MINH GIẢI TÀI LIỆU ĐỊA VẬT LÝ GIẾNG KHOAN ĐỂ TÍNH TOÁN THÔNG SỐ VỈA VÀ ĐỀ XUẤT KHOẢNG THỬ VỈA GIẾNG A1X, CẤU TẠO B, BLOCK 11.1, BỂ NAM CÔN SƠN

MINH GIẢI TÀI LIỆU ĐỊA VẬT LÝ GIẾNG KHOAN ĐỂ TÍNH TOÁN THÔNG SỐ VỈA VÀ ĐỀ XUẤT KHOẢNG THỬ VỈA GIẾNG A1X, CẤU TẠO B, BLOCK 11.1, BỂ NAM CÔN SƠN===================MINH GIẢI TÀI LIỆU ĐỊA VẬT LÝ GIẾNG KHOAN ĐỂ TÍNH TOÁN THÔNG SỐ VỈA VÀ ĐỀ XUẤT KHOẢNG THỬ VỈA GIẾNG A1X, CẤU TẠO B, BLOCK 11.1, BỂ NAM CÔN SƠN===================MINH GIẢI TÀI LIỆU ĐỊA VẬT LÝ GIẾNG KHOAN ĐỂ TÍNH TOÁN THÔNG SỐ VỈA VÀ ĐỀ XUẤT KHOẢNG THỬ VỈA GIẾNG A1X, CẤU TẠO B, BLOCK 11.1, BỂ NAM CÔN SƠN

Nhận xét của giáo viên hướng dẫn

GVHD: Kĩ sư Lê Quốc Thịnh

TP.HCM ngày tháng năm 2009

MỤC LỤC

MỤC LỤC 2

LỜI MỞ ĐẦU 5

CHƯƠNG I: ĐẶC ĐIỂM KHU VỰC 6

I Vị trí địa lý – điều kiện tự nhiên 6

II Lịch sử tìm kiếm thăm dò- thẩm lượng 7

II.1 Lịch sử tìm kiếm thăm dò 7

II.2 Thẩm lượng cấu tạo B 10

CHƯƠNG II: CẤU TRÚC ĐỊA CHẤT 11

I Đặc điểm cấu trúc địa chất và bề mặt bất chỉnh hợp 11

1 Cấu trúc địa chất 11

1.1 Cấu trúc địa chất khu vực 11

1.2 Cấu trúc địa chất cấu tạo B 14

2 Bề mặt bất chỉnh hợp 15

II Lịch sử tiến hóa kiến tạo 17

II.1 Toàn cảnh kiến tạo bồn trũng 17

II.2 Khung cảnh kiến tạo lô 11.1 20

III Địa tầng trầm tích 22

III.1 Địa tầng bồn trũng Nam Côn Sơn 22

III.2 Địa tầng trầm tích lô 11.1 30

IV Hệ thống dầu khí 35

IV.1 Hệ thống dầu khí khu vực 35

IV.2 Hệ thống dầu khí lô 11.1 39

VÀ PHƯƠNG PHÁP 43

A Phương Pháp 43

I Khái niệm cơ bản 43

I.1 Độ rỗng 43

I.2 Hệ số thành hệ F 46

I.3 Điện trở suất và độ dẫn điện 47

I.4 Độ bão hòa 48

II Các phương pháp điện 49

1 Phương pháp điện trường tự nhiên 49

2 Phương pháp điện trở suất 51

III Các phương pháp phóng xạ 55

1 Phương pháp Gamma ray tự nhiên 55

2 Phương pháp Neutron 58

3 Phương pháp Gamma Gamma ( Density) 61

IV Phương pháp sóng siêu âm (Sonic log - DT) 65

B Cơ Sở Tài Liệu Giếng Khoan 68

1 Tài liệu địa chấn 68

2 Tài liệu giếng khoan 69

CHƯƠNG IV: CƠ SỞ TÍNH TOÁN ĐỊA VẬT LÝ GIẾNG KHOAN VÀ ĐỀ XUẤT KHOẢNG THỬ VỈA 72

I Cơ Sở Tính Toán Địa Vật Lý Giếng Khoan 72

1 Tính Vsh 72

2 Tính độ rỗng (density, neutron,sonic) 74

4 Biện luận giá trị a,m,n 80

5 Tính độ bão hòa nước 80

6 Biện luận các giá trị cutt-off 82

II Đề Xuất Khoảng Thử Vỉa 85

CHƯƠNG V: KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 87

TÀI LIỆU THAM KHẢO 88

PHỤ LỤC 89

Lời Mở Đầu

  Dầu khí là một nguồn tài nguyên thiên nhiên vô giá và quan trọng củađất nước Dầu khí không chỉ có ý nghĩa to lớn về mặt kinh tế, quốc phòng màcòn có giá trị về mặt ý nghĩa chính trị xã hội, tạo ra một lượng vật chất to lớngiúp con người thoát khỏi khủng hoảng, góp phần xoay chuyển và khởi sắcnền kinh tế của một đất nước Ngành Dầu Khí đang và sẽ giữ vai trò vô cùngquan trọng góp phần cho nhiều ngành kinh tế kỹ thuật khác ra đời và pháttriển Với một nền kinh tế đang phát triển như nước chúng ta ngành dầu khíđóng góp rất lớn vào sự tăng trưởng kinh tế tạo điều kiện hòa nhập với cácnước bạn

Trong công tác tìm kiếm thăm dò và khai thác dầu khí, tài liệu địa vậtlý giếng khoan đã mang một lượng thông tin rất lớn giúp ta định hướngkhoanh vùng có triển vọng, đánh giá các tiềm năng chứa chắn thông qua cáctham số vật lý như độ rỗng, độ thấm, độ bão hòa, ; xác định thành phầnthạch học, môi trường cổ địa chất của tất cả các đối tượng nằm dọc theo látcắt giếng khoan bao gồm các tầng sinh, các tầng chứa, các tầng chắn

Với tầm quan trọng ấy nên tôi đã chọn đề tài: “MINH GIẢI TÀI

LIỆU ĐỊA VẬT LÝ GIẾNG KHOAN ĐỂ TÍNH TỐN THƠNG SỐ VỈA

VÀ ĐỀ XUẤT KHOẢNG THỬ VỈA GIẾNG A-1X, CẤU TẠO B, BLOCK 11.1, BỂ NAM CƠN SƠN” Đề tài hướng đến nghiên cứu, tìm hiểu các

phương pháp địa vật lý giếng khoan phổ biến hiện nay, áp dụng quy trìnhminh giải các đường cong log để tính toán các thông số vỉa cho giếng A-1X đểlàm tài liệu cho đề xuất khoảng thử vỉa và tính toán trữ lượng, lập phương ánkhai thác về sau

tình của các anh chị trong tổng công ty thăm dò và khai thác dầu khí Việt

Nam đặc biệt là sự hướng dẫn tận tâm của Thạc sĩ Nguyễn Anh Đức và Kĩ

Sư Lê Quốc Thịnh Bên cạnh đó là sự quan tâm chỉ bảo của các thầy cô bộ

môn Dầu khí cùng các bạn sinh viên khác Vì vậy em xin chân thành cảm ơn!

