Báo cáo môn cơ sở khoa học dầu khí

Cấu trúc địa chất bể Malay – Thổ Chu có đặc điểm chung của các bể trầm tích ViệtNam có hai tầng chính: Trước Đệ Tam và Đệ Tam.Tầng cấu trúc trước Đệ Tam được thành tạo bởi nhiều pha khác

ĐẠI HỌC QUỐC GIA TPHCM TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA KHOA KỸ THUẬT ĐỊA CHẤT VÀ DẦU KHÍ

BÁO CÁO MÔN CƠ SỞ KHOA HỌC DẦU KHÍ

ĐỀ TÀI: ĐẶC ĐIỂM HỆ THỐNG DẦU KHÍ BỒN

1. Giới thiệu

- Bể Malay-Thổ Chu nằm ở vịnh Thái Lan, phía Đông là vùng biển Tây Nam ViệtNam, phía Đông Bắc là vùng biển Campuchia, phía Tây Bắc và Tây là vùng biểnThái Lan và phía Tây Nam là vùng biển Malaysia

- Về cấu trúc, bể có dạng kéo dài theo hướng Tây Bắc – Đông Nam, tiếp giáp bểPattani phía Tây Bắc, bể Penyu phía Nam và bể Tây Natuna phía Đông Nam , cònphía Đông là đới nâng Khorat-Natuna Chiều dày tầng trầm tích của bệ đạt 14km.Thềm lục địa Tây Nam Việt Nam (TLĐTN) là vùng rìa Đông Bắc của bể Malay –Thổ Chu, kéo dài theo hướng TB-ĐN với diện tích khoảng 100.000 km2, chiếmxấp xỉ 31% diện tích tổng vùng biển chung, bao gồm các lô 37, 38, 39, 40, 41, 42,

43, 44, 46, 48/95, 50, 51, B

- Đáy biển hiện đại của vùng TLĐTN không vượt quá 50-70m nước, trầm tích đáyđược hình thành chủ yếu do sóng biển và tác động thủy triều, các vật liệu trầm tíchphù sa đưa từ song không đáng kể; ở khu vực Hà Tiên – Phú Quốc, quá trình thànhtạo đáy biển còn chịu ảnh hưởng của quá trình phong hóa hóa học Về phía ĐN cómột số vịnh nhỏ khá sâu đâm thẳng vào bờ tạo nên vùng chìm xuống ở khu vựccửa song Về phía TB bờ vũng vịnh đặc trưng bởi các dãi đá ngầm, địa hình kháphức tạp, tồn tại nhiều bãi san hô, đặc biệt là vùng các đảo Phú Quốc và Thổ Chu

Bể trầm tích Malay – Thổ Chu là bể trầm tích có tiềm năng dầu khí lớn nhất khuvực Từ rất sớm ở đây đã có các hoạt động tìm kiếm thăm dò và khai thác dầu khí

và hiện nay là vùng hấp dẫn các đầu tư nước ngoài vào lĩnh vực này

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

- Ngay từ thập kỷ 60 các công ty dầu khí quốc tế như Total, Mobil, Esso, Unocal,…

đã quan tâm đầu tư tìm kiếm thăm dò dầu khí ở vùng vịnh Thái Lan Song cáchoạt động nghiên cứu, tìm kiếm thăm dò dầu khí ở phần TLĐTN được triển khaimuộn hơn so với các khu vực lân cận

- Từ năm 1973 công tác tìm kiếm bắt đầu khảo sát 1.790 km tuyến địa vật lý củaMandrel với mạng lưới 50km x 50km; năm 1980 tàu địa vật lý Liên Xô (cũ) đãkhảo sát 1.780 km tuyến địa chấn khu vực với mạng lưới 65km x 65km

- Năm 1988 tàu địa vật lý “Viện sỹ Gubkin” đã khảo sát 4.000 km tuyến địa chấn, từ

và trọng lực thành tàu với mạng lưới 20km x 30km và 30km x 40km trên diện tích58.000 km2 Từ năm 1990 nhà thầu FINA đã tiến hành khảo sát 11.076 km tuyếnđịa chấn (VF-90) trên phần lớn diện tích thuộc TLĐTN nhằm đánh giá tổng quantriển vọng dầu khí của vùng này để lựa chọn các lô ký hợp đồng PSC Trên cơ sở

