Đề tài Phương pháp phân tích địa hóa dầu khí

Header Page of 113 Phng phỏp phõn tớch a húa du khớ Mở đầu Vào năm đầu kỷ XX, ngời ta tìm dầu theo biểu mặt Theo đó, khu vực có nhiều điểm lộ khí/dầu khu vực có tàng trữ dầu khí dới sâu Càng sau, với phát triển nghiên cứu địa chấn phản xạ hiểu biết nhiều dầu khí, công tác khoan dầu khí hớng theo quan điểm nếp lồi Tuy nhiên, thực tế tìm kiếm thăm dò dầu khí theo quan điểm nếp lồi có nhiều giếng khoan không tìm thấy dầu Điều buộc nhà tìm kiếm thăm dò phải quan tâm đến nguồn cung cấp dầu khí vào nếp lồi nh điều kiện hình thành bảo tồn tích tụ Một nghiên cứu nhằm làm sáng tỏ vấn đề nguồn cung cấp sản phẩm mô hình địa hóa đá mẹ Những khái niệm chung Để đánh giá đá mẹ, trớc hết cần thống khái niệm chung đá mẹ tiêu đánh giá chúng Theo Vasoievich, tập trầm tích đợc coi đá mẹ có đủ độ giàu vật chất hữu (VCHC), thể tích đá phải đủ lớn để sinh lợng hydrocacbon đủ để tích tụ thành mỏ Hiện nay, nghiên cứu tìm kiếm thăm dò dầu khí nói chung nghiên cứu đá mẹ nói riêng tập trung vào khía cạnh cụ thể chi tiết để đánh giá đá mẹ cấp độ khác Đá mẹ sinh dầu khí tập trầm tích hạt mịn đủ độ giàu VCHC (TOC>0.5%,Wt trầm tích lục nguyên; TOC>0.25%,Wt trầm tích cacbonate), sinh tách đợc dầu/khí đủ để hình thành tích tụ dầu khí Để đánh giá tiềm sinh tầng đá mẹ, độ giàu VCHC cha đủ mà cần quan tâm tới chất VCHC mức độ biến đổi chúng Một tiêu chí để đánh giá chất VCHC loại kerogen đá mẹ Vậy kerogen gì? Kerogen phần vật chất hữu có mặt đá trầm tích, không tan dung môi hữu Kerogen đợc tạo thành polymer hóa phân tử hữu đợc tách từ xác sinh vật Dầu khí đợc tạo thành từ kerogen qúa trình catagenes giai đoạn đầu metagenes Theo nghiên cứu Douglas W Waples 1980, nhiều tác giả khác [1], [2], [3], [5], [7] có tồn bốn loại kerogen nh sau: Footer Page -1 of 113 Nguyn Th Du VPI_email daunt@vpi.pvn.vn Header Page of 113 Phng phỏp phõn tớch a húa du khớ Bảng Bảng phân loại kerogen (Cornford, 1977) Nguồn gốc Phân loại tên gọi Kerogen Ngập nớc Algal (Aquatic) Liptinite Amorphous Loại I (shapropen) Vô định hình (Amorphous) Loại II Dạng sợi (Herbaceous) vitrinite Lục địa (Terrestrial) TV có cấu trúc Humic Loại III (Woody) Than Inertinite Loại khác(IV) Kerogen loại I: Gồm sinh vật đơn bào, chủ yếu rong tảo sống môi trờng đầm hồ, giàu lipit, có khả sinh dầu cực tốt Thành phần maceral chủ yếu lipite, vitrinit inertinite Hàm lợng lu huỳnh thấp(1.5, O/C1%), tỷ số nguyên tử H/C cao (1.2-1.5), tỷ số O/C thấp Footer Page -2 of 113 Nguyn Th Du VPI_email daunt@vpi.pvn.vn Header Page of 113 Phng phỏp phõn tớch a húa du khớ kerogen loại III IV Kerogen loại IIS có đá mẹ chứa hoàn toàn VCHC biển thờng liên quan tới đá cacbonnat, có hàm lơng lu huỳnh cao(>2%) thờng sinh dầu độ trởng thành thấp kerogen loại khác Kerogen loại II (và IIS) có khả sinh dầu tốt Kerogen loại III: Có nguồn gốc từ loại thực vật