Do thời gian thực hiện hạn chế, nguồn tài liệu thu thập chưa đầy đủcùng với sự hiểu biết hạn hẹp nên đề tài khó tránh khỏi thiếu sót về mặt nộidung lẫn hình thức trình bày Kính mong được sự cảm thông và đóng góp ýkiến của Quý Thầy Cô cùng các bạn

Cuối cùng em xin chân thành cảm ơn!

CHƯƠNG I: ĐẶC ĐIỂM KHU VỰC

I VỊ TRÍ ĐỊA LÝ – ĐIỀU KIỆN TỰ NHIÊN

Bể Nam Côn Sơn có diện tích 100.000km2, nằm trong khoảng giữa 6000’ đến

9045’ vĩ độ Bắc và 106000’ đến 109000 độ kinh Đông Ranh giới phía Bắc của bể là đớinâng Côn Sơn, phía Tây và Nam là đới nâng Khorat-Natuna, phía Đông là bể Tư

Chính -Vũng Mây và phía Đông Bắc là bể Phú Khánh (hình 1).

Bể Nam Côn Sơn là bể rift căng giãn điển hình nhất Việt Nam, bể thuộcphần Đông Nam nội mảng thạch quyển Âu-Á Đây là một sụt võng kiểu táchgiãn trong Kainozoi sớm, phát triển trên miền vỏ lục địa có tuổi trước Kainozoi,bể được lấp đầy bởi các trầm tích có tuổi từ Paleogene muộn đến Đệ Tứ

Hình 1: Vị trí địa lý bồn trũng Nam Côn Sơn

Khu vực nghiên cứu

Vị trí của lô 11.1 nằm ngoài khơi phía Nam Việt Nam cách Vũng Tàu

200 km về phía Đông Nam Cấu tạo B được thăm dò năm 1995 bởi Total, vịtrí của cấu tạo cách Vũng Tàu 230 km về phía Đông Nam, ở độ sâu khoảng

90m nước (hình 1)

II LỊCH SỬ TÌM KIẾM THĂM DÒ - THẨM LƯỢNG

II.1 LỊCH SỬ TÌM KIẾM THĂM DÒ

1 Giai đoạn trước năm 1975:

Công tác khảo sát và tìm kiếm dầu khí đã được các công ty nhưMandrell, Mobilkaiyo… triển khai, các nhà thầu đã cho thu nổ hàng nghìn kmđịa chấn 2D với mạng lưới 4x4 km và 8x8 km Trong giai đoạn này đã xácđịnh được một số bản đồ đẳng thời tỷ lệ 1:100.000 cho các lô riêng và tỷ lệ1:50.000 cho 1 số cấu tạo triển vọng

Cuối năm 1974 đầu 1975, công ty Pecten và Mobil đã tiến hànhkhoan 5 giếng ở các lô trên các cấu tạo khác nhau (Mía-1X, ĐH-1X, Hồng-1X, Dừa-1X, Dừa – 2X), trong đó giếng khoan Dừa-1X phát hiện dầu

Kết thúc giai đoạn này công ty Mandrell đã đưa ra 2 bản đồ đẳng thờitầng phản xạ nông và tầng phản xạ móng, các bản đồ dị thường từ và trọnglực tỷ lệ 1: 500.000 cho toàn thềm lục địa Việt Nam

2 Giai đoạn từ năm 1976 - 1980

Tháng 11 năm 1975, các công ty dầu khí Việt Nam được thành lập, vìthế công tác tìm kiếm thăm dò được đẩy mạnh

với mạng lưới 2x2 km và khoan thêm 8 giếng (04A-1X, 04B-1X, 12A-1X,12B-1X, 12C-1X, 28A-1X, 29A-1X).

Trên cơ sở công tác khảo sát địa chất, địa vật lý giếng khoan, các công

ty đã thành lập một số bản đồ đẳng thời theo các tầng phản xạ ở các tỷ lệkhác nhau

Các công ty dầu khí Việt Nam đã xác định 1 số bản đồ đẳng thời vàbản đồ cấu tạo tỷ lệ 1:100.000 và 1:50.000 cho các lô và 1 số cấu tạo triểnvọng

3 Giai đoạn từ năm 1981- 1987

Với sự ra đời của Xí Nghiệp Liên Doanh Vietsopetro đã mở ra 1 giaiđoạn mới trong công nghiệp dầu khí Việt Nam, nhưng công tác địa chất –địa vật lý được đầu tư chủ yếu vào bể Cửu Long, còn đối với bể Nam CônSơn chỉ có 1 số diện tích nhất định được quan tâm

Trong giai đoạn này có 1 số báo cáo quan trong như:

bồn trũng Kainozoi thềm lục địa Việt Nam.”

lý, tính trữ lượng hydrocacbon, dự báo hydrocacbon và vạch ra phươnghướng công tác tìm kiếm dầu khí trong giai đoạn tiếp theo ở thềm lục địaNam Việt Nam.”

Giao, 1987: ”Cấu trúc địa chất và triển vọng dầu khí của các bể trầm tíchĐệ Tam vùng biển Đông Việt Nam.”

Các nhà thầu đã tiến hành khảo sát 54.779 km địa chấn 2D và 5.399

Năm 1994 đưa vào khai thác mỏ Đại Hùng

Năm 2002 khai thác mỏ Lan Tây và chuẩn bị khai thác mỏ Rồng Đôi

- Rồng Đôi Tây, Hải Thạch

Trong giai đoạn này có các báo cáo quan trọng như:

cấu trúc địa chất, đánh giá tiềm năng và đề xuất phương hướng tìm kiếmthăm dò dầu khí bể Nam Côn Sơn.”

D.Willmor và nnk, 1991: “Địa chất dầu khí và tiềm năng hydrocacbon bểNam Côn Sơn.”

bể Nam Côn Sơn.”

chất và trữ lượng dầu khí phía Đông Bể Nam Côn Sơn.”

năng dầu khí Phía Tây Bể Nam Côn Sơn.”