đó năm 1991 PETROFINA đã ký hợp đồng chia sản phẩm (PSC) vớiPETROVIETNAM trên các lô 46, 50, 51

- Công ty Unocal (Mỹ) đã ký hợp đồng PSC với Tổng công ty Dầu khí Việt Nam ởcác lô B (1996) và lô 48/95 (1998) Unocal đã khảo sát 4.663 km tuyến địa chấn2D với mạng lưới chi tiết 0.5km x 0.5km và 1.264 km2 địa chấn 3D Năm 1997công ty này đã tiến hành khoan thăm dò 2 giếng B-KQ-1X và B-KL-1X, trong đógiếng B-KL-1X đã phát hiện khí công nghiệp và chuyển sang giai đoạn thẩmlượng cho lô này

- Năm 1999 Unocal đã ký hợp đồng PSC lô 52/97 và đã tiến hành khảo sát 1.813

km2 địa chấn 3D Năm 2000 Unocal đã khoan thăm dò phát hiện khí ở cấu tạo ÁcQuỷ, Cá Voi và năm 2004 phát hiện khí ở cấu tạo Vàng Đen

- MP-3 là vùng thỏa thuận thương mại giữa Việt Nam và Malaysia (CAA) Tại đâynhà thầu IPC sau đó là Lundin đã tiến hành thăm dò và đã phát hiện hang loạt cấutạo chứa dầu khí như Bunga Kekwa, Bunga Raya, Bunga Orkid… Trong đó mỏdầu khí Bunga Kekwa – Cái Nước đã được đưa vào khai thác từ năm 1997 Đếnnay đã đưa thêm 2 mỏ nữa vào khai thác là Bunga Raya và Bunga Seroja

3. Đặc điểm cấu kiến tạo

3.1. Phân tầng cấu trúc

Cấu trúc địa chất bể Malay – Thổ Chu có đặc điểm chung của các bể trầm tích ViệtNam có hai tầng chính: Trước Đệ Tam và Đệ Tam.

Tầng cấu trúc trước Đệ Tam được thành tạo bởi nhiều pha khác nhau trong thời kỳ

trước Rift bị uốn nếp và phân dị mạnh bởi các hệ thống đứt gãy với các hướng khác nhau,

có thành phần thạch học không đồng nhất và có tuổi khác nhau ở các bể trầm tích Tầngnày bao gồm toàn bộ phức hệ móng cố kết, biến tính Cacbonat, đá phun trào, xâm nhậptuổi Paleozoi, Mesozoi Phức hệ này lộ ra và quan sát thấy ở các đảo và vùng ven rìa TâyNam Bộ

Tầng cấu trúc Đệ Tam là tầng trầm tích Paleogen – Neogen – Q, phủ trực tiếp lên

tầng móng tuổi trước Đệ Tam, hình thành và phát triển cùng quá trình hình thành tạo bể

Đệ Tam từ Oligocene đến hiện đại Trầm tích Đệ Tam trong bể Malay – Thổ Chu chủ yếu

là lục nguyên có nơi dày 9 – 14 km Trong đó TLĐVN có chiều dày trầm tích Đệ Tam lớnnhất khoảng 4.000 km Trầm tích Oligocene gồm chủ yếu là sét kết xen kẽ với những lớpmỏng bột kết, cát kết và các lớp than, đôi chỗ có các lớp đá carbonat màu trắng cứngchắc Trầm tích Miocene bao gồm chủ yếu là sét kết xám xanh, xám sáng xen kẽ các lớpcác kết hạt mịn xen kẻ ít than Trầm tích Pliocene phân bố rộng khắp trong bể và có chiềudày tương đối ổn định