thợng đẳng giàu celluois lignin, hàm lợng liptinit lu huỳnh thấp, tỷ số nguyên tử H/C 3.2 > 10.0 > 4000 > 2400 >1600 Nghèo Đặc biệt tốt 2.2 Chất lợng vật chất hữu Footer Page -4 of 113 Nguyn Th Du VPI_email daunt@vpi.pvn.vn Header Page of 113 Phng phỏp phõn tớch a húa du khớ Chất lợng VCHC có vai trò quan trọng đánh giá đá mẹ Một tập trầm tích dù giàu VCHC nhng VCHC chúng gồm chủ yếu inertinit khả sinh dầu khí coi đá mẹ sinh dầu khí Chỉ số sản phẩm (PI): Các số từ phép phân tích Rock-Eval nh S1(mg/g) lợng hydrocarbon tự có đá đợc giải phóng nhiệt độ dới 3000C tính mgHC/g đá, S2 (mg/g) lợng hydrocarbon tiếp tục đợc giải phóng qúa trình cracking kerogen tiếp tục tăng nhiệt độ từ 3000C lên 5500C tính mgHC/g đá Chỉ số sản phẩm PI=S1/(S1+S2) chủ yếu đợc sử dụng để đánh giá hydrocacbon (HC) mẫu sinh hay di c ( PI < 0.3 - HC sinh, PI > 0.3 HC di c) Ngoài PI đợc sử dụng để đánh giá mức độ trởng thành nhiệt VCHC chứa mẫu, VCHC sinh dầu PI thay đổi từ 0.1 bắt đầu tạo dầu tới 0.4 peak tạo dầu [1], [4] Chỉ số hydrogen (HI) tính theo công thức S2/TOC (mgHC/gTOC) sử dụng để đánh giá VCHC mẫu có khả sinh dầu hay khí (xem bảng 4) Tuy nhiên giá trị HI cha phải tiêu luôn sử dụng đánh giá tiềm sinh VCHC, mẫu chứa nhiều than có giá trị HI cao nhng cha VCHC có khả sinh dầu Chính cần xét thêm nhiều tiêu khác nữa[1], [4], [8] Bảng Tiềm sinh hydrocacbon vật chất hữu theo tiêu HI Giá trị HI (mgHC/gTOC) Khả sinh < 50 Vô sinh 50-200 Sinh khí 200-300 Sinh khí-dầu > 300 Sinh dầu Tỷ số C21+C22/C28+C29 đợc tính từ số liệu phân tích GC thờng thay đổi theo môi trờng tồn VCHC Tỷ số C21+C22/C28+C29 >1.5 với vật liệu hữu môi trờng ngập nớc, CO2+ H2O (1) Tổng hàm lợng cacbon hữu mẫu đợc tính % trọng lợng cacbon hữu mẫu đá theo công thức: Mc M2x F TOC = x x 100% Mo (2) M1 Trong đó: Mo : Khối lợng mẫu ban đầu(cha loại cacbonat) Mc : Khối lợng mẫu không tan dung dịch HCl 10% (đã loại cacbon vô cơ) M1 : Khối lợng mẫu(đã loại cacbonat) đa vào buồng đốt M2 : Khối lợng CO2 thu đợc sau phân tích F: hệ số chuyển đổi [F = 12/(12 + 32) = 0.273] Thông thờng, mẫu có hàm lợng VCHC đạt tiêu chuẩn đá mẹ từ mức trung bình trở lên (TOC> 0.5%) đợc phân tích tiếp tiêu chi tiết 3.2 Nhiệt phân tiêu chuẩn Rock- Eval (RE) Nhiệt phân tiêu chuẩn Rock-Eval (Standard Rock-Eval Pyrolysis) phơng pháp phân tích địa hóa đá mẹ đợc sử dụng rộng rãi Phơng pháp đợc nhà địa hóa ngời Pháp Espitalié cộng phát minh năm 1976, dựa Footer Page -8 of 113 Nguyn Th Du VPI_email daunt@vpi.pvn.vn Header Page of 113 Phng phỏp phõn tớch a húa du khớ khả tạo sản phẩm vật chất hữu mẫu đá trầm tích xúc tác nhiệt môi trờng phản ứng phụ khác Nhiệt phân tiêu chuẩn RockEval cho phép phân tích nhanh lợng mẫu nhỏ, rút ngắn đợc thời gian nh chi phí phân tích Phơng pháp nhiệt phân tiêu chuẩn Rock-Eval dùng để xác định khả tạo sản phẩm VCHC mẫu đá đợc tiếp tục trởng thành cách nung