CHƯƠNG I : KHÁI QUÁT VỀ ĐẶC ĐIỂM ĐIA CHẤT BỒN TRŨNG CỬU LONG
I VỊTRÍ ĐIA LÝ :
Bồn trũng Cửu Long nằm ở phiá Đông Bắc thểm lục điạ Việt Nam, có toạ độ
địa lý : nằm giữa 9°-11° vĩ độ Bắc, 106°30' kinh độ Đông Kéo dài dọc bờ biển Phan Thiết đến sông Hậu (hình 1)
Bồn trũng Cửu Long có diện tích 56.000 km? bao gồm các lô 01, 02, 09, 15-1, 15-2, 16 và 17 Bồn trng được giới hạn bởi đới nâng Côn Sơn ở phía Đông Nam
Phía Tây Nam được ngăn cách với bể trầm tích vịnh Thái Lan bởi khối nâng Korat Phía Tây Bắc nằm trên phần rìa của địa khối Kontum Bồn trững Cửu Long gồm 2
Trang 2Khóa Luận Tốt Nghiệp GVHD : Th.S Bùi Thị Luận
II LỊCH SỬ NGHIÊN CỨU BỒN TRŨNG CỬU LONG :
Lịch sử nghiên cứu bổn trững Cửu Long được chia làm 4 giai đoạn :
1 Giai đoạn trước năm 1975 :
Đây là thời gian hoạt động ổ ạt của các công ty với mục đích là khảo sát
tiểm năng dầu khí trên diện khu vực bằng các phương pháp đia vật lý : từ hàng
không, trọng lực và điạ chấn để chuẩn bị cho công tác đấu thầu các lô
Năm 1967 : U.S Nauy Oceanographic Office tiến hành khảo sát từ hàng
không gần khắp lãnh thổ Việt Nam
Năm 1967-1968 : hai tàu Ruth và Santa Maria của Alping Geophysical
Corporation đã tiến hành đo 19500 km tuyến điạ chấn ở phía Nam biển Đông trong đó có tuyến cắt qua bể Cửu Long
Năm 1969 : công ty Ray Geophysical Mandreel đã tiến hành đo đia vật lý
bằng tàu N.V.Robray I ở vùng thểm luc dia mién Nam và vùng phiá Nam Biển Đông với tổng số 3482 km trong đó có tuyến cắt qua bể Cửu Long
Đầu năm 1970 công ty Ray Geophysical Mandreel lại tiến hành đo đợt hai ở Nam biển Đông và dọc bờ biển 8639 km với mạng lưới 30kmx50km Kết hợp các phương pháp từ, trọng lực và hàng không trong đó có tuyến cắt qua bể Cửu Long
Năm 1973, xuất hiện các công ty tư bản đấu thầu trên các lô được phân chia
6 thém luc dia Nam Việt Nam, cũng trong thời gian này các công ty trúng thầu
đã tiến hành khảo sát địa chấn phản xạ trên các lô và các diện tích có triển
vọng Những kết quả nghiên cứu địa vật lý đã khẳng định khả năng có dầu của
bổn trũng Cửu Long
Từ năm 1973 — 1974, đấu thầu trên I1 lô, trong đó có 3 lô thuộc bể Cửu Long : 09, 15, 16 Công ty trúng thầu lô 09 là Mobil, đã tiến hành khảo sát điạ vật lý chủ yếu là điạ chấn phản xạ, có từ và trọng lực với khối lượng là 3000 km
Trang 3Vào cuối 1974 đầu 1975, công ty Mobil đã khoan giếng khoan tìm kiếm đầu
tiên trong bổn trũng Cửu Long, BH - 1X, ở phần đỉnh của cấu tạo Bạch Hổ Giếng khoan này gặp dầu ở độ sâu 2755 - 2819m trong lớp cát kết tại cấu tạo
đứt gấy thuộc Miocene Hạ và Oligocene Lần thử vỉa thứ nhất ở độ sâu 2819m đã thu được 430 thùng dầu và 200.000 bộ khối khí ngưng tụ Lần thử vỉa thứ hai ở độ sâu 2755m cho 2400 thùng dầu và 860.000 bộ khối khí trong ngày và đêm
2 Giai đoạn 1975 - 1980 :
Sau ngày miền Nam hoàn toàn giải phóng, tháng 11/1975 Tổng cục Dầu Khí
Việt Nam (tiền thân của Petrovietnam ngày nay) quyết định thành lập Công ty
Dầu Khí Nam Việt Nam Công ty đã tiến hành đánh giá lại triển vọng dầu khí
thêm lục địa Nam Việt Nam nói chung và từng lô nói riêng
Năm 1976, Công ty địa vật lý CGG của Pháp khảo sát 1210,9 km theo các con sông của đồng bằng sông Cửu Long và vùng ven biển Vũng Tàu - Côn
Sơn Kết quả của công tác địa chấn bước đâu đã xác lập được các mặt cắt tram tích khu vực và phát hiện sự tổn tại của các đỉa hào ở phần Tây Nam bổn Cửu
Long
Năm 197§, Cơng ty Geco (Nauy) thu hồi địa chấn 2D trên các lô 10, 09, 16, 19, 20, 21 với tổng số 11898,5km làm rõ chỉ tiết trên cấu tạo Bạch Hổ với mạng
tuyến 2x2km và IxIkm
Trên lô 15 và cấu tạo Cửu Long (nay là mỏ Rạng Đông) Công ty Deminex và Geco đã khảo sát 3221,7km tuyến địa chấn mạng lưới 3,5x3,5km Deminex
cũng đã khoan 4 giếng trên các cấu tạo triển vọng nhất là Trà Tân (15A-IX),
Sông Ba (15B-1X), Cửu Long (15C-1X) và Đồng Nai (15G-1X) song chỉ có biểu
hiện dầu khí chứ không có dòng dầu công nghiệp
Trong thời gian này, Công ty dầu khí II (Petrovietnam II) đã xây dựng một
số cấu tạo theo thời gian tỉ lệ 1/200.000 cho lô 09, 10, 16 và chủ yếu xây dựng
Trang 4Khóa Luận Tốt Nghiệp GVHD : Th.S Bùi Thị Luận
3 Giai đoạn 1980 - 1988 :
Đánh dấu giai đoạn này là sự ra đời Xí nghiệp liên doanh dâu khí
Vietsopetro cùng với các thành tựu của nó Vietsopetro được ra đời thông qua hiệp định hữu nghị hợp tác tìm kiếm thăm đò khai thác dầu khí ở thểm lục địa Nam Việt Nam và Liên Xô Việc ra đời mở ra một trang sử mới cho sự phát triển ngành công nghiệp non trẻ dầu khí Việt Nam
Năm 1980, tàu nghiên cứu POISK (Vietsopetro) đã tiến hành khảo sát
4057km tuyén dia chấn MOP, từ và 3250km tuyến trọng lực trong phạm vi các
lô 09, 15 và 16 Kết quả là chia ra 4 loạt địa chấn C, D, E, F và xây dựng được
một số sơ đồ cấu tạo dị thường từ và trọng lực Bughe
Trên cơ sở tổng hợp tài liệu và các kết quả nghiên cứu trước nay,
Vietsopetro đã tiến hành khoan các giếng khoan tìm kiếm trên cấu tạo Bạch Hổ và Rồng nhằm tìm kiếm thăm đò trong trầm tích tuổi Miocene và Oligocene Sự
nghiên cứu này đã mang lại nhiều thành tựu lớn trong ngành công nghiệp dầu khí Việt Nam :
e_ Thứ nhất: phát hiện dòng dầu công nghiệp trong tầng cát Oligocene và tầng đá
móng nứt nẻ Mà quan trọng trữ lượng dầu ở mỏ Bạch Hổ bồn trũng Cửu Long
chủ yếu là từ đá móng nứt nẻ Đã làm biến đổi quan niệm địa chất trong việc thăm dò tìm kiếm dầu cũng như khai thác ở bổn trũng Cửu Long nói riêng và thêm lục địa Việt Nam nói chung
e_ Thứ hai : mỏ Rồng và Đại Hùng cũng đã đưa vào khai thác thương mại (R-1X,
BH-3X, BH-4X, BH-5X) mặc dù số giếng khoan thăm dò hạn chế ở các cấu tạo
Rồng, Đại Hùng, và Tam Đảo trong thời gian này
4 Giai đoạn 1989 đến nay :
Tháng 12 — 1987 “Luật đầu tư nước ngoài” và tháng 7 — 1993 “Luật dầu khí
Trang 5Đây là giai đoạn hoạt động dâu khí sôi nổi nhất từ trước đến nay trên thểm lục điạ Việt Nam Nhất là ở bổn trũng Cửu Long Các Công ty, Xí nghiệp trong
và ngoài nước đã đẩy mạnh công tác thăm dò, tìm kiếm, khai thác với hàng loạt
hợp đồng được kí kết : PSC, JOC, BGC Trong đó sự tham gia góp vốn của
Petrovietnam đã giữ l vị trí đáng kể và ngày một tăng lên
Qua công tác nghiên cứu, phát triển và thực hiện địa chấn 2D (khối lượng
21408km) và 3D (khối lượng 7340.6km) trên các cấu tạo triển vọng và các mỏ
đã phát hiện ở bổn trũng Cửu Long Đến hết 2003, tổng số giếng thăm dò, thẩm
lượng, và khai thác lên đến 300 giếng Trong đó riêng Vietsopetro chiếm 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, Jade (lô 01), Cá Ngừ Vàng (lô 09.2), Voi Trắng (lô 16.1), Đông Rồng, Đông Nam Rồng (lô 09-1) Trong đó phát hiện 5 mỏ dau : Bạch Hổ, Rồng (bao gồm cả Đông Rồng và Đông Nam Rồng), Rạng Đông, Sư
Tử Đen, Ruby hiện đang được khai thác II ĐẶC ĐIỂM KIẾN TẠO :
Quá trình hình thành Biển Đông nói chung là kết quả hoạt động mảng Ấn đụng mang Âu - Á và hoạt động hút chìm của đới Borneo Bể trầm tích Cửu Long nói