Hình 3.1 Mặt cắt địa chất – địa vật lý bể Malay – Thổ Chu

3.2. Các yếu tố cấu trúc và kiến tạo

3.2.1. Các đơn vị cấu trúc

Cùng với các bể trầm tích chính ở Vịnh Thái Lan như thềm Khome và trũng Pattani,

bể Malay – Thổ Chu được hình thành do quá trình tách giãn kéo toác dưới ảnh hưởng củađứt gãy Three Pagodas Hệ thống dứt gãy của bể ở phía Bắc chủ yếu có hướng kinhtuyến, còn phía Nam chủ yếu là hướng TB-ĐN với các cấu trúc chính: Đơn nghiêng ĐB,Đơn nghiêng TN, Địa hào ĐB, Địa lũy Trung Tâm và Địa hào Trung Tâm

TLĐTN là nơi gặp nhau của trũng Pattani có hướng cấu trúc bắc – nam và bể Malay– Thổ Chu có hướng TB-ĐN Vì thế, đặc điểm cấu trúc địa chất và tiềm năng dầu khí ởđây bị chi phối và khống chế bởi sự hình thành và phát triển của các bể trên

Đơn nghiêng bình ổn Tây Bắc bao gồm diện tích các lô A, phần phía Đông lô 50.

Đơn nghiêng bình ổn được giới hạn bởi hàng loạt các đứt gãy thuận theo dạng bậc thanghướng BTB – NĐN Ở đây các nếp uốn được hình thành do các hoạt động xoắn liên quanđến chuyển động bề mặt đứt gãy căng giãn chính Ở khu vực này, đặc biệt lô A, tồn tạicác khối nâng cổ

Đơn nghiêng phân dị Đông Bắc là dải kéo dài từ lô 51 đến lô 46, giáp với vùng

chồng lấn giữa Việt Nam - Thái Lan - Malaysia và Việt Nam - Malaysia; ở đây đơnnghiêng phân dị Đông Bắc được thay thế bới các rift và đơn nghiêng cách biệt Các đứtgãy hướng TB - ĐN có liên quan đến pha tách giãn chính Oligocen của bể và các đứt gãyhướng Đ - T có liên quan đến các hoạt động yếu dần của móng trong thời kỳ nén ép vàocuối Creta muộn Những đứt gãy này được tái hoạt động trong thời kỳ căng giãn nội lực

và tách giãn Oligocen

Đới phân dị địa hào - địa luỹ BTB – NĐN: Tại đây địa lũy hướng BTB – NĐN

được kẹp giữa hai địa hào với chiều dày trầm tích Kainozoi đạt từ 6 đến 7 km Phần phíaTây, khối nâng móng tiếp giáp với địa hào phía Tây Khối nâng này được hình thành do

quá trình bóc mòn, phân dị các thành tạo trước Đệ Tam có góc cắm lớn Bể Malay - ThổChu tiếp tục phát triển ở phần phía Tây, do móng sụt bậc về phía Tây.

Hình 3.2 Các đơn vị cấu tạo của bể

3.2.2. Đặc điểm đứt gãy

Hệ thống đứt gãy của bể Malay – Thổ Chu hình thành và chịu sự chi phối của các hệ thống đứt gãy trượt bằng khu vực chính có hướng tây bắc - đông nam là:

- Hệ thống đứt gãy Hinge

- Hệ thống đứt gãy Three Pagoda

Các đới phá hủy chính hướng bắc – nam được xác định bởi các đứt gãy

- Hệ thống đứt gãy Bergading – Kapal

một số đứt gãy theo phương á vĩ tuyến Chính các hệ thống đứt gãy này đã tạo nên kiểucấu trúc sụt bậc nghiêng về phía trung tâm bể và hình thành các địa hào và bán địa hàoxen kẽ nhau.