1 Trước thời gian nghiên cứu giếng A-1X.

Năm 1992, lô 11.1 được thu nổ 5327km địa chấn 2D với mạng lưới0.5km x 1.1km tại những khu vực có tiềm năng cao như cấu tạo B, GấuNgựa, và Gấu Chúa Căn cứ vào tài liệu địa chấn và tài liệu địa vật lý giếngkhoan, giếng A-1X đã được khoan thẳng tại đỉnh của cấu tạo khép kín

2 Giếng khoan A-1X

Tháng 10 năm 1994, A-1X được khoan thẳng đứng vào đỉnh cấu tạovới đối tượng chính là cát kết Miocene giữa Cát kết Miocen dưới và trênđược cho là những đối tượng thứ 2 Kết quả khoan cho thấy biểu hiện dầuvà khí tại tầng cát kết Miocene giữa và dưới, từ 3100mMD đến 3680mMD

3 Sau nghiên cứu G&G giếng A-1X

3D những vùng lân cận có tiềm năng của cấu tạo B như: Gấu Ngựa, GấuChúa, Gấu Vàng Nam, Gấu Vàng, Gấu Ông và Gấu Đen; dữ liệu được thusau đó được xử lý bởi Total năm 1995 Để chính xác hóa cấu tạo, phươngpháp địa chấn PSTM được sử dụng trong giai đoạn này, kết quả cho thấymóng Granit có tiềm năng dầu khí rất lớn

CHƯƠNG II: CẤU TRÚC ĐỊA CHẤT

I ĐẶC ĐIỂM CẤU TRÚC ĐỊA CHẤT VÀ LỊCH SỬ PHÁT TRIỂN ĐỊA CHẤT

Cấu tạo nên bồn trũng Nam Côn Sơn gồm có thành tạo địa chất tạomóng có tuổi trước Kainozoi và các thành tạo trầm tích hình thành trongKainozoi Cột địa tầng tổng hợp của bồn trũng Nam Côn Sơn được thể hiện

trên (hình 3).

1 CẤU TRÚC ĐỊA CHẤT

I.1 CẤU TRÚC ĐỊA CHẤT KHU VỰC (hình 2)

Bể Nam Côn Sơn có cấu trúc khá phức tạp do hoạt động đứt gãy đãtạo nên các khối nâng sụt phân bố không có qui luật đặc trưng Dựa vào đặcđiểm cấu trúc của móng có thể phân ra các đơn vị cấu trúc như sau:

a Đới phân dị phía Tây:

Tồn tại các trũng hẹp sâu, có đứt gãy lớn đi kèm với các cấu tạo lồitheo phương á kinh tuyến Trầm tích Kainozoi là các thành tạo lục nguyênvới chiều dày thay đổi lớn, chiều dày có thể đạt tới 5000m

b Đới phân dị phía Bắc:

Là một dải nằm ở phía Đông Nam đới nâng Côn Sơn, có dạng đơnnghiêng bị phức tạp bởi đứt gãy tạo thành các khối nâng sụt có xu thế sâudần về phía Đông Nam (vùng trung tâm) Trầm tích Oligocene vát nhọnmỏng dần về phía đới nâng Côn Sơn

Nằm giữa trũng Bắc và trũng trung tâm có phương kéo dài Tây Bắc –Đông Nam Đới nâng này bị các đứt gãy phân cách tạo thành các khối phứctạp Móng trước Kainozoi đã phát hiện ở đây là Granit và Granodiorit.

d Đới nâng Dừa:

Nằm ở Tây Nam trũng trung tâm thuộc lô 12 Chiều dày trầm tích từ3000m đến 5000m, bị phức tạp hóa bởi các đứt gãy phân cách

e Trũng Bắc:

Nằm ở phía Bắc đới nâng Mãng Cầu phát triển dọc theo đới nângCôn Sơn, chiều dày trầm tích có khi lên tới trên 10000m

f Đới nâng rìa:

Nằm ở phía Đông của bể, là gờ nâng chuyển tiếp giữa bể Nam CônSơn với bể trầm tích biển sâu

g Hoạt động đứt gãy:

Bể Nam Côn Sơn được hình thành qua quá trình tạo Rift, hoạt độngđứt gãy rất phổ biến đến cuối Miocene hạ Các đứt gãy chủ yếu có phươngBắc Nam, Đông Bắc – Tây Nam và các đứt gãy nhỏ khác

Hệ thống đứt gãy có phương Bắc Nam phát triển chủ yếu ở đới phân

dị phía Tây và vùng cận Nature

Hệ thống đứt gãy Tây Bắc – Đông Nam phát triển ở vùng sụt phíaĐông

Ngoài ra trong vùng còn gặp một số đứt gãy có phương Đông – Tây,Đông Bắc – Tây Nam

Vào giai đoạn Miocene hạ, sự tái hoạt động của các đứt gãy sâu đãkhiến cho mặt móng trước Kainozoi lại bị nâng lên Sự nâng lên tương ứngcủa các tầng trầm tích nằm bên trên mặt móng chính là nguyên nhân tạonên các nếp lồi bao gồm các thành tạo trầm tích có tuổi từ Oligocene đếnĐệ Tứ, hoạt động uốn nếp xảy ra đồng thời với hoạt động trầm tích.

Hình 2: Các yếu tố cấu trúc

Ơû û phía Đông của thềm trung tâm, cấu tạo B được đánh giá có cấutrúc phức tạp là cánh treo đứt gãy được xác định trên cấu trúc khép kín củađứt gãy khu vực, phương đứt gãy theo hướng B-N Đỉnh cấu tạo B tại tập cátcủa hệ tầng Thông Mãng Cầu ở độ sâu 3061m so với mực nước biển và

chủ yếu từ trầm tích Oligocene và Miocene trong cấu tạo B

Biểu hiện dầu khí

Giếng A-1X là giếng đầu tiên khoan ở cấu tạo B với đối tượng đầutiên là cát kết Miocene giữa (thuộc khu vực bồn), và đối tượng thứ hai là cátkết Miocene trên và dưới

Trong khi khoan biểu hiện dầu khí được thấy chủ yếu ở độ sâu3100mMD tới 3680mMD (phần dưới cát kết Miocene giữa và phần trên cátkết Miocene dưới) Từ kết quả phân tích RFT và tài liệu địa vật lý giếngkhoan cho thấy bề dày cát kết hiệu dụng 205m ở độ sâu 3090mMD Từ độsâu 3680mMD tới 4275mMD biểu hiện dầu khí ngày càng giảm được đánhgiá từ kết quả phân tích huỳnh quang Tốc độ thấm qua trầm tích rất chậmnên không thể phát hiện được biểu hiện hydrocacbon

2 BỀ MẶT BẤT CHỈNH HỢP

Tại bồn trũng Nam Côn Sơn có những bề mặt bất chỉnh hợp lớn phảnánh sự gián đoạn hay thay đổi chế độ trầm tích cho toàn bộ khu vực rộnglớn

Bề mặt bất chỉnh hợp giữa thành tạo trầm tích Kainozoi và đá móngtrước Kainozoi Đây là một mặt bất chỉnh hợp lớn cho toàn bộ bồn trũng, làsự minh chứng cho giai đoạn gián đoạn trầm tích và bóc mòn mạnh mẽ từPaleocene – Oligocene sớm Các trầm tích có tuổi Oligocene muộn phủ trựctiếp lên đá móng

Bề mặt bất chỉnh hợp giữa thành tạo trầm tích có tuổi Oligocenemuộn và Miocene sớm, mặt bất chỉnh hợp này phản ánh sự thay đổi kiểutrầm tích từ chế độ tách giãn sang sụt lún, môi trường trầm tích thay đổi từmôi trường lục địa sang môi trường đồng bằng ven biển, biển nông

Bề mặt bất chỉnh hợp giữa thành tạo trầm tích có tuổi Miocene giữavà Miocene muộn, mặt bất chỉnh hợp này thể hiện chế độ căng giãn thứ haicó tướng từ biển nông đến biển sâu

Hình 3: Cột địa tầng tổng hợp bồn trũng Nam Côn Sơn

II. LỊCH SỬ TIẾN HÓA KIẾN TẠO

II.1 Toàn cảnh kiến tạo của bồn trũng.