nóng chúng môi trờng khí trơ theo chơng trình nhiệt độ định sẵn Khi nhiệt độ buồng đốt máy cha vợt 300oC hydrocacbon (HC) tự có sẵn mẫu đợc giải phóng Khi nhiệt độ tiếp tục tăng từ 3000C lên 5500C, HC đợc giải phóng qúa trình cracking kerogen Một lợng khoảng 5-10mg mẫu đá đợc làm sạch, loại bỏ tạp chất, nghiền nhỏ tới cỡ hạt 0.1-0.25mm, đốt với nhiệt độ tăng dần theo chơng trình định sẵn từ 1000C đến 5500C môi trờng khí trơ (khí He N2 tinh khiết) Trong trình đốt nóng, sản phẩm thoát đợc ghi nhận detechter máy tự ghi (xem hình 1) Các tiêu thu đợc từ phép phân tích cho phép đánh giá độ giàu VCHC đá mẹ xác định sơ loại vật chất hữu cơ, khả sinh HC (dầu/khí) VCHC chúng S1(mg/g): Lợng hydrocacbon tự có đá đợc giải phóng nhiệt độ dới 3000C tính mgHC/g đá S2 (mg/g): Lợng hydrocacbon tiếp tục đợc giải phóng qúa trình cracking kerogen tiếp tục tăng nhiệt độ từ 3000C lên 5500C tính mgHC/g đá S3(mg/g): khí cacbonic nớc (CO2 H2O) giải phóng qúa trình nhiệt phân Tmax(0C): Nhiệt độ ứng với đỉnh cực đại pick S2 Footer Page -9 of 113 Nguyn Th Du VPI_email daunt@vpi.pvn.vn Header Page 10 of 113 Phng phỏp phõn tớch a húa du khớ Cách tính số S1nh sau: Giá trị S1 mẫu chuẩn K1 = Diện tích tín hiệu S1 mẫu chuẩn S1 = K1 x diện tích tín hiệu S1 mẫu đo Tơng tự với S2 S3 Từ thông số trên, tính tỷ số liên quan: Chỉ số hydrogen (HI): S2/TOC (mgHC/gTOC) Chỉ số oxygen (OI) : S3/TOC Chỉ số sản phẩm (PI): S1/( S1 + S2) 3.3 Phơng pháp chiết bitum đá Phơng pháp khai thác tính chất hòa tan bitum dung môi hữu tính chất sôi nhiệt độ thấp dung môi hữu Tính chất sôi nhiệt độ thấp dung môi hữu đảm bảo mẫu không bị biến đổi trình chiết tách thành phần bitum Quá trình hòa tan bitum xảy triệt để có xúc tác nhiệt Có thể chiết bitum hệ thống soklect chiết trực tiếp cách nhúng mẫu chìm dung môi hữu đun sôi hệ thống bếp từ Trớc Viện Dầu Khí thờng chiết bitum dung môi có hoạt tính khác nh cồn benzen cloroform, sản phẩm chiết đợc goi bitumA cloroform bitum C cồn benzen Hiện nay, để chiết bitum đợc triệt để ngời ta thờng dùng cloroform dichloromethane trộn lẫn metanol Mẫu để chiết bitum phải đợc rửa sạch, sấy khô nhiệt độ dới 40oC nghiền tới cỡ 0.25mm Mỗi mẫu chiết bitum có trọng lợng khoảng đến 15 gam Dùng dung môi hữu (cloroform dichloromethane) trộn lẫn metanol tỷ lệ 93/7 thể tích để chiết bitum Mẫu đợc ngâm hỗn hợp dung môi sôi nhẹ khoảng 4giờ liên tục để tách đợc toàn bitum khỏi mẫu Dung môi đợc tách khỏi bitum hệ thống chng cất xoay bay tự nhiên 3.4 Tách thành phần nhóm bitum Tách thành phần nhóm bitum thực chất phép sắc ký lỏng (LC) Đây kỹ thuật tách thành phần hỗn hợp hóa học dựa vào tính chất vật lý hóa 10 Footer Page -10 of 113 Nguyn Th Du VPI_email daunt@vpi.pvn.vn Header Page 11 of 113 Phng phỏp phõn tớch a húa du khớ học chúng Các thành phần bitum có khả bị hấp phụ hay hòa tan mức độ khác dung môi hữu khác Dựa vào tính chất