Báo cáo môn cơ sở khoa học dầu khí

ĐẠI HỌC QUỐC GIA TPHCM TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA KHOA KỸ THUẬT ĐỊA CHẤT VÀ DẦU KHÍ BÁO CÁO MƠN CƠ SỞ KHOA HỌC DẦU KHÍ ĐỀ TÀI: ĐẶC ĐIỂM HỆ THỐNG DẦU KHÍ BỒN TRŨNG MALAY – THỔ CHU GVHD: ThS Thái Bá Ngọc Nhóm Lê Đức Duy 1510455 Nguyễn Vũ Hoàng 1511136 Thành phố Hồ Chí Minh Mục lục Giới thiệu - Bể Malay-Thổ Chu nằm vịnh Thái Lan, phía Đơng vùng biển Tây Nam Việt Nam, phía Đơng Bắc vùng biển Campuchia, phía Tây Bắc Tây vùng biển - Thái Lan phía Tây Nam vùng biển Malaysia Về cấu trúc, bể có dạng kéo dài theo hướng Tây Bắc – Đông Nam, tiếp giáp bể Pattani phía Tây Bắc, bể Penyu phía Nam bể Tây Natuna phía Đơng Nam , phía Đơng đới nâng Khorat-Natuna Chiều dày tầng trầm tích bệ đạt 14km Thềm lục địa Tây Nam Việt Nam (TLĐTN) vùng rìa Đơng Bắc bể Malay – Thổ Chu, kéo dài theo hướng TB-ĐN với diện tích khoảng 100.000 km 2, chiếm xấp xỉ 31% diện tích tổng vùng biển chung, bao gồm lô 37, 38, 39, 40, 41, 42, - 43, 44, 46, 48/95, 50, 51, B Đáy biển đại vùng TLĐTN không vượt q 50-70m nước, trầm tích đáy hình thành chủ yếu sóng biển tác động thủy triều, vật liệu trầm tích phù sa đưa từ song khơng đáng kể; khu vực Hà Tiên – Phú Quốc, q trình thành tạo đáy biển chịu ảnh hưởng q trình phong hóa hóa học Về phía ĐN có số vịnh nhỏ sâu đâm thẳng vào bờ tạo nên vùng chìm xuống khu vực cửa song Về phía TB bờ vũng vịnh đặc trưng dãi đá ngầm, địa hình phức tạp, tồn nhiều bãi san hô, đặc biệt vùng đảo Phú Quốc Thổ Chu Bể trầm tích Malay – Thổ Chu bể trầm tích có tiềm dầu khí lớn khu vực Từ sớm có hoạt động tìm kiếm thăm dò khai thác dầu khí vùng hấp dẫn đầu tư nước vào lĩnh vực Lịch sử nghiên cứu, tìm kiếm thăm dò khai thác dầu khí NHĨM - Ngay từ thập kỷ 60 cơng ty dầu khí quốc tế Total, Mobil, Esso, Unocal,… quan tâm đầu tư tìm kiếm thăm dò dầu khí vùng vịnh Thái Lan Song hoạt động nghiên cứu, tìm kiếm thăm dò dầu khí phần TLĐTN triển khai - muộn so với khu vực lân cận Từ năm 1973 cơng tác tìm kiếm bắt đầu khảo sát 1.790 km tuyến địa vật lý Mandrel với mạng lưới 50km x 50km; năm 1980 tàu địa vật lý Liên Xô (cũ) - khảo sát 1.780 km tuyến địa chấn khu vực với mạng lưới 65km x 65km Năm 1988 tàu địa vật lý “Viện sỹ Gubkin” khảo sát 4.000 km tuyến địa chấn, từ trọng lực thành tàu với mạng lưới 20km x 30km 30km x 40km diện tích 58.000 km2 Từ năm 1990 nhà thầu FINA tiến hành khảo sát 11.076 km tuyến địa chấn (VF-90) phần lớn diện tích thuộc TLĐTN nhằm đánh giá tổng quan triển vọng dầu khí vùng để lựa chọn lơ ký hợp đồng PSC Trên sở năm 1991 PETROFINA ký hợp đồng chia sản phẩm (PSC) với - PETROVIETNAM lô 46, 50, 51 Công ty Unocal (Mỹ) ký hợp đồng PSC với Tổng công ty Dầu khí Việt Nam lơ B (1996) lô 48/95 (1998) Unocal khảo sát 4.663 km tuyến địa chấn 2D với mạng lưới chi tiết 0.5km x 0.5km 1.264 km địa chấn 3D Năm 1997 cơng ty tiến hành khoan thăm dò giếng B-KQ-1X B-KL-1X, giếng B-KL-1X phát khí cơng nghiệp chuyển sang giai đoạn thẩm - lượng cho lô Năm 1999 Unocal ký hợp đồng PSC