa chấn Các mặt phản xạ địa chấn đều trùng với các ranh giới của các phân vị địa tầng (Hình 9.9)

4.1 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 2 nhóm chính: granit và granodiorit - diorit, ngoài ra còn gặp đá biến chất và các thành tạo núi lửa

So sánh kết quả nghiên cứu các phức hệ magma xâm nhập trên đất liền với đá móng kết tinh ngoài khơi bể Cửu Long, theo đặc trưng thạch học và tuổi tuyệt đối có thể xếp tương đương với 3 phức hệ: Hòn Khoai, Định Quán và Cà Ná [33]

Phức hệ Hòn Khoai có thể được xem

là phức hệ đá magma cổ nhất trong móng của bể Cửu Long, phức hệ có tuổi Trias muộn, tương ứng khoảng 195 đến 250 tr năm Theo tài liệu Địa chất Việt Nam, tập

II các thành tạo magma [5] thì granitoid Hòn Khoai được ghép chung với các thành

Cl1 (A)

Cl2 (BIII)

Cl3 (BII)

Cl4-1 (BI)

Cl4-2 (BI)

Cl5-1 (c)

Cl5-2 (d)

Cl5-3 (e) Cl6-1 (e1)

Cl6-2 (F1)

Cl7

Cl8 (m)

Cl3 (BII)

Cl4-1 (BI)

Cl4-2 (BI)

Cl5-1 (c)

Cl5-2 (d)

Cl5-3 (e) Cl6-1 (e1)

Cl6-2 (F1)

Cl7

Cl8 (m)

tạo magma xâm nhập phức hệ

Ankroet-Định Quán gồm chủ yếu là

amphybol-biotit-diorit, monzonit và adamelit Đá bị

biến đổi, cà nát mạnh Phần lớn các khe

nứt đã bị lấp đầy bởi khoáng vật thứ sinh:

calcit-epidot-zeolit (Hình 9.10a, b) Đá có

thể phân bố chủ yếu ở phần cánh của các

khối nâng móng, như cánh phía Đông Bắc

mỏ Bạch Hổ

Phức hệ Định Quán gặp khá phổ biến

ở nhiều cấu tạo Bạch Hổ (vòm Bắc), Ba

Vì, Tam Đảo và Sói Ở các mỏ Hồng Ngọc,

Rạng Đông, Sư Tử Đen và Sư Tử Vàng (ở

phía Bắc bể), chủ yếu là đá granodiorit, đôi

chỗ gặp monzonit-biotit-thạch anh đa sắc

Đá thuộc loại kiềm vôi, có thành phần axit

vừa phải SiO2 dao động 63-67% Các thành

tạo của phức hệ xâm nhập này có mức độ

giập vỡ và biến đổi cao Hầu hết các khe

nứt đều được lấp đầy bởi các khoáng vật

thứ sinh: calcit, zeolit, thạch anh và clorit Trong đới biến đổi mạnh biotit thường bị clorit hoá (Hình 9.11a, b) Phức hệ Định Quán có tuổi Jura, tuổi tuyệt đối dao động từ 130 đến 155tr năm

Phức hệ Cà Ná là phức hệ magma phát

triển và gặp phổ biến nhất trên toàn bể Cửu Long Phức hệ đặc trưng là granit thuỷ mica và biotit, thuộc loại Natri-Kali, dư nhôm (Al=2.98%), Si (~69%) và ít Ca (Hình 9.12a, b) Đá có tuổi tuyệt đối khoảng 90-100 tr năm, thuộc Jura muộn Các khối granitoid phức hệ magma xâm nhập này thành tạo đồng tạo núi và phân bố dọc theo hướng trục của bể Đá bị dập vỡ, nhưng mức độ biến đổi thứ sinh yếu hơn so với hai phức hệ vừa nêu

Trong mặt cắt đá magma xâm nhập đã biết thường gặp các đai mạch có thành phần thạch học khác nhau từ axit đến trung Hình 9.9 Mặt cắt địa chấn dọc khối nâng Trung tâm - mỏ Rồng và Bạch Hổ

tính - bazơ, bazơ và thạch anh (Hình 9.13)