Các đứt gãy phương B - N là đứt gãy thuận, xuyên cắt từ móng với biên dộ dịchchuyển từ vài chục mét đến hàng nghìn mét Chúng hoạt động và phát triển đến cuối thời

kỳ Miocen, thậm chí có đứt gãy hoạt động đến tận Pliocen Hoạt động của hệ thống đứtgãy B - N làm cho đơn nghiêng có sự sụt bậc về phía Tây và hình thành một loạt nếp lồi,lõm xen kẽ nhau theo phương đứt gãy Các đứt gãy có phương á vĩ tuyến và á kinh tuyếnđược phát hiện chủ yếu ở các lô 45, 46, 51 Các đứt gãy trên diện tích các lô 45 – 51 hoạtđộng mạnh mẽ từ móng cho đến hết thời kỳ Miocen, một số thậm chí phát triển đến tậnPliocen

3.3. Lịch sử phát triển địa chất

Lịch sử địa chất Đệ Tam bể Malay - Thổ Chu nằm trong tiến trình phát triển địa chấtchung của các bể trầm tích khu vực Đông Nam Á và Việt Nam, có thể được chia thànhcác giai đoạn:

Giai đoạn tạo rift Eocen – Oligocen: hoạt động kiến tạo chủ yếu tác động mạnh mẽ

đến khu vực nghiên cứu là quá trình tách giãn nội lục (Intra-Cratonic rifting) hay còn gọi

là giai đoạn đồng tạo rift tạo nên các bồn trầm tích Đệ Tam chủ yếu ở bể Malay - ThổChu

Quá trình tách giãn Eocen – Oligocen xảy ra dọc theo đới cấu trúc Trias cổ, dẫn đến việchình thành hàng loạt các đứt gãy thuận có hướng B - N ở phần Bắc vịnh Thái Lan và đứtgãy có hưỡng TB - ĐN ở bể Malay - Thổ Chu Ban đầu quá trình trầm tích bị ngăn cáchbởi các bán graben (half graben), sau đó trầm tích là các thành tạo lục nguyên có tướnglục địa - đầm hồ, tam giác châu và biển ven bờ lấp đầy các bể phụ mở rộng, bao gồm chủyếu là cát, sét kết, các tập bồi tích (fluviolacustrine), trầm tích dòng xoáy (braidedstreams); trầm tích cổ nhất là Oligocen Do các đứt gãy phát triển từ móng trướcKainozoi, nên các thành tạo Oligocen thường bị phân dị, chia cắt mặt địa hình cổ thànhcác đới nâng hạ không đều của móng trước Kainozoi tạo ra một hình thái kiến trúc hết

sức phức tạp.Vào cuối Oligocen do chuyển động nâng lên, quá trình trầm tích bị gián đoạn và bócmòn Sự kiện này được đánh dấu bởi bất chỉnh hợp cuối Oligocen đầu Miocen sớm.

Giai đoạn sau tạo rift Miocen - Đệ Tứ: Miocen sớm bắt đầu bằng pha lún chìm,

oằn võng - biển tiến, đây chính là giai đoạn đặc trưng cho pha chuyển tiếp từ đồng tạo riftđến sau tạo rift Vào Miocen giữa tiếp tục thời kỳ lún chìm của bể mà nguyên nhân chủyếu là do co rút nhiệt của thạch quyển Hoạt động giao thoa kiến tạo do sự thay đổihướng hút chìm của mảng Ấn Độ theo hướng ĐB và chuyển động của mảng Úc lên phíaBắc vào cuối Miocen giữa - đầu Miocen muộn có thể là nguyên nhân của chuyển độngnâng lên và dẫn tới việc hình thành bất chỉnh hợp Miocen giữa Trên cơ sở kết quả địnhtuổi của tập basalt liên quan tới bất chỉnh hợp chính ở bể Phisanulok, tuổi của bất chỉnhhợp trên là 10 4 triệu/năm Thời kỳ từ cuối Miocen muộn đến hiện tại là pha cuối cùngcủa tiến trình phát triển bể, đó là sự tiếp tục của giai đoạn sau tạo rift

Vào Pliocen - Đệ Tứ, quá trình sụt lún chậm dần và ổn định, biển tiến rộng khắp, mạnh

mẽ, còn bể, các địa hào và các phụ bể lân cận trong cùng vịnh Thái Lan được liên thôngvới nhau Lớp phủ trầm tích hầu như nằm ngang, không bị tác động lớn bởi các hoạt độngđứt gãy hay nếp uốn và tạo nên hình thái cấu trúc hiện tại của khu vực này