riêng là bể tách giãn nội lục và nằm trong hàng loạt bể được hình thành trong bối cảnh kiến tạo Biển Đông Có thể khái quát lịch sử kiến tạo khu vực với 3 giai đoạn
sau :
Giai đoạn I : giai đoạn hút chìm từ Jura muộn — Creta sớm Giai đoạn 2 : giai đoạn chuyển tiếp từ Creta muộn - Paleocene Giai đoạn 3 : giai đoạn căng giãn khu vực từ Eocene - hiện tại
Giai đoạn 1 và 2 đã tạo nên đai magma Giai đoạn 3 đã tạo bể trầm tích phủ chồng
Trang 6Khóa Luận Tốt Nghiệp GVHD : Th.S Bùi Thị Luận
1) Giai đoạn Jura muộn - Creta sớm :
Giai đoạn đầu tiên này được đánh dấu bằng xâm nhập chủ yếu Diorit (tuổi
tuyệt đối 100 — 130 triệu năm) có thành phần hóa học vôi kiểm điển hình cho
đới hút chìm Sự phân bố rộng khắp các đá phun trào Andezit của hệ tầng là biểu hiện bể mặt đặc trưng của đới hút chìm Vành đai núi cực lớn được hình thành chủ yếu từ các phức hệ xâm nhập và phun trào hoạt động trong thời kì lâu
dài Cấu trúc nén ép được phát triển cùng với hệ thống đứt gãy, khe nứt hướng
Bắc - Nam và Đông - Tây cũng có lẽ được hình thành trong pha này
2) Giai đoạn Creta Muộn - Paleocene :
a Creta muộn :
Giai đoạn 2 bắt đầu từ Creta muộn Các đá Granit, Microgranit và Granit phorphir giàu kali (98 triệu năm trước) và Granit hai mica (80 - 98 triệu năm trước) cùng với các đai mạch vài phun trào Riolit đã phát triển rộng rãi Hoạt
động magma thành phần kiểm chiếm ưu thế, cùng với sự giảm đáng kể hoạt
động magma vôi - kiểm chứng tỏ hoạt động hút chìm đã ngừng Vào cuối pha
này, phần trung tâm đai núi bắt đâu sụp lún mạnh với sự thành tạo các đứt gãy
căng giãn và các đứt gãy trượt bằng đã tạo nên các cao nguyên trong trung tâm đai núi
b Paleocene :
Đới hút chìm ngừng hoạt động và dựng đứng dần vào Paleocene Làm tăng cường quá trình tách giãn trên các rìa Nam Trung Quốc và Nam Việt Nam, làm thay đổi cân bằng lực lôi kéo của quá trình căng giãn khu vực Đai núi lúc này sụp lún Hướng tách giãn Tây Bắc - Đông Nam (vuông góc với đới hút chìm)
có lẽ bắt đầu vào Paleocene Các trầm tích ngoài khơi có tuổi Eocene nhưng
chủ yếu là Oligocene đã khẳng định sự tách giãn bắt đầu từ Paleocene Quá
Trang 7đới hút chìm mới được thành tạo ở phía Nam biển Đông cổ Đới này cắt ngang
qua mang Thái Bình Dương và hút chìm phân vỏ đại dương ở bể biển Đông cổ
Trong thời kì này, hàng loạt đứt gãy hướng Đông Bắc - Tây Nam đã được
thành tạo do sự sụp lún mạnh và căng giãn Các đứt gãy chính là những đứt gãy
thuận trườn thoải, cắm về phía Đông Nam Do kết quả dịch chuyển theo các đứt
gấy này mà các khối thuộc cánh treo của chúng bị phá huỷ và xoay khối mạnh
me
3) Eocene - hiện tại : a Eocene:
Eocene là thời kì khởi đầu quá trình thành tạo bể Cửu Long và Nam Côn
Sơn do tác động của các biến cố kiến tạo nêu trên với hướng căng giãn chính là Tây Bắc - Đông Nam Hướng này cũng bị làm phức tạp bởi các biến cố kiến tạo khác Các đứt gãy trượt bằng thường đồng hành với kiến tạo căng giãn và
chúng có thể hoạt động như những đứt gãy biến dạng được định hướng vuông góc với các đứt gãy căng giãn
b Oligocene :
Trong thời kì Oligocene, đới hút chìm phía Nam bể Biển Đông cổ tiếp tục hoạt động Ứng suất căng giãn ở phía trước đới hút chìm làm đáy bể Biển Đông
cổ tách giãn theo hướng Bắc — Nam và tạo nên Biển Đông (bắt đầu từ 32 triệu năm trước) Trục tách giãn đáy biển phát triển lấn dẫn về Tây Nam và thay đổi hướng từ Đông — Tây sang Tây Nam - Đông Bắc Khối Đông Dương tiếp tục bị
đẩy trồi xuống Đông Nam và tiếp tục xoay phẩi Các quá trình này đã làm tăng
cường các hoạt động tách giãn và đứt gãy ở bể Cửu Long Vào cuối Oligocene,
phần Bắc của bể bị nén ép và gây nên nghịch đảo địa phương trong các trầm
Trang 8Khóa Luận Tốt Nghiệp GVHD : Th.S Bùi Thị Luận
c Miocene sớm :
Tốc độ đẩy trồi xuống Đông Nam cùng với tốc độ xoay phải của khối Đông
Dương chậm lại Quá trình tách giãn đáy biển tiếp tục tạo nên lớp vỏ mới ở
Biển Đông Trong khi đó phần vỏ Biển Đông cổ ở phía Nam lại bị hút chìm
dưới cung đảo Kalimantan Quá trình tách giãn đáy biển theo phương Tây Bắc
— Đông Nam đã nhanh chóng mở rộng xuống Tây Nam và chấm dứt vào cuối
Miocene sớm (17 triệu năm trước) do bể Biển Đông cổ ngừng hoạt động Các quá trình này đã gây ra các hoạt động núi lửa ở một số nơi (vào khoảng 17 triệu năm trước), tái căng giãn, lún chìm ở bể Cửu Long làm cho biển tiến mạnh vào bể trong thời gian cuối Miocene sớm
d Miocene giữa :
Lún chìm khu vực tiếp tục tăng cường đã ảnh hưởng rộng lớn đến các vùng Biển Đông Vào cuối thời kì này có một pha nâng lên, đứt gãy xoay khối và
mực nước đẳng tĩnh toàn câu thấp Ở bể Cửu Long vào thời gian này điều kiện
môi trường lòng sông đã tái thiết lập ở phần trũng Tây Nam, còn ở phần trũng Đông Bắc là môi trường ven bờ
e Miocene muôn - hiện tại :
Thời kì Miocene muộn được đánh dấu bằng sự lún chìm mạnh ở Biển Đông
Pliocene sớm là thời gian biển tiến rộng lớn và có lẽ đây là lân đâu tiên toàn bộ vùng Biển Đông nằm dưới mực nước biển Từ Miocene muộn - hiện tại, bổn
tring Cửu Long hoàn toàn nối với bổn trững Nam Côn Sơn tạo thành một bổn
trũng chung
IV.ĐẶC ĐIỂM CẤU TRÚC :
Trang 9e_ Võng trung tâm Cửu Long
e Võng Nam Cửu Long
e_ Gờ nâng trung tâm
e Võng trung tâm Cửu Long : chiếm một diện tích khá lớn ở phía Tây Bắc lô 09 Móng sụp tới độ sâu 6.5 - 7km Trục của võng kéo dài theo phương vĩ
tuyến sang đến lô 16 Móng sụp tới độ sâu 6.5 — 7km
e Võng Nam Cửu Long : nằm ở lô 09 Móng sụp tới độ sâu 8km Võng có hình ovan, trục của võng kéo dài theo phương Đông Bắc
e Gờ nâng trung tâm : ngăn cách võng trung tâm và võng Nam Cửu Long Gờ nâng được nâng cao với độ sâu của móng khoảng 3km chạy theo phương
Đông Bắc - Tây Nam Đặc trưng cho phương phát triển chung của bình đồ
cấu trúc bổn trũng Tại đây tập trung các mỏ dâu quan trọng như Bạch Hổ,
Rồng, Sói
Nhìn chung bổn trững Cửu Long là một cấu trúc sụp võng không đối xứng có
phương chính là Đông Bắc - Tây Nam Địa hình đá móng có dạng bậc thang và
thoải dần về phía lục địa Sườn Đông Nam của võng sụp có độ dốc lớn đến 40 — 50”, đá móng nhô cao đến độ sâu 1500m
Bồn trũng Cửu Long trải qua các hình thái phát triển bổn khác nhau như : bổn
trững oằn võng (trước Oligocene), bỗn trũng kiểu rift (trong Oligocene), bổn
trũng oằn võng (trong Miocene), bổn trũng thểm lục địa (từ Pliocene đến nay)
Các hình thái bổn này tương ứng với các ứng suất căng giãn vì vậy các đứt gãy trong bổn chủ yếu là các đứt gãy thuận và có thành tạo các dạng địa hào, địa
lũy (hình 2)
Phần lớn các đứt gãy quan trọng trong bổn trũng Cửu Long là đứt gãy thuận
kết thừa từ móng và phát triển đồng sinh với quá trình lắng đọng trầm tích Các
đứt gãy nghịch hiện diện ít do sự nén ép địa phương hoặc nén ép dia tang
Chúng bao gồm hai hệ thống đứt gãy sâu :
Trang 10Khóa Luận Tốt Nghiệp GVHD : Th.S Bùi Thị Luận