Tại một số nơi, như khu vực mỏ Rồng còn

gặp đá biến chất nhiệt động kiểu paragneis

hoặc orthogneis Các đá này thường có mức

độ giập vỡ và biến đổi kém hơn so với đá

xâm nhập

4.2 Trầm tích Kainozoi

Nằm bất chỉnh hợp trên mặt đá móng

kết tinh bào mòn và phong hoá là thành tạo Kainozoi hoặc núi lửa

Địa tầng được mô tả từ dưới lên, nghĩa là từ cổ đến trẻ và được trình bày trong các công trình khoa học đã công bố [4, 5, 6] và trong chương 6

PALEOGEN

Eocen

Hình 9.11a,b Ảûnh đá diorit Định Quán mẫu lõi GK BH1201, độ sâu 4.014m (a)

và mẫu lát mỏng GK BH11 (b) tại độ sâu 5.387.4m

Hình 9.12a,b Granit biotit Cà Ná mẫu lõi GK BH1113, độ sâu 3.886,4m (a) và mẫu lát mỏng granit 2 mica

GK BH448 (b) tại độ sâu 4.307,1m

Hệ tầng này được phát hiện tại giếng

khoan CL-1X 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-clorit-sericit Trầm tích có mầu 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,Triporopollenites,T

rudopollis, Plicapolis, Jussiena, v.v thuộc

nhóm thực vật khô cạn thường phổ biến

trong Eocen Mặt cắt của hệ tầng được xếp

tương ứng với tập CL7 của tài liệu địa chấn

Chiều dày hệ tầng có thể đạt tới 600m

Oligocen dưới

Hệ tầng Trà Cú đã xác lập ở giếng

khoan (GK) Cửu Long-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 Tử Trắng có thể đạt tới 500 m Liên kết với tài liệu địa chấn thì hệ tầng nằm giữa mặt phản xạ địa chấn (mặt không chỉnh hợp góc) CL60 và CL70, thường là mặt phản xạ móng kết tinh CL80, thuộc tập địa chấn CL6 Tuổi của hệ tầng theo phức hệ bào

tử phấn (Oculopollis, Magnastriatites) được

xác định là Paleogen, Oligocen sớm

Theo đặc trưng tướng đá hệ tầng được chia thành 2 phần: trên và dưới Phần trên chủ yếu là các thành tạo mịn còn phần dưới là thành tạo thô Giữa 2 phần là ranh giới chỉnh hợp tương ứng với mặt phản xạ địa chấn CL61

Hệ tầng Trà Cú có tiềm năng chứa và sinh dầu khí khá cao [9] Các vỉa cát kết của hệ tầng là các vỉa chứa dầu khí chủ yếu trên mỏ Đông Nam Rồng, Sư Tử Trắng và là đối tượng khai thác thứ hai sau móng nứt nẻ trên mỏ Bạch Hổ (Hình 9.14)

Chiều dày của hệ tầng dao động từ 0 đến 800 m

Oligocen trên

Hệ tầng Trà Tân được xác lập ở GK 15A-1X

Hình 9.13 Ảnh đá andesit diabas porphyrit trong

GK R14 tại độ sâu 2.803m

Hình 9.14 Cát kết tập cơ sở của Oligocen dưới GK

R8, độ sâu 3.520,4m

Đá của hệ tầng Trà Tân đôi chỗ nằm

bất 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 đậm, 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% (phổ

biến khoảng 50%), đôi nơi có xen các lớp

mỏng đá vôi, than Phần dưới gồm chủ yếu

là cát kết hạt mịn đến thô, đôi chỗ sạn, cuội

kết, xen sét kết nâu đậm, nâu đen, bột kết,

tỷ lệ cát/sét thay đổi trong khoảng rộng từ

20-50% Các trầm tích của hệ tầng được

tích tụ chủ yếu trong môi trường đồng bằng

sông, aluvi - đồng bằng ven bờ và hồ Các

thành tạo núi lửa tìm thấy ở nhiều giếng

khoan thuộc các vùng Bạch Hổ, Bà Đen,

Ba Vì, đặc biệt ở khu vực lô 01 thuộc phía

Bắc đới Trung tâm với thành phần chủ yếu

là andesit, andesit-basalt, gabrodiabas với

bề dày từ vài mét đến 100m (Hình 9.15)