4. Địa tầng và môi trường trầm tích

4.1. Địa tầng trầm tích

Hệ Paleogene – Thống Oligocene - Hệ tầng Kim Long (E3kl)

Hệ tầng Kim Long phủ bất chỉnh hợp lên móng Trước Đệ Tam có tuổi và thành phầnkhác nhau Các trầm tích của hệ tầng này thường phân bố chủ yếu trong các địa hào vàsườn của các cấu tạo và được phân cách bởi các đứt gãy có hướng ĐB - TN và BN vớichiều dày thay đổi từ 500 - 1.000 m Mặt cắt của hệ tầng gồm chủ yếu là sét kết xen kẽvới những lớp mỏng bột kết, cát kết và các lớp than, đôi chỗ có các lớp đá carbonat màutrắng, rắn chắc dạng vi hạt Tại một số khu vực nâng cao (Lô 51, 46) trong phần dưới củalát cắt tỷ lệ cát kết với kích thước hạt tăng nhiều so với các khu vực khác Phần lớn trầmtích của hệ tầng được thành tạo trong điều kiện môi trường đồng bằng châu thổ đến hồ

đầm lầy và ở phần trên của mặt cắt có chịu ảnh hưởng của các yếu tố biển Sét kết màuxám, xám lục, xám đen, xám nâu hoặc nâu tối gắn kết trung bình đến tốt, phân lớp dàyđến dạng khối, nhiều nơi có chứa vôi, pyrit, vật chat hữu cơ chứa than hoặc xen kẽ cáclớp tan màu đen đến nâu đen Thành phần khoáng vật sét chủ yếu là kaolinit vàhydromica cùng một lượng nhỏ clorit Tập đá sét giàu vật chất hữu cơ có chứa than đượcxem như là tầng sinh dầu và đôi chỗ nó cũng đóng vai trò là các tầng chắn mang tính chấtđịa phương.

Hình 4.1 Cột địa tầng tổng hợp bể Malay – Thổ Chu (Theo LML, 1998, Petronas, 1999,

Gilmont, 2001 và Truongson JOC, 2003)

Hệ Neogen – Thống Miocene – Phụ thống Miocene dưới – Hệ tầng Ngọc Hiển

(N1 1 nh)

Mặt cắt của hệ tầng gồm chủ yếu là sét kết, sét chứa ít vôi, sét chứa than, các lớpthan xen kẽ các lớp mỏng bột kết, cát kết Đôi khi có các lớp đá vôi dạng vi hạt hoặc đávôi chứa nhiều mảnh vụn lục nguyên màu trắng, xám trắng cứng chắc Sét kết màu xámlục, xám đen tới xám nâu, đôi khi đỏ nâu, gắn kết trung bình - kém, phân lớp rất dày hoặcdạng khối có nhiều nơi chứa ít thành phần carbonat (dolomit và calcit), các mảnh vụnthan hoặc xen kẽ các lớp than màu đen hoặc đen phớt nâu, dòn và cứng Các vỉa thantăng lên nhiều cả về bề dày và số lượng vỉa so với trầm tích của hệ tầng Kim Long nằmdưới Ngoài kaolinit và hydromica là thành phần khoáng vật chính, còn có một lượngđáng kể của nhóm khoáng vật lớp hỗn hợp hydromica/montmorilonit Tập đá sét dày xen

kẽ nhiều lớp than cĩ khả năng chắn được các vỉa dầu khí mà đã phát hiện được trong một

số giếng khoan (B-KL, 46-PT v.v ) Ngoài ra, đá sét của hệ tầng thường khá giàu vậtchất hữu cơ (VCHC) nên đã được xác định là một tầng có khả năng sinh, chủ yếu là sinhkhí và condensat

Hệ Neogen – Thống Miocene – Phụ thống Miocene giữa – Hệ tầng Đầm Dơi (N1 đd)