e_ Hệ thống theo phương đứt gãy sâu Đông Bắc — Tây Nam tổn tại ở phần biển
của bổn trng, gồm 2 đứt gãy chạy song song Đứt gãy thứ nhất chạy đọc theo rìa biển, đứt gãy thứ 2 chạy dọc theo rìa Tây Bắc khối nâng Côn Sơn Các đứt
gãy này có góc cắm 10 — 15°so với phương thẳng đứng, cắm sâu tới phần dưới lớp Bazan, hướng cắm về phía trung tâm bồn trũng Hai đứt gãy này khống chế
phương của bổn trũng Cửu Long trong quá trình phát triển Ngoài hệ thống đứt
gãy sâu khu vực trong bồn trững Cửu Long còn tổn tại các đứt gãy có độ kéo đài nhỏ hơn
Với các hình thái trên, bổn trững Cửu Long được chia thành 4 yếu tố cấu trúc :
e Phụ bổn trũng Bắc Cửu Long có cấu tạo phức tạp hơn cả, bao gồm các lô 15
— 1, 15 - 2 và phần phía Tây lô 01, 02 Các yếu tố cấu trúc chính theo phương
Đông Bắc - Tây Nam, còn phương Đông Tây thì ít nổi bậc hơn
e_ Phụ bồn trũng Tây Nam Cửu Long với các yếu tố cấu trúc chính có hướng
Đông Tây và sâu dân về phía Đơng
¢ Phu bén trũng Đông Nam Cửu Long được đặc trưng bởi một máng sâu có ranh giới phía Bắc là hệ thống đứt gấy Nam Rạng Đông Ranh giới phía Tây là
hệ thống đứt gãy Bạch Hổ, phía Đông tiếp giáp với một sườn đốc của khối nâng Côn Sơn Tại đây hệ thống đứt gãy phương Đông Tây và phương Bắc Nam ưu
thé
e_ Đới cao trung tâm (hay đới cao Rồng - Bạch Hổ) ngăn cách phụ bổn Tây Bạch Hổ và Đông Bạch Hổ Đới cao này gắn với đới nâng Côn Sơn ở phía Nam,
phát triển theo hướng Bắc —- Đông Bắc và kết thúc ở Bắc mỏ Bạch Hổ Các đứt
Trang 11Đông Nam Tây Bắc yo Ny gt 52> Pho-Đệ Tứ Miocene Giữa Muộn Hình 2 : Mặt cắt địa chắn giản lược qua bên trũng Cửu Long V ĐẶC ĐIỂM ĐỊA TẦNG :
1) Phân đá móng trước Kainozoi :
Đá móng là đá magma toàn tỉnh với các đai mạch Diabaz và Phorphir Bazan
Trachit được đặc trưng bởi mức độ không đồng nhất cao về tính chất vật lý
thạch học như đã phát hiện ở các giếng khoan lô 09 và lô 06 Đá móng ở đây bao gồm các loại Granit biotit, Granodiorit và Alamelit màu sáng, ngoài ra còn có Mozonit thạch anh, Mozodiorit thạch anh và Diorit á kiểm Các đá này tương đương một số phức hệ của lục địa như :
e Phức hệ Hòn Khoai : được phân bố phía Bắc mỏ Bạch Hổ và dự đoán có
khả năng phân bố rộng rãi ở rìa Đông Nam của gờ trung tâm Thành phần thạch học bao gồm Granodiorit, Granit biotit
e Phức hệ Định Quán : phân bố rộng rãi ở khu vực trung tâm mỏ Bạch Hổ và có khả năng phân bố ở địa hình nâng cao nhất thuộc gờ nâng trung tâm của
bồn trũng Cửu Long Các đá phức hệ có sự phân dị chuyển tiếp thành phần từ
Diorit — Diorit thạch anh tới Granodiorit và Granit, trong đó các đá các thành
phần là Granodiorit chiếm phần lớn khối lượng của phức hệ
e Phức hệ Cà Ná : cũng tương tự phức hệ Định Quán, phân bố rộng rãi ở gờ trung tâm và sườn Tây Bắc của gờ Thành phần thạch học bao gồm :Granit sang mau, Granit hai mica, Granit biotit
Trang 12Khóa Luận Tốt Nghiệp GVHD : Th.S Bùi Thị Luận
Do các hoạt động kiến tạo mạnh mẽ trước và trong Kainozoi các cấu tạo bị phá hủy bởi các đứt gãy, kèm theo nứt nẻ đồng thời các hoạt động phun trào Andezit, Bazan đưa lên thâm nhập vào một số đứt gãy và nứt nẻ Tùy theo từng khu vực đá khác nhau mà chúng bị nứt nẻ, phong hoá ở các mức độ khác nhau
Đá móng bị biến đổi bởi quá trình biến đổi thứ sinh ở những mức độ khác
nhau Trong số những khoáng vật biến đổi thứ sinh thì phát triển nhất là canxit, zeolit, kaolinit
Tuổi tuyệt đối của đá móng kết tinh thay đổi từ 245 triệu năm đến 89 triệu
năm Granit tuổi Creta có hang hốc và nứt nẻ cao, góp phân thuận lợi cho việc
dịch chuyển và tích thụ dầu trong đá móng 2 Các trầm tích Kainozoi :
(tham khảo hình cột địa tầng tổng hợp bồn trũng Cửu Long - hình 3)
a) Các thành tạo trâm tích Paleogene : e Tram tich Eocene :
Với tầng cuội, sạn sỏi, cát, xen lẫn với những lớp sét dày được thấy ở giếng khoan Cửu Long Cuội có kích thươc lớn hơn 10cm Thanh phan bao gồm : Granit, Andesit, Gabro, tẩm sét đen Chúng đặc trưng cho trầm tích Molas được tích tụ trong điểu kiện dòng chẩy mạnh, đôi chỗ rất gần nguồn cung cấp Trong
trầm tích này nghèo hóa thạch Các thành tạo này chỉ gặp ở một số giếng khoan ở ngoài khơi bể Cửu Long, tuy nhiên có sự chuyển tướng cũng như môi trường thành tạo
e_ Trâm tích Oligocene :
Theo kết quả nghiên cứu địa chấn, thạch học, địa tầng cho thấy trầm tích
Oligocene của bồn trũng Cửu Long được thành tạo bởi sự lấp nay địa hình cổ,
bao gồm các trầm tích lục nguyên sông hồ, đâm lầy, trầm tích ven biển, chúng
Trang 13có trầm tích Oligocene được phủ bất chỉnh hợp lên các loạt trầm tích tuổi
Eocene
Trâm tích Oligocene được chia thành 2 : điệp Trà Cú - Oligocene hạ và điệp Trà Tân - Oligocene thượng
s* Trâm tích Oligocene hạ - điệp Trà Cú (E; te)
Bao gồm các tập sét kết màu đen, xen kẽ với các lớp cát mịn đến trung
bình, độ lựa chọn tốt gắn kết chủ yếu bởi xi măng kaolinit, lắng đọng trong
môi trường sông hồ, đầm lầy hoặc châu thổ Phần bên trên của trầm tích
Oligocene hạ là lớp sét dày Trên các địa hình nâng cổ thường không gặp hoặc chỉ gặp các lớp sét mỏng thuộc phần trên của Oligocene hạ Chiểu dày
của điệp biến đổi từ 0— 3500m
s* Trầm tích Oligocene thượng - điệp Trà Tân (Ett)
Gồm các trầm tích sông hổ, đầm lây và biển nơng Ngồi ra vào
Oligocene thượng bổn trũng Cửu Long còn chịu ảnh hưởng của các pha hoạt động magma với sự có mặt ở đây các thân đá phun trào Bazan, Andesit
Phần bên dưới cửa trầm tích Oligocene thượng bao gồm xen kẽ các lớp cát
kết hạt mịn và trung, các lớp sét và các tập đá phun trào Bên trên đặc trưng bằng các lớp sét đen dày Ở khu vực đới nâng Côn Sơn, phần trên của mặt
cắt tỉ lệ cát nhiều hơn Chiểu dày điệp này biến đổi từ 100 — 1000m
b) Các thành tạo trầm tich Neogene :
e_ Trâm tích Miocene hạ - điệp Bạch Hồ (NjÍbh) :
Trâm tích Bạch Hổ bắt gặp trong hầu hết giếng khoan đã được khoan ở bổn
tring Cửu Long Trầm tích điệp này nằm bất chỉnh hợp trên các trầm tích cổ hơn Bề mặt của bất chỉnh hợp được phản xạ khá tốt trên các mặt địa chấn Đây
là bể mặt bất chỉnh hợp quan trọng nhất trong địa tầng Kainozoi Dựa trên tài liệu thạch học, cổ sinh, địa vật lý, điệp này được chia thành 3 phụ điệp
Trang 14Khóa Luận Tốt Nghiệp GVHD : Th.S Bùi Thị Luận
Trầm tích của phụ điệp này gồm các lớp cát kết lẫn với các lớp sét kết
và bột kết Càng gần với phần trên của phụ điệp khuynh hướng cát hạt thô
càng rõ Cát kết thạch anh màu xám sáng, hạt độ từ nhỏ đến trung bình, độ lựa chọn trung bình, được gắn kết chủ yếu bằng xi măng sét, kaolinit, lẫn với
ít cacbonat Bột kết màu từ xám đến nâu, xanh đến xanh sẫm, trong phần
dưới chứa nhiều sét Trong phần rìa của bồn trũng Cửu Long, cát chiếm một phần lớn (60%) và giẩm dần ở trung tâm bồn trũng
* Phụ điệp Bạch Hổ giữa (Ni'bh;)
Phan dưới của phụ điệp này là những lớp cát hạt nhỏ lẫn với những lớp bột rất mỏng Phần trên chủ yếu là sét kết và bột kết, đôi chỗ gặp vết than