Liên kết với tài liệu địa chấn cho thấy

nóc hệ tầng Trà Tân tương ứng tập địa chấn

CL50 và 3 phần mặt cắt ứng với ba tập

địa chấn CL5-3 (phần dưới), CL5-2 (phần

giữa) và CL5-1 (phần trên) Ranh giới giữa

các tập địa chấn nêu trên đều là bất chỉnh

hợp Theo tài liệu địa chấn, bề dày của tập CL5-3 thay đổi từ 0 - 2.000m, thường trong khoảng 200 - 1.000m; Tập CL5-2 từ 0m đến hơn 1.000m (thường trong khoảng 400

- 1.000m); Tập CL5-1 từ 0m tới hơn 400m (thường trong khoảng 200 - 400m)

Sét kết của hệ tầng Trà Tân có hàm lượng và chất lượng vật chất hữu cơ cao đến rất cao đặc biệt là tầng Trà Tân giữa, chúng là những tầng sinh dầu khí tốt ở bể Cửu Long đồng thời là tầng chắn tốt cho tầng đá móng granit nứt nẻ Tuy tầng cát kết nằm xen kẹp có chất lượng thấm, rỗng và độ liên tục thay đổi từ kém đến tốt, nhưng cũng là đối tượng tìm kiếm đáng lưu

ý ở bể Cửu Long

Trong mặt cắt hệ tầng đã gặp những

hoá thạch bào tử phấn: F Trilobata,

Verutricolporites, Cicatricosiporites, xác

định tuổi Oligocen muộn, nhưng cũng có tác giả cho rằng các thành tạo hệ tầng Trà Tân còn có cả yếu tố Oligocen giữa

NEOGEN

Miocen dưới

Hệ tầng Bạch Hổ được xác lập ở giếng khoan BH-1X

Hệ tầng Bạch Hổ có thể chia thành hai phần: Phần trên gồm chủ yếu là sét kết

Hình 9.15a,b Đá Gabro diabas trong GK R8 tại độ sâu 3215m (a) và lát mỏng đá basalt porphyrit,

độ sâu 3.328,5m, GK R4

màu xám, xám xanh xen kẽ với cát kết và

bột kết, tỷ lệ cát, bột kết tăng dần xuống

dưới (đến 50%) Phần trên cùng của mặt

cắt là tầng “sét kết Rotalid” bao phủ toàn

bể, chiều dày thay đổi trong khoảng từ 50m

đến 150m Phần dưới gồm chủ yếu là cát

kết, bột kết (chiếm trên 60%), xen với các

lớp sét kết màu xám, vàng, đỏ Các trầm

tích của hệ tầng được tích tụ trong môi

trường đồng bằng aluvi - đồng bằng ven bờ

ở phần dưới, chuyển dần lên đồng bằng ven

bờ - biển nông ở phần trên Đá núi lửa đã

được phát hiện thấy ở nhiều giếng khoan

thuộc lô 01 ở phía Bắc bể, chủ yếu là basalt

và tuf basalt, bề dày từ vài chục mét đến

250m Hệ tầng Bạch Hổ có chiều dày thay

đổi từ 100 - 1.500m (chủ yếu trong khoảng

từ 400 - 1.000m) Các trầm tích của hệ tầng

phủ không chỉnh hợp góc trên các trầm tích

của hệ tầng Trà Tân Theo liệu địa chấn

thì hệ tầng này thuộc tập địa chấn CL4-1

và CL4-2, nằm kẹp giữa 2 mặt phản xạ địa

chấn CL40 và CL50

Tầng sét kết chứa Rotalia là tầng đá

chắn khu vực tuyệt vời cho toàn bể Các

vỉa cát xen kẽ nằm trong và ngay dưới tầng

sét kết Rotalia và ở phần trên của phía

dưới mặt cắt có khả năng thấm chứa khá

tốt, chúng là đối tượng tìm kiếm quan trọng

thứ ba ở bể Cửu Long Dầu hiện cũng đang

được khai thác từ các tầng cát này như ở mỏ

Hồng Ngọc, Rạng Đông, Bạch Hổ và sắp

tới là Sư Tử Đen (Hình 9.16)