lô 52/97 tiến hành khảo sát 1.813 km2 địa chấn 3D Năm 2000 Unocal khoan thăm dò phát khí cấu tạo Ác - Quỷ, Cá Voi năm 2004 phát khí cấu tạo Vàng Đen MP-3 vùng thỏa thuận thương mại Việt Nam Malaysia (CAA) Tại nhà thầu IPC sau Lundin tiến hành thăm dò phát hang loạt cấu tạo chứa dầu khí Bunga Kekwa, Bunga Raya, Bunga Orkid… Trong mỏ dầu khí Bunga Kekwa – Cái Nước đưa vào khai thác từ năm 1997 Đến đưa thêm mỏ vào khai thác Bunga Raya Bunga Seroja Đặc điểm cấu kiến tạo 3.1 Phân tầng cấu trúc NHÓM 3 Cấu trúc địa chất bể Malay – Thổ Chu có đặc điểm chung bể trầm tích Việt Nam có hai tầng chính: Trước Đệ Tam Đệ Tam Tầng cấu trúc trước Đệ Tam thành tạo nhiều pha khác thời kỳ trước Rift bị uốn nếp phân dị mạnh hệ thống đứt gãy với hướng khác nhau, có thành phần thạch học khơng đồng có tuổi khác bể trầm tích Tầng bao gồm tồn phức hệ móng cố kết, biến tính Cacbonat, đá phun trào, xâm nhập tuổi Paleozoi, Mesozoi Phức hệ lộ quan sát thấy đảo vùng ven rìa Tây Nam Bộ Tầng cấu trúc Đệ Tam tầng trầm tích Paleogen – Neogen – Q, phủ trực tiếp lên tầng móng tuổi trước Đệ Tam, hình thành phát triển trình hình thành tạo bể Đệ Tam từ Oligocene đến đại Trầm tích Đệ Tam bể Malay – Thổ Chu chủ yếu lục nguyên có nơi dày – 14 km Trong TLĐVN có chiều dày trầm tích Đệ Tam lớn khoảng 4.000 km Trầm tích Oligocene gồm chủ yếu sét kết xen kẽ với lớp mỏng bột kết, cát kết lớp than, đơi chỗ có lớp đá carbonat màu trắng cứng Trầm tích Miocene bao gồm chủ yếu sét kết xám xanh, xám sáng xen kẽ lớp kết hạt mịn xen kẻ than Trầm tích Pliocene phân bố rộng khắp bể có chiều dày tương đối ổn định NHĨM Hình 3.1 Mặt cắt địa chất – địa vật lý bể Malay – Thổ Chu 3.2 Các yếu tố cấu trúc kiến tạo 3.2.1 Các đơn vị cấu trúc Cùng với bể trầm tích Vịnh Thái Lan thềm Khome trũng Pattani, bể Malay – Thổ Chu hình thành q trình tách giãn kéo tốc ảnh hưởng đứt gãy Three Pagodas Hệ thống dứt gãy bể phía Bắc chủ yếu có hướng kinh tuyến, phía Nam chủ yếu hướng TB-ĐN với cấu trúc chính: Đơn nghiêng ĐB, Đơn nghiêng TN, Địa hào ĐB, Địa lũy Trung Tâm Địa hào Trung Tâm TLĐTN nơi gặp trũng Pattani có hướng cấu trúc bắc – nam bể Malay – Thổ Chu có hướng TB-ĐN Vì thế, đặc điểm cấu trúc địa chất tiềm dầu khí bị chi phối khống chế hình thành phát triển bể Đơn nghiêng bình ổn Tây Bắc bao gồm diện tích lơ A, phần phía Đơng lơ 50 Đơn nghiêng bình ổn giới hạn hàng loạt đứt gãy thuận theo dạng bậc thang hướng BTB – NĐN Ở nếp uốn hình thành hoạt động xoắn liên quan đến chuyển động bề mặt đứt gãy căng giãn Ở khu vực này, đặc biệt lô A, tồn khối nâng cổ Đơn nghiêng phân dị Đông Bắc dải kéo dài từ lô 51 đến lô 46, giáp với vùng chồng lấn Việt Nam - Thái Lan - Malaysia Việt Nam - Malaysia; đơn nghiêng phân dị Đông Bắc thay bới rift đơn nghiêng cách biệt Các đứt gãy hướng TB - ĐN có liên quan đến pha tách giãn Oligocen bể đứt gãy hướng Đ - T có liên quan đến hoạt động yếu dần móng thời kỳ nén ép vào cuối Creta muộn Những đứt gãy tái hoạt động thời kỳ căng giãn nội lực tách giãn Oligocen