và glauconite
s* Phụ điệp Bạch Hổ trên (Nj'bh;)
Năm chỉnh hợp trên các trầm tích phụ điệp Bạch Hổ giữa Chủ yếu là sét
kết xanh xám, xám sáng Phần trên cùng của mặt cắt là tầng sét kết Rotalit
có chiều dày 30 — 300m, chủ yếu trong khoảng 50 — 100m, là tầng chắn khu vực tốt cho toàn bể
Trâm tích điệp Bạch Hổ rất giàu bào tử Magnastriatites howardi và phấn
Shorae Trầm tích của điệp có chiểu dày biến đổi từ 500 - 1250m, được thành tạo trong điều kiện nông và ven bờ
e_ Trâm tích Miocene trung - điệp Côn Sơn (Njˆcs)
Trâm tích điệp này phủ rất chỉnh hợp trên trầm tích Miocene hạ, bao gồm sự xen kẽ giữa cát tập cát dày gắn kết kém với các lớp sét vôi màu xanh sẫm, đôi chỗ gặp các lớp than
©_ Trâm tích Miocene thượng - điệp Đông Nai (N cẩn)
Trầm tích được phân bố rộng rãi trên toàn bộ bổn Cửu Long và một phần
của đồng bằng sông Cửu Long trong giếng khoan Cửu Long 1 Trầm tích của
Trang 15sạn kích thướt nhỏ Các thành phần chủ yếu là thạch anh, một ít những mảnh đá biến chất, tuff và những thể pyrite Trong sét đôi chỗ gặp than nâu hoặc
bột xám sáng Phần trên là cát thạch anh với kích thước lớn, độ chọn lọc kém, hạt sắc cạnh Trong cát gặp nhiều mảnh hóa thạch sinh vật, glauconite,
than và đôi khi cả tuff
¢ Trdm tich Pliocene - Đệ Tứ - điệp Biển Đông (NÑ; Qbđ)
Trầm tích của điệp này phủ bất chỉnh hợp lên trầm tích Miocene Trầm
tích của điệp này đánh dấu một giai đoạn mới của sự phát triển trên toàn bộ
trũng Cửu Long, tất cả bổn được bao phủ bởi biển Điệp này được đặc trưng
chủ yếu là cát mầu xanh, trắng, có độ mài mòn trung bình, độ lựa chọn kém,
Trang 16Khóa Luận Tốt Nghiệp GVHD : Th.S Bùi Thị Luận
hình 3 Cột địa tầng tống hợp bồn trũng Cửu Long IS oD as = II vs ak Sons ẻ Giới| Hệ | «6 |z-6 |Điệp| Địa tầngBàdày| Đặc điểm thạch học ot (m) S| Cat bot két mau xam xanh > i Ể 8 w L2 ø_ | Phần trên : sét bột phong phú, trùng lỗ đá Ff S RE dạng và Nannopiankton
8 & § Phần dưới : cát thạch anh thô, xám trắng
8 ø chứa nhiều hóa thạch nhóm Operculina me 3 — S : cát kết hạt nhỏ, bột và sét g 3 $ chứa nhiều hóa thạch ñ r Phần dưới : cát kết xen lẫn sót kết 3 7 == 2 5 8 | Cat két xen kep lới sét kết chứa vôi đôi ụ ấ = chỗ gặp các thấu kính than §|5|Š' |: S °
8 = S5 PI trên : sét kết chứa nhiều hoá thạch
3 5 = —_— § ién nơng Rotalia xen kẽ các lớp bột kết 5 | 6 — a ấ = 3 : cát kết xen lẫn bột kết vừa sét kết z Sét kết, bột két, cát kết xen lẫn nhau & £ Nhiều nơi thầy có xuất hiện đá phun trào ‘i fe < có thành phần khác nhau z r x 3 Gi 3
u ° #4 § Các lớp sét tương đói rắn chắc giàu vật
8 8 5/3 liệu hữu cơ xen kẽ các lớp cát, sỏi kết
y 5 |< 8
£ ao e
w a Cuội, sạn, cát kết cấu tạo dạng khối, phằn|
ầ 3 3 lớp dày, độ chọn lựa kém, gắn kết yếu oO g 3 $ 5 Đá móng nứt nẻ,có thành phần Granite, 8 Granodiorite 5 š w =
FEES cusi,san,soi — EEE] wot va bot két (==) than ES=H 04 phun tra
Trang 17CHƯƠNG II : CƠ SỞ ĐỊA HÓA HỮU CƠ TRONG NGHIÊN CỨU ĐÁ MẸ
IL DAME:
1) Khai niém :
Đá mẹ là loại đá có thành phần thạch học mịn hạt chứa phong phú vật liệu hữu cơ và được chôn vùi trong điều kiện thuận lợi (khử và nghèo oxy) cũng như có bể dày thích hợp (trên 100m) Theo định nghĩa này thì đá mẹ có ba loại : e Đá sét : hạt mịn, được thành tạo trong môi trường nước yên tĩnh và là môi
trường khử do đó thuận lợi cho sự lắng đọng và tích tụ vật chất hữu cơ tạo
dầu khí
¢ Đá silic : là loại do sự lắng đọng của sét silic ở nơi phát triển diatom và radiolaria (trùng tia) với những thành hệ trầm tích biển sâu có khả năng tạo đầu
e_ Đá Cacbonat : liên quan tới bùn vôi, sau khi giải phóng nước tạo thành sét vôi và các ám tiêu san hô chứa nhiều vật liệu hữu cơ
Ngoài ra còn có khái niệm khác : đá mẹ là loại đá đã tích lũy đầy đủ vật chất hữu cơ Đã sinh và đẩy dầu khí với số lượng thương mại Có thể phân cấp đá mẹ như sau :
e_ Đá mẹ tiểm tàng : là loại đá vẫn còn được che đậy với trình độ khoa học kĩ thuật hiện tại chưa khám phá và khai thác được
e Dé me tiểm năng : là loại đá có khả năng sinh dầu khí nhưng chưa đủ trưởng thành về nhiệt độ
e_ Đá mẹ hoạt động : là loại đá có khả năng sinh dâu khí
Trang 18Khóa Luận Tốt Nghiệp GVHD : Th.S Bùi Thị Luận
2) Số lượng vật chất hữu cơ :
Theo tiêu chuẩn địa hóa hữu cơ thì đá mẹ phải chứa một lượng vật chất hữu cơ nào đó và trong các điều kiện biến chất khác nhau chúng sản sinh ra các sản phẩm hữu cơ tương ứng Mỗi giai đoạn biến chất sẽ có lượng vật liệu
hữu cơ hòa tan trong dung môi hữu cơ (Bitum) và phần còn lại không hòa tan trong dung môi hữu cơ hay còn gọi là Kerogen
Trong địa hóa hữu cơ chỉ tiêu điểm chỉ cho lượng vật chất hữu cơ có trong
đá mẹ gọi là %TOC (%Total Organic Carbon - % tổng hàm lượng hữu cơ carbon) Chỉ tiêu này đánh giá đá mẹ với tiều chuẩn sau :
e_ Đối với đá mẹ là đá sét: TOC% = 0,5 ~ 2%, dưới 0,5% không là đá mẹ
e_ Đối với đá mẹ là đá cacbonat : TOC% > 0,25%, dưới 0,25% không là đá
mẹ
3) Loại vật chất hữu cơ :
Chất lượng vật chất hữu cơ căn cứ trên loại vật liệu hữu cơ Mà sinh vật
là yếu tố chính để phân loại vật liệu hữu cơ Dựa trên nguồn gốc cũng như môi
trường sống của chúng thì có 2 loại vật liệu hữu cơ :
e Sapropel : là loại vật liệu được cung cấp từ vi sinh vật (phytonplankton, zooplankton), vi khuẩn và tảo sống trong môi trường nước Loại vật liệu này vô định hình do cấu tạo kém bền vững
e Humic : là loại vật liệu được cung cấp từ thực vật bậc cao trên cạn, có cấu trúc do có cấu tạo bền vững
Thêm vào đó là loại thành phần hóa học hữu cơ có trong cả Sapropel và Humic cũng là một trong các chỉ tiêu đánh giá chất lượng vật liệu hữu cơ
(bảng 1) Thường căn cứ vào 4 loại phổ biến tạo dầu khí : Lipits, Proteins,
Carbohydrates và Lignin :
Trang 19trong nguồn năng lượng dự trữ của sinh vật Còn sáp thì được tạo ra với chức
năng bảo vệ (điển hình ở lá cây) Lipit còn là vật liệu chủ yếu tạo dầu
Proteins : là những polymer có độ trật tự cao được thành tạo từ những amino axit riêng lẻ Và chứa hầu hết hợp phần Nitơ trong sinh vật Proteins cấu
thành nhiều loại vật liệu khác nhau như sợi cơ, tơ, xốp của sinh vật Đặc biệt
quan trọng trong các chu trình sinh khoáng hóa như thành tạo vỏ sò chẳng hạn Proteins chiếm 50% trọng lượng khô của động vật Chúng là nguồn vật
liệu chủ yếu tạo dầu - khí
Carbohydrates : là những polymer của monosaccarit có công thức công bản là C;(H;O); hay còn gọi là các phân tử đường và polymer hữu cơ Đó là thành phần phong phú nhất trong động vật và thực vật Chúng là nguôn năng
lượng và thành tạo các mô thứ yếu của thực vật và một số động vật
Carbohydrates là nguồn vật liệu chủ yếu tạo khí - than
Lignin : là polyphenol được tạo nên từ các phức chất có cấu trúc phức tạp,
bén vững hơn cellulose, do trong cấu trúc của chúng có chứa các vòng
aromatic, rất phổ biến trong các mô thực vật cũng như cấu thành các sợi