Trong mặt cắt hệ tầng đã gặp những

hoá thạch bào tử phấn: F levipoli,

Alnipollenites và ít vi cổ sinh Synedra

fondaena Đặc biệt trong phần trên của mặt

cắt hệ tầng này, tập sét màu xám lục gặp

khá phổ biến hoá thạch đặc trưng nhóm

Rotalia: Orbulina universa, Ammonia sp.,

nên chúng được gọi là tập sét Rotalid

Miocen giữa

Hệ tầng Côn Sơn được xác lập ở giếng khoan 15B-1X

Hệ tầng Côn Sơn gồm chủ yếu cát kết hạt thô-trung, bột kết (chiếm đến 75-80%), xen kẽ với các lớp sét kết màu xám, nhiều màu dày 5-15m, đôi nơi có lớp than mỏng Bề dày hệ tầng thay đổi từ 250 - 900m Trầm tích của hệ tầng được thành tạo trong môi trường sông (aluvi) ở phía Tây, đầm lầy - đồng bằng ven bờ ở phía Đông, Đông Bắc Các thành tạo của hệ tầng Côn Sơn phủ không chỉnh hợp góc yếu trên các trầm tích của hệ tầng Bạch Hổ (?) Trầm tích của hệ tầng nằm gần như ngang hoặc uốn nhẹ theo cấu trúc bề mặt nóc hệ tầng Bạch Hổ, nghiêng thoải về Đông và Trung tâm bể, không bị biến vị Liên kết với tài liệu địa chấn mặt cắt hệ tầng thuộc tập địa chấn CL3 nằm kẹp giữa hai mặt phản xạ địa chấn CL30 và CL40 Tuy đá hạt thô của hệ tầng có khả năng thấm, chứa tốt, nhưng chúng lại nằm trên tầng chắn khu vực (sét kết Rotalia) nên hệ tầng này và các hệ tầng

Hình 9.16 Cát kết hạt trung chứa dầu tại GK R8,

độ sâu 2.706,2m

trẻ hơn của bể xem như không có triển vọng

chứa dầu khí

Trong mặt cắt hệ tầng gặp phổ biến các

bào tử phấn: F Meridionalis, Plorschuetzia

levipoli, Acrostichum, Compositea và các

trùng lỗ, rong tảo như hệ tầng Bạch Hổ

Miocen trên

Hệ tầng Đồng Nai được mở ở giếng

khoan 15G-1X

Tuổi của hệ tầng được xác định theo tập

hợp phong phú bào tử và Nannoplakton:

Stenoclaena Palustris Carya, Florschuetzia

Meridionalis, nghèo hoá đá foraminifera

Hệ tầng Đồng Nai chủ yếu là cát hạt trung

xen kẽ với bột và các lớp mỏng sét màu

xám hay nhiều màu, đôi khi gặp các vỉa

carbonat hoặc than mỏng, môi trường trầm

tích đầm lầy - đồng bằng ven bờ ở phần

Tây bể, đồng bằng ven bờ - biển nông ở

phần Đông và Bắc bể Bề dày của hệ tầng

thay đổi trong khoảng từ 500 - 750m Các

trầm tích của hệ tầng nằm gần như ngang,

nghiêng thoải về Đông và không bị biến vị

Liên kết với tài liệu địa chấn thì hệ tầng

Đồng Nai nằm kẹp giữa 2 tầng phản xạ địa

chấn CL20 và CL30, tương ứng với tập địa

chấn CL2

Pliocen - Đệ Tứ

Hệ tầng Biển Đông chủ yếu là cát hạt

trung-mịn với ít lớp mỏng bùn, sét màu

xám nhạt chứa phong phú hóa đá biển

và glauconit thuộc môi trường trầm tích

biển nông, ven bờ, một số nơi có gặp đá

carbonat Chúng phân bố và trải đều khắp

toàn bể, với bề dày khá ổn định trong

khoảng 400 – 700m Trầm tích của hệ tầng

nằm gần như ngang, nghiêng thoải về Đông

và không bị biến vị Liên kết với tài liệu địa chấn thì hệ tầng Biển Đông là tương ứng với tập địa chấn CL1 Trong mặt cắt của hệ tầng gặp khá phổ biến các hoá đá

foraminifera: Pseudorotalia, Globorotalia, Dạng rêu (Bryozoar), Molusca, san hô, rong tảo và bào tử phấn: Dacrydium, Polocarpus

imbricatus

5 Các tích tụ Hydrocarbon

Đến đầu năm 2005 trên toàn bể Cửu Long đã phát hiện được trên 20 cấu tạo có chứa dầu khí, trong đó có 7 phát hiện thương mại Các phát hiện nói trên được thể hiện tại hình 9.17 Trong số những phát hiện như mỏ Rồng đã có sự lẫn lộn giữa khái niệm mỏ và vùng mỏ: Dưới góc độ địa chất công nghệ thì “mỏ Rồng” như đang gọi bao gồm