Trầm tích của hệ tầng chủ yếu là các lớp cát kết xám sáng, hạt nhỏ đến trung bình,xen các lớp sét kết xám trắng, xám xanh cùng một vài lớp than xen kẽ Ngoài ra đôi khi

có xen cả những lớp mỏng dolomit hoặc đá vôi vi hạt chứa các mảnh vụn lục nguyên màuxám trắng đến nâu vàng

Sét kết màu xám sáng, xám oliu, xám xanh tới xám nâu gắn kết yếu Đá phân lớp dàyhoặc dạng khối Thành phần chính là kaolinit và hydromica cùng một lượng đáng kể hỗnhợp hydromica/ montmorilonit Các tập đá sét dày này là một tầng chắn có chat lượng tốt,chắn được các vỉa chứa dầu khí của hệ tầng Ngọc Hiển đã được phát hiện trong khá nhiều

giếng khoan trong vùng Cát kết màu xám nhạt đến xám trắng, xám phớt nâu gắn kết yếuđến trung bình với độ rỗng và độ thấm phần nhiều thuộc loại tốt đến rất tốt Cát kết chủyếu thuộc loại litharenit và litharenit felspat với thành phần không phân biệt nhiều so vớicác tầng cát kết của các hệ tầng nằm dưới Tỷ lệ cát/sét thường trung bình đến cao Cát có

xu thế thô dần lên phía trên là chủ yếu

Hệ Neogen – Thống Miocene – Phụ thống Miocene trên – Hệ tầng Minh Hải (N1 3 mh)

Trầm tích của hệ tầng Minh Hải gồm nhiều sét/sét kết xám sáng, xám oliu, xám xanhtới xám nâu, mềm, bở xen kẽ một tỷ lệ ít hơn các lớp bột/bột kết và cát/cát kết (cát gặpnhiều trong các khoan 51-MH-1X, 46-DD-1X) Cát kết màu xám nhạt đến xám trắng,xám phớt nâu gắn kết yếu hoặc còn bở rời, phần lớn là cát kết hạt nhỏ đôi chỗ hạt trungđến thô, bán góc cạnh đến bán tròn cạnh, độ lựa chọn trung bình đến tốt Trầm tíchthường chứa phong phú hoá đá biển (đặc biệt là Foraminifera), đôi khi có chứa glauconit.Các lớp mỏng dolomit và đá vôi vi hạt đôi khi cũng có mặt Sét chứa than và các vỉa thannâu thường xuất hiện chủ yếu ở phần dưới của mặt cắt Tỷ lệ cát/sét thấp, cát thường có

xu thế hạt thô hướng lên trên Trầm tích của hệ tầng này được thành tạo trong môi trườngbiển nông chịu nhiều ảnh hưởng của nguồn lục địa

Trong trầm tích của hệ tầng đã phát hiện thấy các hoá thạch bào tử phấn hoa,Foraminifera và Nannoplankton thuộc các đới N16-N18, NN10-NN11, xác định tuổiMiocen muộn cho trầm tích hệ tầng Minh Hải Hệ tầng phủ không chỉnh hợp lên hệ tầngĐầm Dơi

4.2. Môi trường trầm tích

Các trầm tích Oligocen phát triển không rộng rãi ở khu vực này, nguồn cung cấp vậtliệu chủ yếu từ các khối móng nhô cao, một phần có thể từ sông Mekong Các thành tạotam giác châu được hình thành ngay từ giai đoạn này, các nón bồi tích và các doi cát cóxen lẫn bột kết, sét kết ở phần đồng bằng châu thổ không ngập nước (upper delta plain).Trầm tích đầm hồ phân bố ở các lô 46, một phần lô 51, phần lớn lô A, lô B Một ít cáctrầm tích lòng sông dọc theo các lô 51, A, B các thành tạo này là tầng chứa tốt nhất trong