quang học ở thực vật Chúng là nguôn vật liệu cơ bản tạo than Hop chat | Proteins | Carbohydrats Lipits Lignin Sinh vat Phytoplankton 23 66 11 0 Diatom 29 63 8 0 Bào tử § 42 50 0 Gỗ thông 1 66 4 29 Lá sỗi 6 52 5 37 Zooplankton 60 22 18 0
Động vật không xương sông 70 20 10
Bảng I : hợp chất hữu cơ trong sinh vat
Trang 20Khóa Luận Tốt Nghiệp GVHD : Th.S Bùi Thị Luận hữu cơ chuyển hóa Phần còn lại là sản phẩm hữu cơ không tan trong dung môi
hữu cơ còn gọi là Kerogen Đây cũng chính là tiễn thân của dầu khí
Dưới kính hiển vi, Kerogen là những mảnh vụn hữu cơ Một vài mảnh vụn thì có kiến trúc Những mảnh vụn có kiến trúc xuất phát từ thực vật như mô, bào tử phấn và tảo chúng được nhóm với nhau tạo thành một đơn vị sinh học gọi là maceral Chính các maceral này quyết định loại Kerogen hay nói cách khác chính là định chất lượng vật liệu hữu cơ
Có 3 nhóm maceral quan trọng : Vitrinite, Exinite, Inertinite
e_ Vitrinite : là loại maceral ưu thế trong nhiều Kerogen va là thành phan chính của than đá Nó có nguồn gốc hoàn toàn từ mô gỗ (Lignin) và thực vật trên cạn cấp cao
e©_ Exinite : là loại maceral dẫn xuất từ tảo, bào tử phấn, phấn hoa và sáp lá cây Exinite thường không chiếm nhiều phần trăm, nhưng nếu có thì
thường liên quan đến môi trường đầm hồ và biển nông
e Inertinite : là loại maceral có nhiều nguồn gốc khác nhau và bị oxy hóa trước khi trầm tủa Nó là thành phần chính trong than củi Inertinite
thường chiếm số lượng thứ yếu trong Kerogen và phong phú chỉ khi vật
liệu hữu cơ tái sinh nhiều lân
Thanh phan còn lại của Kerogen là các mảnh vụn vô định hình dẫn xuất từ động vật Chúng dễ bị phá huỷ cơ học và biến đổi hóa học do vi khuẩn và nấm
Do vậy, các mảnh vụn vô định hình dễ tạo dầu hơn các maceral có kiến trúc bên vững Vật chất vô định hình này cũng có mặt trong nhóm Exinite của các maceral
4) Chất lượng vật chất hữu cơ :
Khi nói đến chất lượng vật chất hữu cơ thì cần quan tâm đến loại vật liệu
hữu cơ như đã trình bày ở trên Mức độ sinh Hydrocacbon, và loại Hydrocacbon
Trang 21Căn cứ vào số lượng các maceral và các mảnh vụn vô định hình trong Kerogen quyết định khả năng tạo Hydrocacbon :
e_ Kerogen có khuynh hướng tạo dầu tốt chứa 65% Exinite và mảnh vụn vô định hình
e Kerogen có khuynh hướng tạo khí lỏng và condensat chứa 35 - 65% Exinite và mảnh vụn vô định hình
e_ Nếu Exinite và mảnh vụn vô định hình ít hơn 35% thì có 2 trường hợp s* Vitrinite chiếm ưu thế : tạo khí khô
s* Inertinite chiếm ưu thế : không tạo dầu
Các hợp phân Kerogen bị khống chế bởi loại maceral và nguồn gốc
polymer sinh học hay hợp chất hữu cơ Mà dâu khí được thành tạo từ các loại
Kerogen Đặc trưng cho sự hiện diện các loại Kerogen thường được biểu diễn
Trang 22Khóa Luận Tốt Nghiệp GVHD : Th.S Bùi Thị Luận Alginites - a ⁄ Exinites nguyên tử H/C Vitrinites Theo Tissot, Bard, và Espitalie, 1980 Inertinites 3.25 7 * 0 041 0.2 0.3 ———————> nguyên tử 0/C
Biểu đồ 1 : thể hiện sự tương quan giữa tỉ số nguyên tử H/C và O/C
Từ các loại Maceral và vật chất vô định hình cũng như nguồn gốc vật liệu,
Kerogen dugc chia lam 4 loai theo Tissot, Bard, Espitalie,1980 :
Loai Kerogen Nguồn gốc Các hợp phần hữu | Khả năng tạo cơ Hydrocacbon
Môi trường tảo |Các hợp phan tao | Tao dau rat tốt
biển, đầm hồ và |của exinite va vai I- Algal than tảo vật liệu hữu cơ vô định hình giàu thành phan Lipits
Phân huỷ ở môi | Các mảnh vụn vô | Tạo đầu tốt trường khử hầu | định hình chủ yếu từ
hết ở môi trường | phytoplankton, biển zooplankton, va sinh
vat bac cao II - Mixed
Marine
Trang 23Các mảnh vụn|Hầu hết từ nhóm |Chủ yếu sinh
trên cạn (lục địa) | Vitrinite, một vài từ | khí (gỗ, nhựa và mô | nhóm Exinite (không
HI~ Coaly thực vật) phải tảo) và sản
phẩm phân huỷ vô
định hình
Than củi hóa | Inertinite,và một vài | Tổ phẩn tra thạch, và vật liệu | sản phẩm phân huỷ | không sinh
IV - Inert (tro) | oxi hóa từ thực dầu, sinh khí
vật trên cạn (lục rất ít
địa)
5 Đô trưởng thành vật liệu hữu cơ :
Sau khi vật liệu hữu cơ bị vùi lấp dưới sâu, chúng vẫn tiếp tục quá trình chuyển hóa để biến thành dầu - khí Đây là quá trình lâu dài, vì để bước vào
giai đoạn thành tạo dầu — khí phải có những nhiệt độ cũng như độ sâu thích hợp cho từng giai đoạn Quá trình này rất quan trọng nó quyết định tạo nên các sản phẩm dầu - khí, được chia làm 3 giai đoạn :
a) Giai đoạn chưa trưởng thành - Diagenesis :
Trầm tích lắng đọng trong môi trường nước, lượng nước lớn (độ rỗng
khoảng §0% trong sét ở độ sâu 5m, tức nước chiếm 60% trọng lượng toàn bộ trầm tích) Độ sâu chôn vùi trong giai đoạn này khoảng vài trăm mét
Giai đoạn này ưu thế không phải là ở áp suất và nhiệt độ mà là hoạt động dữ dội của vi sinh vật cùng phân hủy vật chất hữu cơ Trong đó có nhóm vi sinh
vật phân huỷ vật chất hữu cơ ưa khí thì tổn tại trên lớp trên cùng của trầm tích Nhóm vi sinh vật kị khí khử Sulfat để lấy Oxi cho hoạt động sống của chúng
Đồng thời chúng cũng sinh ra các sản phẩm hóa hoc CO;, HO, CHy, NH3 Hai nhóm vi sinh vật này sau khi chết góp phần cùng sinh khối làm giàu
Trang 24Khóa Luận Tốt Nghiệp GVHD : Th.S Bùi Thị Luận Với tích tụ hàng loạt vật chất hữu cơ thông qua các phản ứng hóa học thì vật chất hữu cơ sẽ chuyển thành Axit Humic Dưới dạng Axit Humic tập trung
sẽ biến thành than theo độ sâu tăng dần (từ than nâu mềm — than nâu cứng >
than đá) Còn dưới dạng phân tán các Axit Humic sẽ chuyển hoá thành dầu
Ở cuối giai đoạn Diagenesis xảy quá trình trùng ngưng vật chất hữu cơ ban đầu và vật chất hữu cơ do vi sinh vật tạo ra thành phân tử lớn hơn gọi là Geopolyme, sau đó biến thành Kerogen
b) Giai đoạn trưởng thành - Catagenesis :
Quá trình lắng đọng trầm tích bên trên sẽ làm trầm tích bên dưới lún sâu
hơn có thể đạt tới 300m-1000m chuyển sang giai đoạn Catagenesis, sâu hơn có
thể đạt tới 2000m Nhiệt độ có thể đạt được 50 - 150°C Áp suất khoảng 300 —
1000 hoặc 1500 bar
Ở độ sâu này, có sự biến đổi nhiệt độ và áp suất đáng kể trong lúc hoạt
động của sinh vật hầu như bị ngưng lại, chúng bị thu hẹp lại thành các bào tử
ngưng hoạt động Vật chất hữu cơ trong giai đoạn này biến đổi mạnh Qua tiến
hóa từ Kerogen sẽ chuyển thành dầu khí
Đặc trưng cho giai đoạn này là vật chất hữu cơ biến đổi mạnh mẽ thành
các cao phân tử và quá trình cracking các cao phân tử này Nên vào đầu giai đoạn một lượng dầu nhỏ được sinh ra sau đó chuyển dần sang pha khí ướt là những khí có trị số Carbon >2 (C,)
Cuối giai đoạn Catagenesis, nhiệt độ và áp suất lớn quá trình cracking xảy
ra mạnh mẽ và dầu bắt đầu chuyển sang pha khí Nhưng quá trình dầu chuyển
sang pha khí không chiếm ưu thế trong cả giai đoạn Catagenesis
Trang 25H
e) Giai đoạn quá trưởng thành - Metagenesis :
Giai đoạn này nhiệt độ khoảng 18§0°C - 270°C xảy ra các quá trình cracking hoàn toàn thành CH¿ Ưu thế giai đoạn này là sinh khí Cuối của giai