4 mỏ tương ứng với 4 khu vực: Trung Tâm, Đông Bắc, Đông và Đông Nam Như vậy, số lượng phát hiện công nghiệp sẽ là trên

10

Phần lớn các mỏ phân bố trên khối nâng Trung Tâm và đới phân dị Phía Bắc Tổng số mỏ hiện đang khai thác là 7 với trữ lượng dầu đã khai thác đạt khoảng 170 tr tấn, chiếm khoảng 35% tổng trữ lượng đã phát hiện, tương đương với 15-18% thu hồi dự kiến Đa số những phát hiện trong bể là dầu có lượng khí hoà tan dao động trong khoảng từ 50 đến 200m3/m3 Phát hiện khí condensat lớn nhất là Sư Tử Trắng Ngoài

ra một số vỉa khí tự do, khí condensat cũng đã được phát hiện tại mỏ Đông Bắc Rồng Các mỏ dầu đều thuộc loại nhiều vỉa, trừ mỏ Đông Nam Rồng (chỉ có 1 thân dầu móng) Các thân khoáng nằm phổ biến trong cả 3 play: Miocen dưới, Oligocen (Oligocen trên, Oligocen dưới) và móng

nứt nẻ trước Kainozoi Tuy nhiên dầu trong

tầng móng vẫn là chủ yếu Ví dụ, tại các

mỏ như Đông Nam Rồng, Bạch Hổ, Rạng

Đông, Sư Tử Đen và Sư Tử Vàng trữ lượng

dầu trong móng chiếm từ 70% đến gần

100% trữ lượng toàn mỏ Mỏ dầu Bạch Hổ

là mỏ có quy mô lớn nhất cả về diện tích

cũng như trữ lượng Đây là mỏ được phát

hiện đầu tiên, đặc trưng về dầu trong tầng

móng granitoid nứt nẻ của bể Cửu Long nói

riêng và thế giới nói chung Cho đến nay

sản lượng dầu khai thác từ tầng móng trên

thế giới nói chung là thấp, trừ mỏ Bạch Hổ ở

Việt Nam và mỏ La Paz ở Venezuela (Carl

O., SCharpl, 2000) Phát hiện dầu trong

móng phong hoá và nứt nẻ chẳng những đã

làm thay đổi cơ cấu đối tượng khai thác,

mà còn làm thay đổi quan điểm thăm dò

truyền thống và đã mở ra một đối tượng tìm

kiếm, thăm dò mới đặc biệt ở Việt Nam,

cũng như trong khu vực

Tất cả các phát hiện dầu khí đều gắn

với các cấu tạo dương nằm trong phần lún

chìm sâu của bể với chiều dày trầm tích

trên 2.000m tại phần đỉnh Các cấu tạo này

đều có liên quan đến sự nâng cao của khối

móng, bị chôn vùi trước Oligocen Xung

quanh các khối nhô móng này thường nằm

gá đáy là các trầm tích Oligocen dày và có

thể cả Eocen là những tầng sinh dầu chính

của bể Dầu được sinh ra mạnh mẽ tại các

tầng này vào thời kỳ cuối Miocen rồi dồn

nạp vào bẫy đã được hình thành trước đó

5.1 Đặc điểm các loại dầu, khí và

condensat

Tính chất lý hóa của các loại dầu

Trong phạm vi bể Cửu Long phổ biến là

loại dầu parafin với hàm lượng từ 18% đến

25,3% và hàm lượng lưu huỳnh rất thấp (0,02- 0,15%) thuộc loại dầu ngọt Trong các vỉa dầu Miocen và Oligocen trên thường thấy hàm lượng nhựa tăng cao (11-13,4%), asphalten cũng cao (1,29-2,62%) Tỷ trọng thuộc loại trung bình và nặng γ=0,86-0,92 g/cm3 Trong các vỉa dầu ở Oligocen dưới và móng nhựa thường ít hơn (6,5-8,6%) và ít asphalten hơn (0,65-1,28%), tỷ trọng thường nhỏ thuộc loại dầu nhẹ (γ= 0,82 – 0,83 g/cm3) Trong các vỉa dầu Miocen dưới, Oligocen trên hàm lượng lưu huỳnh tuy thấp, song vẫn cao hơn so với các vỉa dầu ở Oligocen dưới và móng Ngược lại, tỷ số HC saturat/HC aromat lại thấp chỉ đạt 7,36 - 8,53, trong khi đó ở các tầng dưới tỷ lệ này đạt 10,12-14,10 (Bảng 9.1)