Vào đầu giai đoạn này, vùng nghiên cứu nằm trên cung magma của

rìa lục địa tích cực kiểu Andes, mảng Thái Bình Dương cắm xuống dưới phía

Đông Nam của lục địa Âu-Á Các hoạt động magma xâm nhập và phun trào

xảy ra mạnh mẽ, các phức hệ Định Quán – Đèo Cả, hệ tầng đèo Bảo Lộc –

Nha Trang là minh chứng cho thời kỳ này Hoạt động hút chìm vẫn tiếp tục

diễn ra đến cuối Kreta muộn, vào thời kỳ này gốc hút chìm gần như thẳng

đứng nên dẫn tới sự tách giãn trên núi lửa Pluton, di chỉ để lại của thời kỳ

này là phức hệ Ankoet, hệ tầng Đơn Dương

b Paleocene – Eocene muộn (hình 4).

Vào giai đoạn

này, Đông Nam Á bị

bao quanh bởi đới hút

chìm :

Tây Nam: mảng Ấn-Úc

hút chìm vào Âu-Á

và Đông Nam: mảng

Thái Bình Dương hút chìm vào Âu-Á

Hình 4: Khung cảnh kiến tạo vào Paleocene-Eocene

Vùng nghiên cứu nằm trong vùng có chế độ nâng lên mạnh mẽ, chịu tác độngmạnh của quá trình phong hóa, bóc mòn trên cả khu vực Đông Dương, điều này dẫnđến việc lộ ra đá móng trước Kainozoi

Minh chứng cho điều này, trong cột địa tầng của bồn trũng Nam Côn Sơnvắng mặt trầm tích tuổi Paleocene – Eocene muộn và thay vào đó là trầm tíchOligocene phủ bất chỉnh hợp lên móng Kainozoi Đây là một bất chỉnh hợp lớn trongtoàn khu vực

c Oligocene

Trong giai đoạn này, vùng nghiên cứu chịu tác động bởi các hoạt động

kiến tạo khu vực mạnh mẽ (hình 5).

rộng của Biển Đông về phía Đông

Vào giai đoạn này được coi là tuổi hình thành bể, sự mở rộng củaBiển Đông về Phía Đông cùng với hoạt động tích cực của hệ thống đứt gãy

Hình 5: Khung cảnh kiến tạo vào Oligocene

Đông Bắc- Tây Nam đã làm xuất hiện địa hào Các thành tạo đồng trầm tíchaluvi sông, đầm hồ và đới nước lợ ven bờ, tầng sau trầm tích có tướng đồngbằng ven biển thuộc hệ tầng Cau.

Pha kiến tạo vào cuối Oligocene đã làm chấm dứt giai đoạn này làmthay đổi bình đồ cấu trúc của bể, hình thành bất chỉnh hợp khu vực cuốiOligocene – đầu Miocene

d Miocene sớm (?) – Đệ Tứ.

Trong giai đoạn này, chế độ kiến tạo khá bình ổn so với giai đoạntrước, do ảnh hưởng của giãn đáy Biển Đông và tiếp tục mở rộng, đồng thờikéo theo sự dâng cao của mực nước biển đã gây nên hiện tượng biển tiến,

Vào Miocene giữa, đây là giai đoạn căng giãn thứ hai của bể, là giaiđoạn thể hiện rõ nhất ảnh hưởng của giãn đáy Biển Đông Các thành tạotrầm tích có tướng từ biển nông đến biển sâu, trầm tích cacbonat phổ biếnkhá rộng rãi ở các lô phía Đông của bể

Vào Miocene muộn, bể được lấp đầy bởi trầm tích lục nguyên gồmsét kết, sét vôi màu xám đến xám xanh gắn kết yếu, xen kẻ lớp các bột kếtchứa vôi đôi khi gặp một số thấu kính hoặc những đá vôi mỏng chứa nhiềumảnh vụn lục nguyên Hệ tầng Nam Côn Sơn nằm bất chỉnh hợp trên hệtầng Thông Mãng Cầu

Trên cùng là trầm tích hệ tầng Biển Đông (Pliocene – Đệ Tứ), trầmtích gồm cát kết màu xám, vàng nhạt và bột kết xen lẫn với sét kết, nhiềuđá vôi chứa glauconit, mức độ gắn kết yếu

II.2 Khung cảnh kiến tạo lô 11.1

Khung cảnh kiến tạo vùng Đông Nam Á là kết quả của hoạt độngkiến tạo từ Mesozoi muộn tới Đệ tam muộn Trong thời Đệ tam sớm vùngĐông Nam Á gồm nhiều vi mảng được nối với nhau bởi những đai uốn nếphay những đới sutu Thời Paleogene, lục địa phía sau cung được mở rộng

Do hoạt động xô húc giữa mảng Ấn - Úc với mảng Âu -Á và sự tách giãnBiển Đông làm xuất hiện các địa hào và bán địa hào

Bồn trũng Nam Côn Sơn và bồn Mê Kong là những bồn tách giãn nộimảng luc địa điển hình ở Việt Nam

Người ta chia lô 11.1 bồn trũng Nam Côn Sơn thành ba vùng địa chấtđể đánh giá tiềm năng hydrocacbon bao gồm vùng nền, vùng thềm và vùng

thuộc bồn (hình 6).

mỏng khoảng 1500m và trầm tích ở đây chưa chín muồi Trầm tích già nhấtcó tuổi Miocene giữa Vùng này được đánh giá là rủi ro cao vì ảnh hưởngbởi sự di cư hydrocacbon từ vỉa chứa dầu khí phía Đông Nam

DP-1X, GO-1X, CPD-1X, CH-1X, GC-1X vaØ GC-1XST Trầm tích ở tỉnhthềm dày khoảng 5000m và trầm tích già nhất có tuổi Oligocene Qua kếtquả phân tích địa hóa giếng CH-1X, GC-1X độ trưởng thành đá sinh vàogiai đoạn chín muồi Biểu hiện dầu khí được phát hiện trong đá móng nứt nẻ(giếng GC-1X)