Đới phân dị địa hào - địa luỹ BTB – NĐN: Tại địa lũy hướng BTB – NĐN kẹp hai địa hào với chiều dày trầm tích Kainozoi đạt từ đến km Phần phía Tây, khối nâng móng tiếp giáp với địa hào phía Tây Khối nâng hình thành NHĨM q trình bóc mòn, phân dị thành tạo trước Đệ Tam có góc cắm lớn Bể Malay - Thổ Chu tiếp tục phát triển phần phía Tây, móng sụt bậc phía Tây Hình 3.2 Các đơn vị cấu tạo bể 3.2.2 Đặc điểm đứt gãy Hệ thống đứt gãy bể Malay – Thổ Chu hình thành chịu chi phối hệ thống đứt gãy trượt khu vực có hướng tây bắc - đơng nam là: - Hệ thống đứt gãy Hinge Hệ thống đứt gãy Three Pagoda Các đới phá hủy hướng bắc – nam xác định đứt gãy - Hệ thống đứt gãy Bergading – Kapal Hệ thống đứt gãy Dulang Hệ thống đứt gãy Laba-Mesah Về phía rìa Bắc bể, hệ thống đứt gãy Dulang Laba-Mesah chuyển sang hướng tây bắc - đông nam tạo nên loạt trũng hẹp kiểu kéo toác Ở khu vực TLĐTN hệ thống đứt gãy chủ yếu đứt gãy thuận có phương B - N, TB - ĐN Ngồi có NHĨM số đứt gãy theo phương vĩ tuyến Chính hệ thống đứt gãy tạo nên kiểu cấu trúc sụt bậc nghiêng phía trung tâm bể hình thành địa hào bán địa hào xen kẽ Các đứt gãy phương B - N đứt gãy thuận, xuyên cắt từ móng với biên dộ dịch chuyển từ vài chục mét đến hàng nghìn mét Chúng hoạt động phát triển đến cuối thời kỳ Miocen, chí có đứt gãy hoạt động đến tận Pliocen Hoạt động hệ thống đứt gãy B - N làm cho đơn nghiêng có sụt bậc phía Tây hình thành loạt nếp lồi, lõm xen kẽ theo phương đứt gãy Các đứt gãy có phương vĩ tuyến kinh tuyến phát chủ yếu lô 45, 46, 51 Các đứt gãy diện tích lơ 45 – 51 hoạt động mạnh mẽ từ móng hết thời kỳ Miocen, số chí phát triển đến tận Pliocen 3.3 Lịch sử phát triển địa chất Lịch sử địa chất Đệ Tam bể Malay - Thổ Chu nằm tiến trình phát triển địa chất chung bể trầm tích khu vực Đơng Nam Á Việt Nam, chia thành giai đoạn: Giai đoạn tạo rift Eocen – Oligocen: hoạt động kiến tạo chủ yếu tác động mạnh mẽ đến khu vực nghiên cứu trình tách giãn nội lục (Intra-Cratonic rifting) hay gọi giai đoạn đồng tạo rift tạo nên bồn trầm tích Đệ Tam chủ yếu bể Malay - Thổ Chu Quá trình tách giãn Eocen – Oligocen xảy dọc theo đới cấu trúc Trias cổ, dẫn đến việc hình thành hàng loạt đứt gãy thuận có hướng B - N phần Bắc vịnh Thái Lan đứt gãy có hưỡng TB - ĐN bể Malay - Thổ Chu Ban đầu q trình trầm tích bị ngăn cách bán graben (half graben), sau trầm tích thành tạo lục nguyên có tướng lục địa - đầm hồ, tam giác châu biển ven bờ lấp đầy bể phụ mở rộng, bao gồm chủ yếu cát, sét kết, tập bồi tích (fluviolacustrine), trầm tích dòng xốy (braided streams); trầm tích cổ Oligocen Do đứt gãy phát triển từ móng trước Kainozoi, nên thành tạo Oligocen thường bị phân dị, chia cắt mặt địa hình cổ thành đới nâng hạ khơng móng trước Kainozoi tạo hình thái kiến trúc hết NHÓM sức phức tạp Vào cuối Oligocen chuyển động nâng lên, trình trầm tích bị gián đoạn bóc mòn Sự kiện đánh dấu bất chỉnh hợp cuối Oligocen đầu Miocen sớm Giai đoạn sau tạo rift Miocen - Đệ Tứ: Miocen sớm bắt đầu pha lún chìm, oằn