Hàm lượng vi nguyên tố trong dầu (V),

Ni rất thấp: V = 0,08-3,55 ppm, Ni = 2,5- 3,6 ppm, rất ít khi đạt 26,96 ppm Các giá trị lớn thường gặp ở dầu được sinh ra ở mức độ biến chất thấp của VCHC Các đặc điểm nêu trên cho thấy VCHC sinh ra dầu

đa phần được trầm đọng ở vùng cửa sông, chuyển tiếp (nước lợ) có xen vật liệu than paralic và vùng biển nông (biển mở) (Hình 9.18) và không có VCHC trong đá carbonat (Hình 9.19)

Các kết quả xác định đồng vị carbon trong dầu Bạch Hổ bởi chuyên gia người Anh (Warden P.C.) vào năm 1989, Viện TaTnipineft, năm 1992 và trường Tổng hợp Dầu Khí mang tên Gubkin I.M, năm

1990 và 1994 cho thấy giá trị δ13C dao động trong khoảng từ 25 đến 31,50/00 Như vậy các giá trị đồng vị của dầu, cũng như các thành phần nhóm của chúng chứng tỏ dầu

ở mỏ Bạch Hổ và có thể ở toàn bộ bể Cửu Long cũng có các giá trị tương tự, phù hợp

với VCHC có nguồn gốc vi khuẩn, rong

tảo, cỏ biển và một phần nhỏ thực vật trên

cạn [9]

Nói chung, các vỉa dầu của bể Cửu Long

được tích tụ với áp suất bão hòa thuộc loại

trung bình đạt từ 16 đến 24 MPa, rất ít khi

đạt 29,0 - 30,0 MPa Hàm lượng khí thường

từ 40 m3 đến 200m3 ít khi đạt tới 300 m3/m3

dầu hoặc cao hơn Hệ số nén thường đạt

1.8-2.6 E-6/MPa

Nguồn gốc dầu

Khi nghiên cứu các chỉ số sinh học

(biomarker) cho thấy các vỉa dầu trong

Miocen dưới và Oligocen trên liên quan tới

tính biển nhiều hơn, có lẽ liên quan tới đá

mẹ là tầng Oligocen trên Còn các vỉa dầu

Oligocen dưới và móng liên quan tới vùng

chuyển tiếp (nước lợ) cửa sông và đồng

bằng ngập nước có thể liên quan tới tầng

đá mẹ Oligocen dưới - Eocen và phần thấp

(đáy) Oligocen trên

Chỉ tiêu B1 có giá trị giao động từ 123,9 đến 956,3 trung bình 406,22 Chỉ tiêu M4 cũng có giá trị cao trong dầu Miocen dưới 33 - 54 trung bình 40,23 còn trong dầu Oligocen và móng đạt 80 - 235, trung bình phổ biến là 98 Chỉ tiêu S8 trong dầu Oligocen và móng đạt giá trị lớn 48 - 227,3, trung bình 118 Điều này chứng tỏ dầu trong bể Cửu Long đa phần có nguồn gốc từ VCHC rong tảo và vi khuẩn Các giá trị cao thường thấy trong dầu Oligocen và móng, còn thấp hơn đôi chút thường thấy trong dầu Miocen dưới

Chỉ tiêu H11 (C23tricyclic/C30hopane) có giá trị cao trong tất cả các loại dầu (105,3-125) phản ánh VCHC được trầm lắng trong môi trường có muối