Cấu trúc chứa dầu chủ yếu là cấu trúc khép kín của đứt gãy và móngnứt nẻ Trong quá khứ vùng này được đánh giá là một vùng địa chất kémhơn so với vùng thuộc bồn nhưng sau kết quả phân tích địa hóa vùng nàyđược quan tâm nhiều hơn

 Vùng thuộc bồn được đánh giá là cấu tạo tiềm năng nhất Bềdày trầm tích có nơi lên tới 9000m nên khả năng dầu di cư khó và đá mẹđược đánh giá là đã trưởng thành Sự phát hiện hydrocacbon trong vùngthuộc bồn ở giếng A-1X và PM -1X còn hydrocacbon trong móng nứt nẻgiếng Đại Hùng thì ở cả hai vùng thuộc bồn và vùng thềm

III ĐỊA TẦNG TRẦM TÍCH ĐỆ TAM

III.1 Địa tầng trầm tích bồn trũng Nam Côn Sơn

Hình 6: Bản đồ các vùng địa chất phía Tây Bắc bể Nam Côn Sơn

1 Thành tạo trước kainozoi

Một số giếng khoan (ĐH-1X, 04-A-1X, 04-2-BC-1X, 04-3-ĐB-1X,10-PM-1X, Hong-1X, 12- Dừa-1X, 12-C-1X, 20-PH-1X, 28-A-1X, 29-A-1X…), ở bể Nam Côn Sơn gặp đá móng không đồng nhất bao gồm: Granit,Granodiorit, Diorite và đá biến chất, tuổi của các thành tạo này có thể làJura muộn-Kreta Nằm không chỉnh hợp trên móng không đồng nhất là lớpphủ trầm tích Paleogene – Đệ Tứ có chiều dày biến đổi từ hàng trăm đếnhàng nghìn mét

Đá móng bị nứt nẻ do hoạt động kiến tạo, quá trình phong hóa hayquá trình thủy phân Đá móng nứt nẻ được đánh giá là một vỉa chứahydrocacbon tốt như được chứng minh ở trong mỏ Đại Hùng, Mãng Cầu –Thiên Ứng và những mỏ khác của bồn trũng Cửu Long

2 Các thành tạo trầm tích Kainozoi

Paleogene

Hình 7: Địa tầng- thạch học– môi trường trầm tích bể Nam Côn Sơn

Hệ tầng Cau (E 3c)

Hệ tầng Cau có thể xem tương đương với hệ tầng Bawah, Keras vàGabus (Agip 1980), thuộc bể Đông Natuna (ở phía Nam của bể Nam CônSơn) Hệ tầng Cau vắng mặt trên phần lớn các đới nâng: nâng Mãng Cầu,nâng Dừa, phần Tây lô 04, phần lớn lô 10, 11-1, 28, 29 và một số diện tích ởphần phía Tây, Tây Nam của bể Trầm tích của hệ tầng Cau bao gồm chủyếu các lớp cát kết có màu xám xen các lớp sét bột kết màu nâu Cát kếtthạch anh hạt thô đến mịn, độ lựa chọn kém, xi măng sét, cacbonat Chiềudày trung bình khoảng 360m Mặt cắt hệ thống cao có nơi đến hàng nghìnmét chia làm ba phần như sau:

kết, các kết chứa cuội và cuội màu xám, xám phớt nâu, nâu đỏ chứa cácmảnh vụn than hoặc các lớp kẹp than Ở một số giếng khoan gặp các lớp đáphun trào: andesit, basalt, diabas nằm xen kẽ (giếng 20-PH-1X)

gồm cát tập sét kết phân lớp dày đến dạng khối màu xám sẫm, xám đen xenkẽ ít bột kết, đôi khi phớt nâu đỏ hoặc tím đỏ, khá giàu vật chất hữu cơ vàvôi xen kẽ các lớp sét kết chứa than

đôi chỗ có chứa glauconit, trùng lỗ xen kẽ bột kết, sét kết màu xám tro, xámxanh hoặc nâu đỏ

Sét kết của hệ tầng Cau phân lớp dày hoặc dạng khối, rắn chắc Ởphần dưới tại những vùng bị chôn vùi sâu khoáng vật sét bị biến đổi khámạnh, một phần bị kết tinh Sét kết hệ tầng này thường chứa vật chất hữu cơ

cao nên được coi là tầng sinh dầu khí, đồng thời nhiều nơi cũng được coi làtầng chắn tốt.

Cát kết của hệ tầng này có hạt mịn đến nhỏ (ở phần trên) hoặc hạtvừa đến thô, đôi khi rất thô (ở phần dưới), độ lựa chọn kém đến trung bình,hạt bán tròn cạnh đến góc cạnh Đôi khi trong cát kết có chứa mảnh vụn đábiến chất và magma của các thành tạo móng trước Đệ Tam

Các tập cát kết của hệ tầng Cau có khả năng chứa trung bình Tuynhiên, chất lượng đá chứa biến đổi mạnh theo chiều sâu và theo khu vực tùythuộc môi trường trầm tích và mức độ biến đổi thứ sinh

Đặc điểm trầm tích nêu trên chứng tỏ hệ tầng Cau được hình thànhtrong giai đoạn đầu tạo bể Ở thời kỳ đầu, phát triển trầm tích tướng lục địabao gồm các thành tạo lũ tích xen trầm tích đầm hồ, vũng vịnh, nhiều khuvực xảy ra các hoạt động núi lửa tạo nên một số lớp andesit, basalt, diabasvà tuff Vào giai đọan sau trầm lắng các thành tạo có xu hướng mịn dần, đôinơi cát kết có chứa glauconit và hóa thạch biển Trầm tích được lắng đọngtrong môi trường tam giác châu, vũng vịnh đến biển ven bờ

Hệ tầng Cau phủ không chỉnh hợp trên móng trước Đệ Tam và đượcđịnh tuổi là Oligocene dựa vào bào tử phấn hoa đới Florchuetza Tribolata vàphụ đới Cicatricosisporite dorogensis Ly copodium neogenicus

Neogene

Miocene dưới

Hệ tầng Dừa (N 1 1 -d)