đoạn này khí cũng biến mất và chỉ còn lại Graphit (>270°C) Nghĩa là giai đoạn
cracking và biến chất mãnh liệt Do đó các nhà địa chất dầu chủ yếu nghiên cứu
ở độ sâu 300 — 1000m
CÁC PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU ĐÁ MẸ :
1 Phương Pháp LECO :
Phương pháp phân tích này dùng cho tất cả các mẫu đá cần nghiên cứu về
đá mẹ Mẫu được chọn 10 - 100 gram nghiền nhỏ qua ray 50 — 60 micro rồi
tiến hành loại bỏ cacbon vô cơ bằng cách tác dụng với axit clohydric (HCI) Sau khi mẫu được làm khô sẽ được đốt tự động trong lò đốt của máy LECO - 421 tới 1350°C Lượng CO; thoát ra sẽ được ghi nhận để tính tổng hàm lượng cacbon hữu cơ theo công thức sau:
*
Mẹo, *Fco, %TOC=———^—————
Mạ+M,*C, #100
Foo, =0.2792 :hệ số chuyển đổi
M, (g): khối lượng mẫu đá ban đầu
Ma(g): khối lượng mẫu đá đã loại cacbonat để đưa vào lò đốt Mẹo, (g): khối lượng mẫu chuẩn
Trang 26Khóa Luận Tốt Nghiệp GVHD : Th.S Bùi Thị Luận 2 Phương Pháp Nhiệt Phân Rock - Eval (RE) :
Phương pháp này được ứng dụng trong nghiên cứu địa hóa dâu khí nhằm
đánh giá tiểm năng của đá mẹ
Tiến hành nhiệt phân Rock — Eval vật chất hữu cơ, từ 80 — 100mg đá (có khi tới 500mg) tùy mức độ phong phú vật liệu hữu cơ Tăng nhiệt độ từ thấp đến cao, ta thu được các sản phẩm sau:
+6 nhiệt độ thấp (khoảng 90°C) trong vòng 1-1.5 phút, được lượng khí
Hydrocacbon lỏng thấp phân tử (C¡-C¡;), lượng này kí hiệu Sạ Nhưng lượng
này rất nhỏ so với phần còn lại nên thường không xét
+ Nâng nhiệt độ lên khoảng 300°C trong 2 phút, ta thu được lượng Hydrocacbon lỏng dạng dâu, kí hiệu S¡ Lượng này tương đương lượng Bitum dạng dâu, là lượng Hydrocacbon tự do
+ Tăng nhiệt độ từ từ đến khoảng nhiệt độ 300 — 500°C (<600 °C), nhận được lượng Hydrocacbon tiểm năng (tức là lượng Hydrocacbon phan ánh tiềm năng cửa đá mẹ), kí hiệu Ss
+ Sau đó máy tự động giảm nhiệt độ (từ 600 °C-300 °C) Tiếp tục đốt phần Hydrocacbon còn lại ở nhiệt độ <600 °C, ta nhận được Ss là lượng CO; được tạo thành
Các chỉ tiêu phân tích trên RE gồm:
S¡(kg/ấn đá) là lượng Hydrocacbon tự do trong đá, tức là lượng Hydrocacbon sinh ra từ đá mẹ
S;(kg/tấn đá) là lượng Hydrocacbon tiểm năng trong đá, tức là lượng
hydro còn lại trong đá mẹ
S¡+S;(kg/tấn đá) là tổng tiểm năng của hudrocacbon trong đá mẹ
Tmax 14 nhiệt độ cực đại khi xác định lượng nhiệt độ S; Tạ; sẽ tăng khi
độ trưởng thành nhiệt của Kerogen trong đá tăng Kết quả thực tế sự tăng độ
Trang 27đến điểm cao nhất của thành tạo nhiệt S; Nhiệt độ Tạ, sẽ tiếp tục tăng cho
tới giai đoạn quá trưởng thành và thành tạo nhiệt cửa Bitum trở nên không hiệu quả
Dữ liệu Tạ¿, (*C) được so sánh với một tỉ lệ trưởng thành (hình 4) Điển hình ở giai đoạn trưởng thành hoặc cửa sổ tạo dầu khoảng nhiệt độ từ 430 °C đến 470°C Một số nhóm địa hóa khác thì dùng giá trị T„¿, ở 435”C chứng tỏ mẫu thí nghiệm đang vào giai đoạn Catagenesis
Nhiệt độ Ta; từ giai đoạn cracking Š; trong quá trình nhiệt phân thực nghiệm thường cao hơn nhiệt độ trưởng thành nhiệt của Kerogen ở tự nhiên Do đó với phương pháp nhiệt phân, nhiệt độ cao hơn được dùng để thúc nhanh quá trình trưởng thành nhiỆt Loại vật liệu hữu cơ Vô định hình (dầu) Chứa than (khí) I Tans Lia Lvad 1 LIPTIMICTIC HUMIC Trộnlẫn † o> i i 3 a 7 2 6° LE Binh tao dầu sas SI olš” 2| PE LÍ BÍ IE—ŠSỈ lk # Bổ LÍ< Đỉnh tạo khí ướt 450 I el|; » a Pe SE we = iS joes zo TE rf 8 a S19 ee © |2.o | Mặt tiếp xúc khí ướt V ^_ _ | Fo 40 lq iS La 1550 | —" ud — } Robertson, 1985 ®› ao qn ên cứu của ® 1O c: ự Tye u Theo nghi Hình 4 : tương quan giira T,,,, và các đới sinh, phá hủy dầu - khí S * Từ kết quả phân tích trên RE có thể tính: Tọc ~ 0.8846; +S;)+ S4, 10
SVTH : Nguyễn Trần Tuấn Hòa
%) với Sa là hàm lượng cacbon hữu cơ còn lại
Trang 28Khóa Luận Tốt Nghiệp PI=—
S, +S,
GVHD : Th.S Bùi Thị Luận chỉ số thể hiện sự có mặt của Hydrocacbon di cư hay tại sinh nhằm xác định sự hiện diện của đới sản phẩm
_ 100%§; TOC
HI
đá mẹ, được dùng xác định chất lượng đá mẹ và phân loại nguồn gốc vật chất hữu
cơ sinh dầu-khí
Chỉ tiêu đánh giá phân loại đá mẹ (theo Hoàng Đình Tiến - Nguyễn Việt
(mg/g): phản ánh lượng Hydrocacbon lỏng giải phóng ra khỏi Kỳ, 2003): S¡ (kg HC/tấn đá) Phân loại đá mẹ <0.5 Nghèo 0.5 - 1.0 Trung bình 1.0- 2.0 Tốt >2 Rất tốt $ ~ Nguyễn Việt Kỳ, 2003): s* Chỉ tiêu đánh giá tiểễm năng Hydrocacbon của đá me (theo Hoàng Đình Tiến S; (kg HC/tấn đá) Phân loại tiểm năng của đá mẹ <2.5 Nghéo 2.5 - 5.0 Trung bình 5.0 - 10 Tốt >10 Rất tốt
s* Chỉ tiêu đánh giá tổng tiểm năng Hydrocacbon của đá mẹ (theo Hoàng Đình
Trang 29Chỉ tiêu đánh giá sự có mặt của Hydrocacbon tại sinh hay di cư (theo Hoàng
Đình Tiến - Nguyễn Việt Kỳ, 2003):
PI= S//(S¡+8›) Sự có mặt của Hydrocacbon di cư hay tại sinh
<0.1 Hydrocacbon tai sinh
0.1- 0.4 Hydrocacbon di cu
>0.4 Có dầu di cư
s* Chỉ tiêu xác định chất lượng đá mẹ và nguồn gốc đá mẹ sinh dầu (theo Hoàng Đình Tiến - Nguyễn Việt Kỳ, 2003): HI Loại Kerogen Đánh giá khả năng sinh của đá mẹ 0- 150 II Chỉ sinh khí
150 - 300 II—H Sinh khí và dầu
>300 I—I Sinh dầu và khí
oe % Chi tiêu đánh giá mức độ trưởng thành nhiệt của đá mẹ cũng như vật chất
hữu cơ (theo Hoàng Đình Tiến - Nguyễn Việt Kỳ, 2003): Tmax CC) Đánh giá độ trưởng thành của đá mẹ <440 Đá mẹ chưa trưởng thành
440 - 446 Đá mẹ trưởng thành (đầu pha sinh dâu)
446 - 470 Đá mẹ trưởng thành muộn (sinh dầu)
>470 Quá trưởng thành (sinh khí CondensaU)
3 Phương Pháp Do Phan Xa Vitrinite :
Phuong phap do phan xa Vitrinite dude thuc hién trén kinh hién vi phan xa
LEITZ Lay 10 — 20g dé nghién nhéd, sau d6 loai cacbonat bing acid HCl va loai
silicate bằng HE Mảnh Vitrinite có mặt trong Kerogen được thu hồi và đút trong
một khối nhựa trong suốt, sau đó được mài phẳng và soi dưới kính hiển vi để tìm các hạt Vitrinite đẳng thước dưới ánh sáng tia tới Mỗi mẫu đo trên 50 mảnh Vitrinite và cần loại trừ giá trị ngoại lai để nhận được giá trị phổ biến và đại điện cho mẫu nghiên cứu
Trang 30Khóa Luận Tốt Nghiệp GVHD : Th.S Bùi Thị Luận R,(%) Đánh giá độ trưởng thành của đá mẹ <0.6 Đá mẹ chưa trưởng thành
0.6 — 0.8 Đá mẹ trưởng thành (giai đoạn đâu tạo dâu) 0.8— 1.35 Đá mẹ trưởng thành muộn (sinh dầu mạnh nhất
>1.35 Quá trưởng thành (sinh khí condensat)
4 Phương Pháp Chiết Tách Bitum :
Các hợp phần Hydrocacbon lỏng (Bitum) trong đá được chiết trong dischlormethane đun sôi trong 12 - 24 giờ trên bộ thiết bị SOXTHERM Sau khoảng thời gian trên Bitum đã được chiết ra hòa tan trong dung môi sẽ được
thu hồi bằng cách cho bay hơi dung môi trên bộ thiết bị cất xoay Quá trình này
sẽ làm bay hơi một phần Bitum Vì vậy chỉ thu được các hợp phần Bitum có
chứa phân tử C¡z” mà thôi, hỗn hợp này gọi là Hydrocacbon lỏng bao gồm
Hydrocacbon no - thơm — hợp phần nặng (nhựa và asphalten)
5 Phương Pháp Phát Quang :