đó, bitum đợc tách thành ba thành phần HC no, HC thơm hợp phần nặng nhờ phơng pháp sắc ký lỏng Chất chiết (bitum) sau cho bay tự nhiên hết dung môi, cân 100mg chất chiết cho hoà tan 4ml n-pentan Hỗn hợp để lắng sau giờ, ly tâm 3000vòng/phút 10 phút Phần cặn (asphalten) tiếp tục cho thêm n-pentan khuấy ly tâm thêm vài lần tới dung dịch nhằm tách hết hydrocacbon khỏi asphalten Dung dich thu đợc cho bay hết n-pentan hệ thống chng cất xoay Phần cặn thu đợc (gọi bitum) hoà tan hexan tách thành phần bitum máy sắc ký lỏng áp suất trung bình (655A-12 MPLC Medium pressure liquide chromatography) Phơng pháp sắc ký lỏng ứng dụng đặc tính loại dung môi hữu có khả hoà tan thành phần bitum đặc tính hấp phụ hydrocacbon silicagen để tách bitum thành thành phần hydrocacbon no, thơm hợp phần nặng (SNO) Sơ đồ nguyên tắc phơng pháp thể hình Để tách HC no, sau bơm mẫu vào cột cho dòng dung môi n-hexan chạy vào cột máy bơm, hợp phần hydrocacbon no đợc hứng bình HCno Sau đó, hợp phần hydrocacbon thơm hợp chất phân cực (SNO) đợc tách dòng dichloromethane (DCM) bơm qua cột hấp phụ, sản phẩm HC thơm tách đợc dẫn vào bình HCthơm, hợp phần SNO đợc đa vào bình hợp phần nặng nhờ hệ thống bơm chân không Trên phép phân tích sơ bộ, để nghiên cứu VCHC hydrocarbon đá cách đầy đủ cần có phép phân tích chi tiết nh sắc ký khí (GC), sắc ký khối phổ (GC-MS) Nhiều nhà nghiên cứu chứng minh dấu ấn sinh vật lu lại mẫu dầu mỏ có mối liên hệ mật thiết với vật chất hữu sinh có giá trị nh dạng hoá thạch địa hóa Tuy nhiên hoá thạch cổ sinh vết tích dạng tồn sinh vật cổ lu lại đá, quan sát mô tả đợc chúng mang nhiều dấu ấn sinh vật lúc sống nghiên cứu hoá thạch đia 11 Footer Page -11 of 113 Nguyn Th Du VPI_email daunt@vpi.pvn.vn Header Page 12 of 113 Phng phỏp phõn tớch a húa du khớ hoá vấn đề phức tạp chúng phần thể sống mà dấu vết biến đổi xác sinh vật Cùng nguồn vật chất hữu ban đầu nhng chúng tồn phân huỷ điều kiện khác tạo hoá thạch khác Trong địa hoá dầu khí, nghiên cứu dấu hiệu sinh vật lu lại mẫu có hoá thạch đạo nhng để định tuổi nh cổ sinh mà để xác định loại, nguồn VCHC ban đầu môi trờng tích tụ bảo tồn chúng Chẳng hạn tính trội cao hydrocacbon (HC) có số nguyên tử cacbon lẻ dải phân bố sắc ký khí cho hydrocacbon no C15+ liên quan với VCHC biển Sự có mặt dù thấp cấu tử Oleanane kết phân tích GC-MS xác nhận nguồn VCHC ban đầu thực vật bậc cao có tuổi không cổ Krêta [3, 5, 6] Rất nhiều phơng pháp đợc sử dụng cho mục đích nghiên cứu dấu hiệu sinh vật phục vụ nghiên cứu chất VCHC đá mẹ nh liên kết dầu thô - đá mẹ liên kết dầu - dầu Nhóm phơng pháp phân tích đợc ứng dụng nhiều gồm tách thành phần bitum (sắc ký lỏng), sắc ký khí Tuy nhiên, nh nêu trên, việc nghiên cứu dấu hiệu sinh vật địa hoá dầu khó khăn phức tạp hydrocacbon (HC) chịu nhiều tác động môi trờng xung quanh nh loại VCHC ban đầu, môi trờng lắng đọng, bảo tồn phân