Hệ tầng Dừa phân bố rộng rãi trong bể Nam Côn Sơn bao gồm chủyếu cát kết, bột kết màu xám sáng, xám lục xen kẽ với sét kết màu xám,xám đỏ, xám xanh, các lớp sét chứa vôi giàu vật chất hữu cơ có nơi chứa sétthan hoặc các lớp than mỏng Đôi khi có những lớp đá vôi mỏng chứa nhiềuhạt vụn hoặc đá vôi màu trắng xen kẽ trong hệ tầng Tỷ lệ cát/sét trong toànbộ mặt cắt gần tương đương nhau, tuy nhiên về phía Đông của bể thànhphần hạt mịn tăng dần và ngược lại Ở phần rìa phía Tây tỷ lệ cát kết tăng

do gần nguồn cung cấp vật liệu Các kết hạt nhỏ đến hạt vừa đôi khi hạt thô(p73 phần dưới lát cắt) có độ lựa chọn và mài tròn rất tốt Đá gắn kết tốt, cóchứa nhiều glauconit và hóa thạch sinh vật biển, đặc biệt phong phú trùnglỗ Các trầm tích kể trên hầu như mới bị biến đổi thứ sinh ở mức độ thấp,phần lớn vào giai đọan catagene sớm Vì vậy, đặc tính thấm và chứa nguyênsinh của đá chưa hoặc rất ít gặp bị ảnh hưởng Một số tập cát kết của hệ tầngđược coi là tầng chứa trung bình đến tốt với độ rỗng thay đổi 17-23% và độthấm vài chục đến vài trăm mD Sét kết ngoài thành phần khoáng vật chínhlà hai nhóm hydromica và kaolinit thì còn chứa một lượng đáng kể 5-10 %nhóm khoáng vật hỗn hợp montmorilonit và hydromica có tính trương nởmạnh, do vậy chất lượng chắn có phần tốt hơn

Trầm tích hệ tầng Dừa được thành tạo trong điều kiện địa hình cổ nhưbằng phẳng hoặc có phân cắt không đáng kể Chính trong điều kiện này nênthành phần lát cắt khá đồng nhất trong toàn vùng Trầm tích của hệ tầngđược thành tạo trong môi trường từ tam giác châu tới biển nông và biển nôngven bờ Chiều dày của hệ tầng Dừa thay đổi từ 200-800m, đặc biệt có nơidày tới 1000m Hệ tầng Dừa nằm phủ không chỉnh hợp trên hệ tầng Cau

Tuổi Miocene sớm của hệ tầng Dừa được xác định dựa vào Foram đớiN6-N8 (theo Martini, 1971) Hệ tầng có thể tương đương với phần chính củahệ tầng Barat và một phần Arang thuộc trũng Đông Natuna.

măng cacbonat, chứa glauconit và nhiều hóa thạch sinh vật xen kẹp nhữnglớp mỏng sét kết và sét vôi

trắng sữa đôi khi màu nâu bị dolomite hóa với các lớp sét-bột kết, cát kếthạt mịn, xi măng cacbonat màu xám xanh

Các trầm tích lục nguyên, lục nguyên chứa vôi phát triển mạnh dầnvề phía rìa Bắc và phía Tây –Tây Nam của bể Trầm tích của hệ tầngThông-Mãng Cầu mới bị biến đổi thứ sinh ở giai đọan catagene sớm nên cáctập cát kết có khả năng chứa vào loại tốt

Đá cacbonat phát triển khá rộng rãi tại các vùng nông ở trung tâm bể,đặc biệt tại các lô phía Đông của bể: các lô 04, 05, 06… Đá có màu trắng,trắng sữa, dạng khối, chứa phong phú san hô và các hóa thạch động vậtkhác, có lẽ đã được thành tạo trong môi trường biển mở của thềm lục địa.Trong tập đá cacbonat còn gặp xen kẹp các lớp đá vôi dolomite hoặcdolomite hạt nhỏ

Khả năng chứa của tập đá cacbonat đã được xác định thuộc loại tốt tớirất tốt với độ rỗng trung bình từ 10-35%, kiểu độ rỗng chủ yếu là độ rỗnggiữa hạt (do quá trình dolomite hóa) và độ rỗng hang hốc (do hòa tan, rữalũa các khoáng vật cacbonat).

Ngoài sự khác biệt về các đới cổ sinh thì mức độ tái kết tinh vàdolomite hóa của đá cacbonat của hệ tầng Thông-Mãng Cầu mạnh hơn, đâycũng là đặc điểm để phân biệt nó với hệ tầng Nam Côn Sơn nằm trên

Trầm tích của hệ tầng Thông- Mãng Cầu được thành tạo trong môitrường đồng bằng châu thổ đến rìa trước châu thổ chủ yếu ở phía Tây, còn ởphần trung tâm và phía Đông của bể chủ yếu là biển nông trong thềm đến

vài mét đến vài trăm mét Hệ tầng Thông – Mãng Cầu chỉnh hợp trên hệtầng Dừa

Tuổi Miocene giữa được xác định dựa vào Foram đới N9 – N15, tảocacbonat đới NN5 – NN9 và bào tử phấn hoa phụ đới Forschuezia semilobat

ở phần dưới và phụ đới Forschuetzia trilobata ở phần trên Hệ tầng có khốilượng tương đương với một phần hệ tầng Arang và một phần hệ tầngTerumbu (Agip 1980) ở trũng Đông Natuna

Miocene trên

Hệ tầng Nam Côn Sơn (N 1 3 nsc).

Hệ tầng Nam Côn Sơn phân bố rộng rãi với tướng đá thay đổi mạnhcác khu vực khác nhau Ở rìa phía Bắc và Tây – Tây Nam trầm tích chủ yếulà lục nguyên gồm sét kết, sét vôi màu xám lục đến màu xám xanh, gắn kết

yếu xen kẽ các lớp cát – bột kết chứa vôi đôi khi gặp một số thấu kính hoặcnhững lớp đá vôi mỏng chứa nhiều mảnh vụn lục nguyên Cát kết có độ lựachọn và mài tròn tốt, chứa hóa thạch động vật biển và glauconit Ở vùngTrung tâm bể mặt cắt gồm các trầm tích lục nguyên và cacbonat xen kẽ.Nhưng tại một số vùng nâng ở phía Đông, Đông Nam bể đá cacbonat lạichiếm ưu thế trong mặt cắt của hệ tầng Hệ tầng Nam Côn Sơn có bề dày200-600m và nằm bất chỉnh hợp trên hệ tầng Thông – Mãng Cầu.

Theo đặc điểm trầm tích và cổ sinh thì hệ tầng Nam Côn Sơn đượchình thành trong môi trường biển nông thuộc đới trong của thềm ở khu vựcphía Tây và thuộc đới giữa-ngoài thềm ở khu vực phía Đông

Tuổi Miocene muộn của hệ tầng Nam Côn Sơn được xác định dựavào Foram đới N16-N18, tảo cacbonat đới NN10-NN11 và bào tử phấn hoađới Forschuezia meridionals, hệ tầng tương đương với phần trên của hệ tầngTerumbu (Agip 1980) ở trũng Đông Natuna

Pliocene – Đệ Tứ

Hệ tầng Biển Đông (N 2- Q bđ)

Hệ tầng Biển Đông không chỉ phân bố trong bể Nam Côn Sơn màtrong toàn khu vực biển Đông liên quan đến đợt biển tiến Pliocene

Trầm tích Pliocene gồm cát kết màu xám, vàng nhạt và bột kết xenlẫn với sét kết nhiều vôi chứa nhiều glauconit và rất nhiều hóa thạch trùnglỗ, gắn kết yếu và bở rời

Tuổi Pliocene được xác định dựa vào Foram đới N19- N21, tảocacbonat đới NN12 - NN18 và bào tử phấn hoa đới Dacrydium, hệ tầngtương đương với tầng muda của Agip (1980).