Phương pháp này dựa vào cường độ phát quang của vật chất hữu cơ (Bitum) dưới đèn huỳnh quang Cường độ phát quang khác nhau cho biết hàm lượng khác nhau cửa Bitum
Nhược điểm: phương pháp này không phản ánh đúng hàm lượng của Bitum
có nhiều thành phần acid vì thành phần acid của Bitum kém phát quang
Ứng dụng: phương pháp này chỉ có tính chất định tính, nhanh chóng cho
kết quả về đới chứa vật chất hữu cơ hay dầu phong phú Người ta sử dụng phương pháp này để xác định hàng loạt mẫu tại các giếng khoan hay mẫu đất
Sau đó lựa chọn những mẫu có cường độ phát quang cao đem phân tích Bitum hóa
6 Phương Pháp Sắc Ký Khối Phổ :
Là phương pháp xác định sự hiện diện của dấu vết sinh vật đặc trưng trong
cấu trúc phân tử Hydrocacbon của mỗi loại vật chất hữu cơ có nguồn gốc khác
Trang 31Bitum hoặc dầu thô Trước khi phân tích mẫu cần được lọc kỹ qua Zeolit phân tử
5A° nhằm làm giàu thêm các cấu tử Hydrocacbon vì các biomarker có mặt trong
Hydrocacbon với hàm lượng thấp Sau đó mẫu được bơm vào hệ thống GCMS
(bao gồm GC - 17A nối QP 5000) được Shimadzu hoặc HP sản xuất
Kết quả phân tích sắc ký khối phổ được ghi trên bản đổ và tính toán các
biomarker theo phần trăm cũng như mối quan hệ giữa các thành phần biomarker nhằm xác định dạng môi trường tổn tại vật chất hữu cơ giúp việc phân loại
chúng dễ dàng Đồng thời phân bố biomarker có thể gián tiếp xác định mức độ
trưởng thành vật chất hữu cơ của đá mẹ
7 Phương pháp xác đỉnh màu Kerogen :
Phương pháp này được tiến hành gần giống như việc chuẩn bị mẫu của
phương pháp đo phản xạ Vitrinite Kerogen thu được được rửa sạch và dùng bromit kẽm làm nổi lên phía trên, thu Kerogen nổi Mẫu Kerogen thu được soi
dưới kính hiển vi, đối sánh với bảng màu chuẩn để xác định độ trưởng thành của
Kerogen Độ trưởng thành được biểu hiện từ màu vàng đến đen
8 Phương pháp sắc ký dải Hydrocacbon no, n-ankal C¡:` :
Hydrocacbon no từ phép phân tích tách thành phần nhóm của Bitum hoặc dâu thô đem phân tích trên cột mao quản của máy sắc ký khí GC-14B hay HP- 6980 Nhờ sự hỗ trợ của khí trơ, các phân tử Hydrocacbon lần lượt xuất hiện và được ghi trên sắc đổ theo trọng lượng phân tử từ nhẹ đến nặng do các phân tử có nhiệt độ bay hơi khác nhau
Từ kết quả tính toán trên máy kèm sắc đồ ghi ta có thể tính được các thông
số liên quan khi đánh giá đá mẹ như quan hệ pristan (Co) và phytan Cạo) dùng xác định loại và môi trường lắng đọng vật chất hữu cơ Ngoài ra máy có thể
phân tích thành phần Hydrocacbon thơm, asphalten và cho cả dầu thơ tồn phần
Trang 32Khóa Luận Tốt Nghiệp GVHD : Th.S Bùi Thị Luận
chỉ địa hóa Sự vắng mặt di chỉ địa hóa cho thấy các đá mẹ trưởng thành trong giai đoạn Catagenesis muộn Còn sự có mặt chứng tổ đá mẹ có mức độ trưởng thành rất thấp hoặc chưa trưởng thành, đồng thời cũng cho ta những cơ sở về nguồn gốc vật chất hữu cơ sinh dầu
Để xác định dạng môi trường lắng đọng vật chất hữu cơ người ta sử dụng thông số pristan/phytan, pristan/nC¡; và phytan/nC;s từ kết quả phân tích sắc ký
n-alkan Được cho dưới bảng sau : Môi trường Các chỉ tiêu đánh giá Tính chất Trầm tích Pr/Ph Pr/nC¡; Pr/nCig
Oxy héa Luc dia >4 >4.5 >1.5 Khit yéu Đồng bằng chuyển tiếp | 3-4 | 2.0-4.5 | 1.25-1.5 Ven bờ, vũng, vịnh, cửa ^ 4 1-3 1.0-2.0 | 1.0-1.25 sông, nước Ig Khử mạnh Biển nông và sâu <1.0 <1.0 <1.0
9 Phương pháp thời nhiệt TTI (mô hình Lopatin) :
Ngoài các phương pháp địa hóa hữu cơ tính toán độ trưởng thành của đá mẹ dựa trên các mẫu thí nghiệm và số liệu phân tích Thì phương pháp Lopatin cho bức tranh toàn diện về lịch sử chôn vùi của khu vực và dựa vào cách tính toán đới trưởng thành giúp nhà địa chất dầu xác định các đới trưởng thành của đá
trầm tích dưới sâu
Điểm thuận lợi của cơ sở phương pháp này khi thiếu thốn hoặc không có
dữ kiện giếng khoan và có đầy đủ dữ kiện địa chấn thì việc lập lại lịch sử chôn
Trang 33Phương pháp Lopatin về sau được bổ sung thêm đường cong lịch sử chôn vùi đã làm hoàn thiện hơn trong việc cấu kết lại cột địa tầng thời gian cũng như nhiệt độ chôn vùi Từ đó lập được mô hình Lopatin dùng cho việc dự đoán mức độ trưởng thành nhiệt đá mẹ
Như vậy trong mô hình Lopatin có 3 vấn để chính liên quan : e_ Lịch sử thời gian - nhiệt độ chôn vùi
e Đường cong lịch sử chôn vùi e Tinh toán độ trưởng thành a) Đường cong lịch sử chôn vùi :
Đường cong lịch sử chôn vùi được thiết lập cho một vùng bằng cách vẽ
từng tầng đá bị chôn vùi theo thời gian Bắt đầu là lớp đá già nhất và các tầng
trên được vẽ song song với tầng này Ví dụ là đường cong lịch sử chôn vùi đáy
tầng cổ nhất (móng trước Đệ Tam) của bổn trũng Mã Lay —- Thổ Chu theo Phạm
Văn Tiêm được thành lập theo bảng dưới đây :
Stt | Loại sự kiện Thời gian | Tuổi (triệu |BỀ dày
(triệu năm) | năm) tâng (m) 12_ | Thanh tao tap T1, Pleistocene 5 5 1250 11_| Thành tạo tập T2, Pliocene 5 10 300
10_| Bao modn/ ngung tu nóc Miocene_ | 0.5 10.5
9 Thanh tao tập T3, Miocene muộn | 3 13.5 320
8 Bào mòn/ ngưng tụ Miocene trung | 0.5 14
7 Thành tạo tập T4 Miocene trung 3 17 350 6 Thanh tao tap T5 Miocene sém — | 2 19 1250
trung
Thanh tao tap T6, Miocene s6m 5 24 2100
Bào mòn/ ngưng tụ nóc synrift 0.5 24.5
Trang 34Khóa Luận Tốt Nghiệp GVHD : Th.S Bùi Thị Luận triệu năm 40 34.5 30 20 10 0 A 0 B 1000 2000 3000 4000 5000 6000 > c 700o m
Biểu đồ 2 : Đường cong lịch sử chôn vùi tằng đáy đá móng trước Đệ Tam bon triing Mã Lay Thỏ Chu theo Pham Van Tiềm
Ta thấy rằng đáy tầng già nhất của bổn trũng Mã Lay - Thổ Chu có tuổi 34.5 triệu năm qua thời gian chôn vùi (biểu đổ 2), thì hiện nay đáy tầng đá này
nằm ở độ sâu 6210m Đường cong lịch sử chôn vùi được xây dựng bởi cách nối điểm Với điểm bắt đầu trầm tích đầu tiên (A) và điểm trầm tích của mặt đáy lớp đó ở hiện tại (C) Bước tiếp theo là định vị điểm khống chế đâu tiên từ đữ
liệu cột địa tầng thời gian Bỏ qua các tác động nén ép, sau 1.5 triệu năm bắt
đầu từ A được chôn vùi 340m - điểm B Sử dụng các điểm khống chế cho ở
bảng, chúng ta có thể xây dựng biểu đồ bằng cách nối các điểm đó (14 điểm) lại
Tất cả những tầng nông hơn và trẻ hơn sẽ có đường cong lịch sử chôn vùi của các đoạn song song với các tầng khác Việc bỏ qua các tác động nén ép đã tạo nên yếu tạo hình học như vậy
Các đường cong lịch sử chôn vùi được căn cứ trên thông tin có giá trị nhất
đến nhà địa chất Trong nhiều trường hợp dữ liệu sinh địa tầng có giá trị và trầm
tích khá liên tục, thì dễ dàng xây dựng các đường cong lịch sử chôn vùi với mức độ tin cậy cao Mặc khác nếu khu vực có nhiều hoạt động kiến tạo hoặc thiếu
dữ liệu sinh địa tầng thì dễ dẫn đến dự đoán sai lầm mức độ trưởng thành của
Trang 35Khóa Luận Tốt Nghiệp GVHD : Th.S Bùi Thị Luận
b) Lịch sử thời gian - nhiệt độ chôn vùi :
Hai yếu tố thời gian và nhiệt độ là hai yếu tố không thể thiếu trong mô hình Lopatin Tuy nhiên nhiệt độ là yếu tố quan trọng nhất để tính toán trong mô