huỷ chúng, tác động đá chứa HC nh môi trờng mà chúng di c qua Đôi sắc ký lỏng, sắc ký khí thông thờng cha đủ độ phân giải để xác định dấu hiệu sinh vật có trùm lấp cấu tử lên tạo thông tin giả Với phát triển khoa khọc, phơng pháp sắc ký khối phổ sắc ký khối phổ kép (GC-MS GC-MS-MS) đời, phơng pháp nghiên cứu dấu hiệu sinh vật hữu hiệu nay, đặc biệt sắc ký khối phổ kép (GC-MS-MS) Chính để nghiên cứu sâu cần phân tích tiêu GC GC-MS 3.5 Sắc ký khí (GC) Phơng pháp sắc ký dựa vào tợng động học cân pha Khi đa vào cột sắc ký hỗn hợp chất đó, muốn đạt đợc mức độ tách hoàn toàn, trớc hết bề mặt tiếp xúc hai pha phải lớn bề dày tiếp xúc hai pha phải đủ nhỏ Chính cột hấp phụ thực chất ống nhỏ đồng dài chừng 25m đến 60m, tiết diện 0.25mm đợc nhồi đầy chất hấp phụ Mẫu đợc vận chuyển qua cột 12 Footer Page -12 of 113 Nguyn Th Du VPI_email daunt@vpi.pvn.vn Header Page 13 of 113 Phng phỏp phõn tớch a húa du khớ sắc ký môi trờng khí trơ (khí He N2 tinh khiết) để đảm bảo không xảy phản ứng hóa học cột hấp phụ Bản chất phép phân tích dựa vào khả tơng tác vật lý cấu tử hỗn hợp cần phân tích (mẫu) với pha tĩnh(chất hấp phụ cột sắc ký) pha động (khí mang) Mỗi cấu tử mẫu có lực với pha tĩnh khác Để chuyển dịch hỗn hợp chất (mẫu) qua tất đĩa lý thuyết, cấu tử cần khoảng thời gian định (gọi thời gian lu chúng pha tĩnh) mức độ hấp phụ vào pha tĩnh khác Quá trình dịch chuyển chất đĩa lý thuyết diễn liên tục pha tĩnh pha động, từ đầu cột đến cuối cột sắc ký Kết cấu tử đợc phân vùng riêng biệt cột hấp phụ, cấu tử mẫu đợc giải hấp theo thời gian Detechter máy tự ghi đợc gắn cuối cột sắc ký để ghi nhận hàm lợng cấu tử dới dạng sắc đồ (xem hình 3) Phép phân tích sắc ký khí nói chung thực cho đối tợng nh chất chiết (bitum), condensate, dầu, khí Riêng phân tích sắc ký hợp chất no, thơm đợc thực cho đối tợng mẫu chất chiết (bitum), condensate, dầu Kết 13 Footer Page -13 of 113 Nguyn Th Du VPI_email daunt@vpi.pvn.vn Header Page 14 of 113 Phng phỏp phõn tớch a húa du khớ biểu thị hàm lợng cấu tử hydrocacbon từ C15+ dới dạng sắc đồ Định dạng dải phân bố n-Alkane đợc sử dụng để đánh giá nguồn gốc, mức độ trởng thành môi trờng lắng đọng nh phân hủy VCHC sinh chúng 3.6 Sắc ký khối phổ (GC-MS) Khối phổ ký đợc coi phơng pháp phân tích chi tiết nhất, hữu hiệu việc liên kết dầu - dầu dầu - đá mẹ, đợc xem nh kiểu phân tích ADN địa hoá dầu Ví dụ có mặt phổ biến oleanane dải m/z 191 hydrocacbon no VCHC ban đầu có tuổi cổ Krêta, C27 sterane trội tuyệt đối dải m/z 217 sterane VCHC ban đầu có nguồn gốc 14 Footer Page -14 of 113 Nguyn Th Du VPI_email daunt@vpi.pvn.vn Header Page 15 of 113 Phng phỏp phõn tớch a húa du khớ biển, C29 sterane trội tuyệt đối dải m/z 217 sterane lại liên quan tới VCHC ban đầu có nguồn gốc lục địa Phơng pháp phân tích GC-MS dựa nguyên tắc cấu tử sau đợc tách sắc ký khí đợc ion hoá bẻ gãy thành phân mảnh có khối