Trầm tích Đệ Tứ bao gồm cát gắn kết yếu, xen kẽ với cát và bùnchứa nhiều di tích sinh vật biển Tuổi Đệ Tứ được xác định dựa vào Foramđới N22-N23, tảo cacbonat NN19-NN21 và bào tử phấn hoa đớiPhyllocladus

Sự hình thành trầm tích của hệ tầng Biển Đông liên quan tới giai đoạnbiển tiến Pliocene, trong môi trường biển nông ven bờ, biển nông đến biểnsâu

Hệ tầng Biển Đông có bề dày trầm tích thay đổi rất lớn từ vài trămmét đến vài nghìn mét, nằm bất chỉnh hợp trên hệ tầng Nam Côn Sơn

III.2 Địa tầng trầm tích lô 11.1

1 Đá móng

Đá móng của lô 11.1 được đánh gía từ giếng CPD-1X và GC-1X thành phần bao gồm Granite, Granodiorite và Tonalitic Qua kết quảphân tích mẫu từ giếng 10- BM-1X cho thấy đá móng có tuổi Kreta sớm.Biểu hiện dầu khí được phát hiện trong tầng móng giếng 10-GC-1X và CPD-1X và chính đới nứt nẻ của móng được xem là đới tích lũy dầu khí tiềmnăng trong lô 11.1

11.1-2 Các thành tạo trầm tích.

Oligocene

Hệ tầng Cau (E 3c)

Bồn trũng Nam Côn Sơn trầm tích Oligocene chỉ thấy ở một số giếng.Môt trường trầm tích Oligocene trên chủ yếu là môi trường đầm hồ và đồng

bằng ven biển (hình 8) Hạt độ trầm tích thay từ thô tới mịn được đánh giá

từ kết quả phân tích thành phần thạch học giếng 11.1-CPD-1X

Miocene sớm

Hệ tầng Dừa (N 1 1 -d)

Trầm tích Miocene sớm được đánh giá từ kết quả phân tích 9 giếngkhoan: 10-PM-1X, 10-PD-1X, 10-TM-1X, 10-GDP-1X, A-1X, 11.1-CPP-1X,11.1-CT-1X, 11.1-CH-1X và 11.1-GC-1X Tuy nhiên hệ tầng này đã vắngmặt trong mặt cắt giếng khoan 10-BM-1X Vật liệu trầm tích Miocene sớmđược lắng đọng từ môi trường đồng bằng châu thổ tới ven biển

Hình 8: Môi trường trầm tích Oligocene

Hệ tầng Dừa có nhiều giếng biểu hiện hydrocacbon như: Phi Mã PM-1X), Ngựa Bay (04.2-NB-1X), Đại Hùng, Thanh Long (05.1-TL-1X),Hải Thạch (05.2-HT-1X), Rồng Vĩ Đại (11.2-RVD-1X), Rồng Đôi (11.2-RD-1X), Rồng Tre (11.2-RT-1X ), Rồng Bay (11.2-RB-1X), Hải Âu (11.2-HA-1X).

(10-Trầm tích Miocene sớm được đánh giá là một trong những tầng chứachính của lô 11.1

biển khơi (hình 9) Thành phần chủ yếu là cát kết xen kẽ với sét và một số

mạch nhỏ đá vôi

Địa hào Phi Mã và địa hào B trở thành trung tâm trầm tích chínhtrong suốt thời kì Miocene giữa Tốc độ sụt lún cũng như lắng tụ khu vựcthuộc bồn khác so với thềm trung tâm Vật liệu trầm tích trong thời gian nàychủ yếu là cát

Biểu hiện hydrocacbon trong những vỉa mảnh vụn Miocene giữa vànhững vỉa cacbonat được đánh giá từ các giếng như: Mãng Cầu- Thiên Ứng(04.3-MC-2X, 04.3-TU-1X, 04.3-TU-2X), Thanh Long (05.1-TL-1X), ĐạiHùng (DH-1X, 2X, 10X), Hải Thạch (05.2-HT-1X), Kim Cương Tây(05.2-KCT-1X), Rồng Vĩ Đại (11.2-RVD-1X), ), Rồng Đôi (11.2-RD-1X), RồngTre (11.2-RT-1X ), Phi Mã (10-PM-1X), A-1X, Gấu Ngựa (11.1-GC-1XST).

Hình 9: Môi trường trầm tích Miocene giữa

Miocene trên

Hệ tầng Nam Côn Sơn (N 1 3 nsc).

Trầm tích Miocene trên chủ yếu là cát và sét xen kẹp Môi trườngtrầm tích ở phía Đông của bồn trũng là sườn lục địa

Biểu hiện hydrocacbon trong những vỉa cacbonat Miocene trên củabồn trũng được đánh giá từ các giếng: Mãng Cầu- Thiên Ứng (04.3-MC-2X,04.3-TU-1X, 04.3-TU-2X), Đại Hùng (DH-9X, 12X), Lan Đỏ (06-LD-1X),Lan Tây (06-LT-1X), và những vỉa mảnh vụn ở giếng: Hải Thạch (05.2-HT-1X), Mộc Tinh( 05.3-MT-1X), Bảo Mã (10-BM-1X)

Pliocene – Đệ Tứ

Hệ tầng Biển Đông (N 2- Q bđ)

Môi trường trầm tích Pliocene chủ yếu là từ giữa thềm tới ngoài thềm.Vật liệu bao gồm phần lớn là cát kết bao phủ toàn bộ phía Tây khu vực nềncho tới phía Đông khu vực thuộc bồn Cho tới nay không phát hiệnhydrocacbon ở hệ tầng này

IV HỆ THỐNG DẦU KHÍ

IV.1 Hệ thống dầu khí khu vực

1 Đặc điểm và tiềm năng tầng sinh.

Tầng sinh cho tất cả tập hợp triển vọng ở bể Nam Côn Sơn chủ yếu làđá mẹ có tuổi Oligocene phân bố trong các địa hào và trầm tích Miocenesớm phân bố rộng rãi trong bể

Tầng sét than, sét bột Oligocene có bề dày từ 100 – 1000m, có tiềmnăng hữu cơ từ trung bình đến tốt, khả năng sinh hỗn hợp dầu và khí, TOC =0.44-78.3% wt, S2= 0.97-166.12mg/g, phân bố chủ yếu ở phần trung tâm vàphần Nam của đới trũng phía Đông và một phần phía Đông của đới phân dịchuyển tiếp Ở hầu hết diện tích, đá mẹ tuổi Oligocene đã kết thúc pha tạodầu mạnh, chủ yếu tạo khí ẩm condensate và khí khô

Tầng Miocene dưới có bề dày 400 – 2500m, tiềm năng hữu cơ từtrung bình đến thấp, khả năng sinh khí là chủ yếu, TOC = 0.45 – 0.8wt, S2 <

2mg/g

2 Đặc điểm tầng chứa

Đá móng Granit, Granodiorit, Ryolit hang hóc, nứt nẻ là một trongnhững đối tượng có khả năng chứa tốt, nứt nẻ và hang hóc được hình thành

do hai yếu tố:

quá trình kết tinh

 Độ rỗng thứ sinh: Hoạt động kiến tạo và quá trình phong hóa vàbiến đổi nhiệt.