Chỉ tiêu Pr/Ph thường có giá trị 1,6-2,3 Các chỉ tiêu B1, M4, S8, H11 đều có giá

Hång Ngäc

S− Tư §en S− Tư Vμng S− Tư Tr¾ng

Bμ §en

Võng§«ng

Ph−¬ng §«ng R¹ng §«ng

Ba V×

B¹ch Hỉ

§«ng Nam Rång Sãi

Nam Rång

§«ng Rång Rång chÝnh V¶i ThiỊu Cam

Tam §¶o

C¸ Ngõ

Amethyst TN

Ghichĩ

Ph¸t hiƯn dÇu th−¬ng m¹i

Ph¸t hiƯn dÇu kh«ng th−¬ng m¹i

Ph¸t hiƯn khÝ th−¬ng m¹i Ph¸t hiƯn dÇu cËn th−¬ng m¹i

Hång Ngäc

S− Tư §en S− Tư Vμng S− Tư Tr¾ng

Bμ §en

Võng§«ng

Ph−¬ng §«ng R¹ng §«ng

Ba V×

B¹ch Hỉ

§«ng Nam Rång Sãi

Nam Rång

§«ng Rång Rång chÝnh V¶i ThiỊu Cam

Tam §¶o

C¸ Ngõ

Amethyst TN

Ghichĩ

Ph¸t hiƯn dÇu th−¬ng m¹i

Ph¸t hiƯn dÇu kh«ng th−¬ng m¹i

Ph¸t hiƯn khÝ th−¬ng m¹i Ph¸t hiƯn dÇu cËn th−¬ng m¹i

Hình 9.17 Các phát hiện dầu khí bể Cửu Long

trị tương tự như trong kerogen, đặc biệt rất

gần gũi với kerogen của trầm tích Oligocen

dưới - Eocen và phần đáy của Oligocen

trên, chúng đều phản ánh dầu được sinh ra

từ VCHC được tích lũy ở vùng chuyển tiếp

tức là vùng nước lợ, cửa sông, biển nông,

nơi rất phát triển rong tảo, cỏ biển và vi

khuẩn

Tuy nhiên chỉ tiêu H15 = Oleanane/

C30hopane có giá trị nhỏ (H15 =

10,8-16,98) Điều này, cũng chỉ ra có sự có mặt

của VCHC thực vật bậc cao

Trong dầu Miocen dưới và Oligocen

trên thường gặp chỉ tiêu H6 = Ts/(Ts+Tm)

với giá trị trung bình: 0,4 - 0,6 và chỉ tiêu

MPI-1: 0,45 - 0,68 Còn trong dầu Oligocen

dưới và móng H6: 0,6 - 1,13 còn MPI-1:

0,7 - 1,25 Điều này chứng tỏ dầu trong

Oligocen dưới và móng được sinh ra trong

điều kiện biến chất cao hơn

Khi xem xét các chỉ tiêu B1, H11, S8 và

đặc biệt CPI-1, MPI-1 và H6 giữa kerogen

trong đá và dầu cho thấy ở một số lô như

15-1, lô 17 chúng có giá trị trong đá thấp

hơn nhiều so với dầu Phải chăng kerogen ở

các vùng ven rìa của các khối nói trên chưa

rơi vào đới trưởng thành hoặc ở đới trưởng thành sớm Như vậy, dầu được sinh ra ở đới sâu hơn đã di cư và nạp vào các bẫy chứa

ở vùng này

Khi so sánh các chỉ số sinh học giữa dầu và kerogen cho thấy chúng cùng có nguồn gốc Ví dụ Pr/Ph, B1, M4, S8 và H11 trong dầu cũng như trong kerogen đều có các giá trị gần tương tự, đặc biệt ở các lô

09 và phần sâu của các lô 16, 15 Thậm chí chỉ tiêu H15 chỉ ra có sự tham gia, tuy không lớn, của VCHC nguồn gốc thực vật bậc cao trong kerogen cũng như trong dầu Quy luật phân bố các cấu tử C27- C28- C29 sterane trong kerogen cũng tương tự như trong dầu

Đặc điểm khí condensat

Các vỉa condensat gặp ở mỏ Rồng, Rạng Đông, Sư Tử Trắng có tỷ trọng khá thấp 0,76-0,82 g/cm3 Trong đó có một số vỉa bao gồm cả các phân đoạn nhẹ của dầu như ở Đông Bắc Rồng

Lượng HC bão hòa chiếm phần lớn (95

- 98%), lượng nhưa rất nhỏ (<0,68%) và asphalten cũng nhỏ hơn (<0,3%) Chỉ số alkanes đạt cao nhất (81 - 85%), song hệ số

Hình 9.19 Giản đồ phân bố C7 Alkan/Cyclo-Alkan

trong dầu thô bể Cửu Long

Hình 9.18 Giản đồ phân bố cấu tử Steran

C27-C28-C29 trong dầu thô bể Cửu Long

(Δ - ở lô 15-1; • - ở các lô khác)