lợng điện tử định, phân mảnh thờng đợc ký hiệu m/z đầu tiếp sau khối lơng điện tử mảnh (ví dụ m/z 191, m/z 259 ) Hỗn hợp cấu tử đợc ion hóa luân chuyển qua cột hấp phụ Các chu trình diễn giai đoạn tơng tự máy sắc ký khí, độ phổ biến cấu tử đợc khuyếch đại ghi lại dới dạng sắc đồ Nguyên tắc máy phân tích GC-MS GC-MS-MS đợc thể sơ đồ hình Có nhiều tiêu dấu hiệu sinh vật khai thác từ số liệu khối phổ ký, tiêu có tác dụng riêng việc đánh giá, liên kết Chúng phản ánh vài đặc diểm VCHC nguồn Có tiêu sử dụng cho đánh giá nguồn vật liệu ban đầu, có tiêu dùng đánh giá độ trởng thành VCHC, có tiêu dùng đánh giá mức độ phân huỷ sinh vật có tiêu dùng đánh giá độ trởng thành lẫn nguồn vật liệu ban đầu (xem bảng 5) Tóm lại từ kết phân tích GC-MS mẫu chất chiết dầu, khai thác đợc hàng ngàn tiêu dấu hiệu sinh vật, nhiên báo cáo sử dụng số tiêu để đánh giá chất HC nhằm xác định mối quan hệ HC nguồn gốc VCHC sinh chúng Theo nghiên cứu chuyên gia địa hoá dầu [7], dấu hiệu sinh vật thờng phong phú phân đoạn C19 C40, đặc biệt khoảng C24 C36 đối tợng để nghiên cứu dải hopane sterane (xem hình 5) Ngoài tiêu nh nêu, nghiên cứu đá mẹ sử dụng tiêu phân tích phơng pháp quang học để đánh giá độ trởng thành VCHC độ phản xạ vitrinite 3.7 Độ phản xạ ánh sáng Vitrinite (Ro) Vitrinite thành phần nhóm maceral than kerogen đợc tách từ cellulosis từ tế bào lignitic thực vật cạn (terrestrial plants) Vitrinite có màu vàng cam nhạt đến nâu sẫm dới ánh sáng trắng truyền qua; màu xám đến 15 Footer Page -15 of 113 Nguyn Th Du VPI_email daunt@vpi.pvn.vn Header Page 16 of 113 Phng phỏp phõn tớch a húa du khớ vàng sáng phản xạ ánh sáng trắng; không phát quang dới ánh sáng tím[10] Khả phản xạ ánh sáng Vitrinite tăng theo mức độ biến đổi nhiệt VCHC, phản ánh nhiệt độ cao mà VCHC trải qua Hay nói cách khác, độ phản xạ vitrinite phản ánh độ trởng thành nhiệt cao mà VCHC trải qua Để đo độ phản xạ vitrinite, lấy khoảng 10- 20 gam mẫu, loại bỏ thành phần cacbonat HCl 15 sau xử lý axit HF để loại bỏ khoáng vật silicat Sau rửa lại xử lý HCl lần thứ hai để đảm bảo loại bỏ hoàn toàn cacbonat mẫu, phần lại kerogen khoáng vật không tan HCl HF (tạm gọi cặn) Phần cặn đợc rửa gồm khoáng vật kerogen, kerogen có tỷ trọng nhỏ 2.0, khoáng vật không tan HCl HF thờng có tỷ trọng lớn 2.0 Kerogen đợc tách khỏi khoáng vật hỗn hợp cặn dung dịch nặng tỷ trọng 2,0 Rửa phần kerogen tách đợc nớc lã, cần đảm bảo dung dịch nặng mẫu đợc loại bỏ hoàn toàn Phần kerogen đợc để khô, trộn với loại nhựa chuyên dụng để làm thành khối nhỏ hình vuông hình trụ Mẫu đợc mài qua nhiều công đoạn từ thô đến mịn để đảm bảo có mặt mài láng bóng phẳng Độ phản xạ ánh sáng trắng qua môi trờng dầu nhúng vitrinite mẫu đợc xác định kính hiển vi chuyên dụng Mẫu có độ trởng thành cao, độ phản xạ đo đợc lớn Đơn vị đo độ phản xạ vitrinite tỷ lệ cờng độ ánh sáng phản xạ bề mặt vitrinite