Đối với đá móng thì độ rỗng thứ sinh đóng vai trò chủ đạo Hoạt độngthủy nhiệt có thể làm tăng kích thước các hang hóc, nứt nẻ được hình thànhtừ trước nhưng có khi lấp đầy hoàn toàn hoặc một phần các nứt nẻ bởi cáckhoáng vật thứ sinh

Đá chứa cát kết tuổi Oligocene, chủ yếu là cát kết thạch anh, mảnhvụn chủ yếu là canxit, trầm tích Oligocene bị biến đổi mạnh vì vậy cả hạtvụn và xi măng đều bị tái kết tinh Độ rỗng dao động từ 12 – 16 %, độ thấm0.1 – 1.0 mD

Đá chứa Miocene dưới: trầm tích Miocene dưới bao gồm cát kết thạchanh, cát kết đa khoáng, màu xám sáng có xen kẽ bột và sét kết Độ rỗng daođộng từ 18 – 25%, độ thấm từ 8 - 25 mD

Đá chứa cát kết Miocene giữa, trầm tích Miocene giữa được hìnhthành trong điều kiện thềm nông, trầm tích Miocene giữa biến đổi trungbình, cát bột kết gắn kết bởi xi măng và canxit tái kết tinh

Tầng Miocene trên: trầm tích Miocene trên được thành tạo chủ yếutrong điều kiện biển nông, thành phần là cát bột đã gắn kết từ trung bìnhđến tốt, trầm tích Miocene trên nói chung nằm trong giai đoạn tạo đá Độrỗng từ 13 – 14%

Đá chứa cacbonat: đá chứa cacbonat ở bể Nam Côn Sơn phân bố chủyếu ở phía Đông của bể trong các trầm tích Miocene giữa (hệ tầng ThôngMãng Cầu) và Miocene trên (hệ tầng Nam Côn Sơn) Đá chứa cacbonatMiocene giữa phát triển khá rộng rãi trong phạm vi các lô 04, 05, 06… phía

Đông của bể, tại các giếng khoan Dừa, Lan Tây, Lan Đỏ, Đại Hùng, 04-1Xgặp đá vôi sinh vật đồng nhất dạng khối màu trắng sữa, độ rỗng khoảng 20– 38% Kiểu độ rỗng chủ yếu là độ rỗng giữa hạt do quá trình dolomite hóavà độ rỗng hang hóc do hòa tan.

3 Đặc điểm tầng chắn.

Dựa vào đặc điểm thạch học, cấu tạo, bề dày các diện tích phân bốcủa các tập sét trong mặt cắt trầm tích bể Nam Côn Sơn, ta có thể phân ramột tầng chắn khu vực và các tầng chắn địa phương:

bề dày từ vài chục đến hàng trăm mét được hình thành trong môi trườngbiển, phân bố rộng khắp bể

bột, sét than và sét vôi của trầm tích Oligocene và Miocene nằm xen kẽ vớicác trầm tích hạt thô Chiều dày của các tập chắn địa phương thay đổi từ vàimét đến vài chục mét, chủ yếu phân bố trong các địa hào và bán địa hào,đặc biệt ở trũng phía Đông của bể, chúng được hình thành trong môi trườngđầm lầy, vũng vịnh và biển nông Thành phần thạch học của sét có hàmlượng kaolinit từ 60% - 70% và ilit từ 30% - 40%, phản ánh chất lượng chắntừ trung bình đến tốt

gãy trong khả năng chắn cũng đã có một vị trí quan trọng đối với các mỏ(Đại Hùng, Rồng Đôi – Rồng Đôi Tây)

4 Sự di cư và nạp bẫy.

Kết quả phân tích địa hóa cho thấy đá mẹ Miocene có hàm lượng vậtchất hữu cơ không cao, hầu hết đang ở trạng thái chưa trưởng thành nên khảnăng sinh hydrocacbon hạn chế, vì vậy sản phẩm dầu khí có mặt trong látcắt Miocene – Pliocene dưới chủ yếu được di cư từ đá mẹ nằm ở độ sâu lớnhơn Kết quả phân tích dầu thô trong Oligocene ở mỏ Đại Hùng cho thấyhydrocacbon no chiếm tỷ lệ lớn (từ 80% - 90%), điều này chứng tỏ dầu ởđây không phải tại sinh mà là di cư tới Sự tăng dần của hydrocacbon notheo chiều sâu ở mỏ Đại Hùng thể hiện quá trình dịch chuyển và nạp dầukhí vào bẫy theo phương chéo ngang từ đá mẹ nằm sâu hơn

Hydrocacbon sinh ra từ đá mẹ tuổi Oligocene bắt đầu di cư cách đây18.2 triệu năm, còn đá mẹ tuổi Miocene sớm 2.8 triệu năm

Như vậy, các kiểu bẫy có thời gian thành tạo và được hoàn thiệntrước Miocene giữa đều có khả năng đón nhận sản phẩm dầu khí Đặc biệtcác bẫy cấu tạo và hỗn hợp phát triển kế thừa trên các đá móng nhô cao.Song, do hoạt động kiến tạo ở bể Nam Côn Sơn xảy ra rất mạnh kể từOligocene cho đến cuối Pliocene sớm với nhiều pha khác nhau, nên nhiềutích tụ dầu khí đã không được bảo tồn Dầu khí đã bị thoát ra khỏi bẫy vàdịch chuyển theo các đứt gãy Dấu vết dầu nặng gặp trong đá móng nứt nẻ ởmột số giếng khoan (lô 10, 12, 28, 29) đã chứng minh cho nhận xét trên

IV.2 Hệ thống dầu khí lô 11.1

1 Đá sinh và độ trưởng thành

Từ kết quả nghiên cứu địa hóa bởi VPI cho thấy đá sinh lô 11.1 chủyếu gồm bột sét, sét than và than ở Oligocene, Miocene giữa và dưới Vậtliệu hữu cơ Oligocene có nguồn gốc trầm tích từ môi trường đầm hồ và môitrường lục địa với Kerogen loại I/ II/III Bên cạnh đó vật liệu hữu cơMiocene có nguồn gốc chủ yếu thực vật bậc cao

Bảng tóm tắt về tiềm năng đá mẹ lô 11.1:

Tỷ trọng dầu ở lô 11.1 được đánh giá là từ nhẹ tới trung bình với tỷ

<0.1% Nhìn chung dầu trong bồn Nam Côn Sơn có tỷ lệ Pristane/Phytan