hình Lopatin
Cần thừa nhận rằng việc gradient địa nhiệt và nhiệt độ trên mặt là hai yếu
tố cố định trong lịch sử của đá cũng như thừa nhận nhiệt độ bể mặt trung bình
hằng năm trong khodng 10 — 20°C Việc lập lại lịch sử thời gian — nhiệt độ chôn vùi cũng xuất phát từ việc tính toán gradient địa nhiệt hiện tại và tính toán nhiệt độ dưới mặt bằng đo log đã giúp nhà địa chất ngoại suy ra cổ địa nhiệt (thường áp dụng tính toán với các bổn tring Đệ Tam) Do đó chúng ta có thể xây dựng lưới nhiệt độ với các khoảng cách đẳng nhiệt bằng nhau cách nhau
10°C và song song với bể mặt trái đất (hình 5a) Tuổi (triệu năm) 100 0 - 80 _ 60 | 40 toate 20 0 9 40°C 1 | 500 20°C_ -_- 30°C._ - Hồ⁄33260%22/00129240.330006/2c3/2021720312 | 1000 40°C _—_ L 1500 S0C._ _. . —_—_—_—_—_—_—_—T—~T—~—~~——~~~~————~ 4 £ An 2000 2 70°C ae ee oO * 2500 * 80" CG6s4sGoXGazksbsbsixosiGkeessiesasssesecosxal 90°C —_— TA 5 - HH aaaaiaaia | 3500 l"JZ “nh 3” he [4000
Trang 36Khóa Luận Tốt Nghiệp GVHD : Th.S Bùi Thị Luận Trường hợp khác, nhiệt độ bể mặt không cố định và địa nhiệt thay đổi do đáp lại quá trình nung nóng hoặc nguội lạnh Ví dụ như địa nhiệt thấp nơi tích tụ trầm tích nhanh so với trầm tích thông thường Nhiều trường hợp phức tạp do độ dẫn nhiệt và khác nhau thạch học của đá Vì thế các đường đẳng nhiệt không song song với bể mặt trái đất (hình 5b)
Tuổi (triệu năm) 100 tS 80 60 a 40 20 0 10°C -——==~~ —— ae ema 1500 hìun “.=5 6® ~~~ 30°C - a en oot T~=—~ 4 1000 40°C ~-~~~ TT TT” ee enn 1 1500 50°C ========—-==—- Ce a ee m= 60°C, ———= mann en ~~~ | 2000 70°C -== - er Leeman 2500 80°C om a ee en ao ee TT 90°C -_ - a „TQ ~==~«.3000 100°C -~ - - a pon awn Woe 3500 110°C ann nn nn nn nae” ae —
120°C - _" Hình 5b: Lưới địa nhiệt với nhiệt độ mặt thay đổi 4000
trong suốt 100 triệu năm c) Tính toán sự trưởng thành : s* Mối quan hệ giữa nhiệt độ và thời gian : lộ sâu (m) Đ
Sự biến đổi vật chất hữu cơ thành Hydrocacbon phải trải qua một quá trình địa chất lâu dài thông qua 2 yếu tố chính : nhiệt độ và thời gian Khi đá mẹ bị
chôn vùi càng sâu thì chịu ảnh hưởng của nhiệt độ càng cao, chính cơ chế này
Trang 37Khóa Luận Tốt Nghiệp GVHD : Th.S Bùi Thị Luận
độ tăng dần và thời gian chôn vùi Mối quan hệ giữa nhiệt độ, thời gian chuyển
hóa này có thể biểu diễn theo công thức Arrhenius :
KEAe#r
K: hằng số tốc độ phản ứng (nó liên quan với sự biến đổi của nỗng
độ vật chất hữu cơ tham gia phản ứng theo thời gian)
A : yếu tố tần suất (sự va đập của những phần tử để xẩy ra phẩn ứng)
E : khả năng hoạt động của những chất tham gia phản ứng
R: hằng số khí (đối với phản ứng vừa có chất lỏng vừa có chất khí)
T : nhiét d6, tinh theo °K = 273 + °C
Phương trình trên phản ánh mối quan hệ giữa nhiệt độ - thời gian và năng
lượng hoạt hóa của các phần tử Từ đó, ta thấy tốc độ phẩn ứng phụ thuộc vào
thời gian một cách tuyến tính và phụ thuộc vào nhiệt độ theo hàm số mũ
Vai trò áp suất trong quá trình biến đổi vật chất hữu cơ thành dầu xem như
không quan trọng Tuy nhiên, nó trở nên quan trọng trong sự thúc đẩy phản ứng
tạo khí Các yếu tố : áp suất, xúc tác, dung môi cũng có vài ảnh hưởng đến tốc
độ phản ứng nhưng các ảnh hưởng này phụ thuộc nhiệt độ
+* Tính chỉ số thời - nhiệt - TTI (Time - Temprature Index) :
Lopatin dựa vào kết quả thực nghiệm tốc độ phản ứng tăng gấp đôi khi
tăng lên 10°C (gần bằng 16,400cal/mol), từ đó ông xác định được chỉ số nhiệt
độ — thời gian trong quá trình trưởng thành của vật chất hữu cơ Cách tính chỉ số này được gọi là chỉ số TTI- chỉ số thời - nhiệt (Time - Temprature) Mục đích của cách tính này là xác định khoảng thời gian chôn vùi và nhiệt độ từ lúc bước vào giai đoạn trưởng thành, cũng như kết thúc giai đoạn trưởng thành của
vật chất hữu cơ, khoảng này được gọi là cửa sổ tạo dầu (Oil Window) hay pha
tạo dầu chính Ông đã vạch ra các khoảng nhiệt độ theo từng bậc tương ứng
với các khoảng thời gian chôn vùi vật chất hữu cơ để tính toán chỉ số TTI một
Trang 38Khóa Luận Tốt Nghiệp TTI = T,r" Ta : khoảng thời gian mà nhiệt độ tác động ở từng bậc phản ứng GVHD : Th.S Bùi Thị Luận r" : mức độ gia tăng phần ứng theo khoảng nhiệt độ (được gọi là yếu tố nhiệt độ)
Tổng độ trưởng thành đạt được ở một tâng đá bất kì là tổng độ gia tăng
mức độ trưởng thành đạt được trong mỗi khoảng nhiệt độ 10°C Dựa vào
phương trình Arrhenius, tốc độ phản ứng hóa học tăng gấp đôi khi tăng lên
10C, Lopatin và Waples (người Mĩ) đều cho r = 2 Nên : > TTI=2" AT
Lopatin chọn quá trình biến đổi mạnh nhất là khoảng nhiệt độ 100— 110°C
Trang 39Cùng với các chỉ số địa hóa hữu cơ và TTI Lopatin (1971) và Waples (1980) đã xác định các chỉ số giới hạn sau :
Giai đoạn > TTI | %Ro | TAI
Bắt đầu sinh dầu 15|0.65 |2.65 Sinh dầu cực đại 75 | 1.0 2.9
Kết thúc sinh dầu 160 | 1.3 3.2 Kết thúc sinh khí ướt 1500 | 2.2 3.75 Kết thúc sinh khí khô 65000
Như vậy dựa vào biểu đổ đường cong lịch sử chôn vùi và chỉ số TTI ta vẽ
được các đới trưởng thành các tầng đá Với :
e >TTI< l5: được gọi là giai đoạn chưa trưởng thành Vật chất hữu cơ chưa biến đổi thành dầu khí Tuy nhiên, đôi khi cũng có biểu hiện của
Hydrocacbon lồng
e_ >TTI= I5 -I60: là lúc vật chất hữu cơ đã bước vào giai đoạn trưởng thành
hay cửa sổ tạo đầu Trong đó :
"=> TTI = 75 : vật chất hữu cơ rơi vào đới tạo dầu cực đại Hydrocacbon sinh ra với dạng lồng
“ >TTI>75: vật chất hữu cơ tạo khí ẩm và Condensate
e_ YTTI > 160 : vật chất hữu cơ vẫn tiếp tục chuyển hóa thành Hydrocacbon
dưới dạng khí khô Đây là giai đoạn quá trưởng thành
+ Lập bản đô đẳng trị TTI và bản đô đẳng thời gian :
e_ Bản đồ đẳng trị TTI là bản đồ đẳng biến đổi vật chất hữu cơ thành lập cho
từng tầng đá mẹ một, thông thường chúng ta thiết lập cho tầng nóc và tầng
đáy Đây là bản đồ về tình trạng hiện tại, từ đó xác định được khoảng cửa sổ
Trang 40Khóa Luận Tốt Nghiệp GVHD : Th.S Bùi Thị Luận e Ban dé đẳng thời gian : để xác định quá trình hình thành và dịch chuyển của
dầu — khí bước vào ngưỡng sinh dầu — sinh khí, để thiết lập phương hướng
tìm kiếm thích hợp
s* Một số vấn để trong tính toán độ trưởng thành :
Trong cách tính TTI luôn có sai số do thời gian và nhiệt độ Trong đó yếu
tố sai số do thời gian không ảnh hưởng lớn đến tính toán độ trưởng thành Vì tính toán tuổi đá được dựa trên cổ sinh học và đồng vị phóng xạ, nên có những
yếu tố khống chế tốt, đặc biệt đối với các đá Đệ Tam
Về nhiệt độ thì ngược lại, do độ nhạy của mức độ trưởng thành với nhiệt
độ là hàm số mũ Do đó sai số nhiệt độ thường rất lớn Mặt khác nhiệt độ dưới
sâu hiện tại rất khó đo chính xác Hầu hết được đo log nhiệt độ thì quá thấp và cần hiệu chỉnh Thêm nữa, dù có tính chính xác nhiệt độ dưới sâu hiện tại thì cổ địa nhiệt cũng mang tính chất ngoại suy
Hầu hết các kiểu trưởng thành áp dụng tương tự nhau cho tất cả các loại