so với ánh sáng tới môi trờng dầu nhúng, tính theo phần trăm (Ro,%) Hiện độ phản xạ vitrinite tiêu đánh giá độ trởng thành VCHC hữu hiệu rẻ Tuy nhiên phép phân tích điểm cần lu ý trình thực để trách mắc sai số lớn Mẫu sót bitum, có nhiều VCHC vô định hình (amorphous) mảnh vitrinite mẫu bị phá hủy mẫu lẫn mảnh độ sâu nông (caving trờng hợp mẫu vụn khoan) dễ làm giá trị đo đợc thấp giá trị thật mẫu 16 Footer Page -16 of 113 Nguyn Th Du VPI_email daunt@vpi.pvn.vn Header Page 17 of 113 Phng phỏp phõn tớch a húa du khớ Mẫu có thành phần marceral nhiều innertinite, có nhiều vật liệu tái trầm tích (rework) lẫn nhiều khoáng vật dễ làm giá trị đo đợc cao giá trị thực mẫu Chính vây để lựa chọn giá trị đại diện mẫu khắc phục vấn đề trên, mẫu đo độ phản xạ vitrinit cần đọc giá trị từ 50 lần trở lên Đôi phải tham khảo nhiều tiêu khác nh Tmax, dạng giải phân bố GC, tỷ số số liệu GC-MS Độ phản xạ vitrinit công dụng đánh giá độ trởng thành VCHC, xác định ngỡng trởng thành giếng khoan, đợc sử dụng để xác định gián đoạn trầm tích bóc mòn giếng khoan khoan qua đứt gãy thuận hay lặp lại địa tầng giếng khoan khoan qua đứt gãy nghịch (xem hình 6a,b) TI LIU THAM KHO Nguyễn Thị Dâu (2008), Các phơng pháp nghiên cứu địa hóa đá mẹ Barry Katz (1994), Petroleum source rocks Bernard Durrand(1980), Kerogen insoluble organic matter from sedimentary rocks Jennifer A Miles (1989), Illustrated Glossary of Petroleum Geochemistry, Oxford Science Publications Jorgen A Bojesen Koefoed(2002), Organic Geochemistry and petrology in petroleum exploration - Basic Organic Sedimentology and introduction to the use of organic geochemical screening tools and biological marker technique John M.Hunt (1980), Petroleum Geochemistry and Geology, W.H Freeman and Company San Francisco Hans peter Nytoft; Jorgen A Bojesen Koefoed; Flemming G Christiansen(1999), C26 and C28-C34 28-Norhopanes in sediments and petroleum, AAPG Methods in exploration Kennetch E Peters, J Michael Moldowan (1993), The Biomarkers guide interpreting molecular fossils in petroleum and ancient sediments 17 Footer Page -17 of 113 Nguyn Th Du VPI_email daunt@vpi.pvn.vn Header Page 18 of 113 Phng phỏp phõn tớch a húa du khớ 18 Footer Page -18 of 113 Nguyn Th Du VPI_email daunt@vpi.pvn.vn ... trên, cần thực phép phân tích đá mẹ Phân tích địa hoá đá mẹ nói chung có nhiều phơng pháp, nhiên khuôn khổ báo cáo tác giả giới thiệu vắn tắt phơng pháp phân tích có Viện Dầu Khí Việt Nam phòng... Nhiệt phân tiêu chuẩn Rock- Eval (RE) Nhiệt phân tiêu chuẩn Rock-Eval (Standard Rock-Eval Pyrolysis) phơng pháp phân tích địa hóa đá mẹ đợc sử dụng rộng rãi Phơng pháp đợc nhà địa hóa ngời Pháp. .. hữu (TOC) Đây thông số thờng đợc phân tích trớc tiên hàng loạt phép phân tích địa hóa đá mẹ, kết sở để định thực phép phân tích nhằm giảm đáng kể chi phí phân tích không thật cần thiết Thông thờng,