trầm tích Oligocen Các lớp bột kết, sét và cát kết hạt mịn dưới dạng quạt sông (fluvialfan) ngập nước (lower delta) chỉ phân bố chủ yếu ở lô A, B và một dải hẹp lô 46, 51 Cácthành tạo này chỉ có khả năng chứa trung bình Các tập sét đóng vai trò tầng sinh làchính Các lớp sét, macnơ, bột kết và ít cát kết hạt mịn, xen trong đó có các lớp đá vôichứa nhiều foraminifera (giếng khoan 50-CM-1X, 46- NC-1X) đã chỉ ra môi trường đầmlầy ven biển điển hình Các thành tạo này phân bố hẹp ở các lô 50, 51 và một phần lô 46.Trầm tích Miocen được thành tạo trong giai đoạn sau rift Vào Miocen sớm bắt đaubiển tiến rộng khắp, đồng thời trầm tích mang tính tam giác châu điển hình, diện phân bốcủa các trầm tích này (hệ tầng Ngọc Hiển) cũng rộng hơn so với thời kỳ Oligocen chỉ bóhẹp trong các hố sụt Các kiểu trầm tích bồi tích, lũ tích, kênh cát, các tập than đượcthành tạo trong điều kiện đồng bằng châu thổ, đầm lầy, phân bố theo một dải suốt từ lô

49, 50, 51, một phần lô B và lô 46 Các đá này phân lớp dày, diện phân bố rộng và là tầngchứa sản phẩm tốt ở khu vực nghiên cứu Khác với trầm tích Miocen dưới, các thành tạoMiocen giữa (hệ tầng Đầm Dơi) phân bố rộng rãi trong bể, ngoài những trầm tích lụcnguyên, đôi nơi còn có những lớp mỏng dolomit hoặc đá vôi vi hạt chứa mảnh đá lụcnguyên màu xám trắng đến vàng (46-NH, 46-KM) Các trầm tích Miocen giữa đượcthành tạo chủ yếu trong điều kiện môi trường tam giác châu ngập nước ven bờ biển chịuảnh hưởng rất mạnh hoặc xen kẽ nhiều giai đoạn biển nông ven bờ

Các trầm tích Miocen trên phân bố rộng rãi gồm sét, sét kết xen kẽ (với một tỷ lệ íthơn) các lớp bột - bột kết và cát - cát kết được thành tạo trong môi trường biển nông chịuảnh hưởng của nguồn lục địa

Hình 4.2 Sơ đồ môi trường trầm tích bể Malay – Thổ Chu

5. Các tích tụ Hydrocarbon

5.1. Đặc điểm các loại dầu

Kết quả phân tích các mẫu dầu thu nhận được từ các giếng khoan ở bể Malay-ThổChu cho thấy có thể chia ra 3 nhóm dầu tương ứng với các đặc trưng địa hóa của chúngbao gồm: nhóm dầu có nguồn gốc đầm hồ, nhóm dầu có nguồn gốc lục địa, nhóm dầuhỗn hợp Trong đó nhóm dầu có nguồn gốc lục địa thường xuất hiện trong các đá chứathuộc nhóm E và H chủ yêu phân bố ở phần trung tâm bể

Ở phần lục địa Việt Nam thuộc bể Malay-Thổ Chu chưa gặp nhóm này

có thể do mức trưởng thành các tầng sinh dầu khác nhau và cũng có thể do các biến đổi(như cracking) sau quá trình tích tụ dầu khí Được hình thành từ cùng tầng sinh nên cácdầu có địa hóa gần tương tự như nhau có chỉ sổ Pr/Ph thấp (2.0-3.0) và tỉ số Pr/nC17không cao (0.3-0.5) Đây là đặc trưng của môi trường trầm tích không bị oxi hóa Phân

bố dấu vết sinh học được đặc trưng bởi Tm/Ts thấp, C29Ts và diahopan có chất lượngcao Các chỉ thị của thực vật bậc cao như bicadinan và oleanan rất hiếm hoặc vắng mặt Các đặc trưng địa hóa trên của dầu tập J và K cùng với sự liên kết rất rõ của các dấuvết sinh học với đá tập sinh K cho thấy dầu nhóm này có chung nguồn gốc và có thể tinrằng tầng sinh sét đầm hồ K phân bố rất rộng rãi và là một tầng sinh rất có hiệu quả Dầu