võng - biển tiến, giai đoạn đặc trưng cho pha chuyển tiếp từ đồng tạo rift đến sau tạo rift Vào Miocen tiếp tục thời kỳ lún chìm bể mà nguyên nhân chủ yếu co rút nhiệt thạch Hoạt động giao thoa kiến tạo thay đổi hướng hút chìm mảng Ấn Độ theo hướng ĐB chuyển động mảng Úc lên phía Bắc vào cuối Miocen - đầu Miocen muộn nguyên nhân chuyển động nâng lên dẫn tới việc hình thành bất chỉnh hợp Miocen Trên sở kết định tuổi tập basalt liên quan tới bất chỉnh hợp bể Phisanulok, tuổi bất chỉnh hợp 10 triệu/năm Thời kỳ từ cuối Miocen muộn đến pha cuối tiến trình phát triển bể, tiếp tục giai đoạn sau tạo rift Vào Pliocen - Đệ Tứ, trình sụt lún chậm dần ổn định, biển tiến rộng khắp, mạnh mẽ, bể, địa hào phụ bể lân cận vịnh Thái Lan liên thơng với Lớp phủ trầm tích nằm ngang, không bị tác động lớn hoạt động đứt gãy hay nếp uốn tạo nên hình thái cấu trúc khu vực Địa tầng mơi 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 thành phần khác Các trầm tích hệ tầng thường phân bố chủ yếu địa hào sườn cấu tạo phân cách đứt gãy có hướng ĐB - TN BN với chiều dày thay đổi từ 500 - 1.000 m Mặt cắt hệ tầng gồm chủ yếu sét kết xen kẽ với lớp mỏng bột kết, cát kết lớp than, đơi chỗ có lớp đá carbonat màu trắng, rắn dạng vi hạt Tại số khu vực nâng cao (Lô 51, 46) phần lát cắt tỷ lệ cát kết với kích thước hạt tăng nhiều so với khu vực khác Phần lớn trầm tích hệ tầng thành tạo điều kiện môi trường đồng châu thổ đến hồ NHÓM đầm lầy phần mặt cắt có chịu ảnh hưởng yếu tố biển Sét kết màu xám, xám lục, xám đen, xám nâu nâu tối gắn kết trung bình đến tốt, phân lớp dày đến dạng khối, nhiều nơi có chứa vơi, pyrit, vật chat hữu chứa than xen kẽ lớp tan màu đen đến nâu đen Thành phần khoáng vật sét chủ yếu kaolinit hydromica lượng nhỏ clorit Tập đá sét giàu vật chất hữu có chứa than xem tầng sinh dầu đôi chỗ đóng vai trò tầng chắn mang tính chất địa phương Hình 4.1 Cột địa tầng tổng hợp bể Malay – Thổ Chu (Theo LML, 1998, Petronas, 1999, Gilmont, 2001 Truongson JOC, 2003) NHÓM Hệ Neogen – Thống Miocene – Phụ thống Miocene – Hệ tầng Ngọc Hiển (N11nh) Mặt cắt hệ tầng gồm chủ yếu sét kết, sét chứa vôi, sét chứa than, lớp than xen kẽ lớp mỏng bột kết, cát kết Đơi có lớp đá vôi dạng vi hạt đá vôi chứa nhiều mảnh vụn lục nguyên màu trắng, xám trắng cứng Sét kết màu xám lục, xám đen tới xám nâu, đơi đỏ nâu, gắn kết trung bình - kém, phân lớp dày dạng khối có nhiều nơi chứa thành phần carbonat (dolomit calcit), mảnh vụn than xen kẽ lớp than màu đen đen phớt nâu, dòn cứng Các vỉa than tăng lên nhiều bề dày số lượng vỉa so với trầm tích hệ tầng Kim Long nằm Ngoài kaolinit hydromica thành phần khống vật chính, có lượng đáng kể nhóm khống vật lớp hỗn hợp hydromica/montmorilonit Tập đá sét dày xen kẽ nhiều lớp than cĩ khả chắn vỉa dầu khí mà phát số giếng khoan (B-KL, 46-PT v.v ) Ngoài ra, đá sét hệ tầng thường giàu vật chất hữu (VCHC) nên xác định tầng có khả sinh, chủ yếu sinh khí condensat Hệ Neogen – Thống Miocene – Phụ thống Miocene – Hệ tầng Đầm Dơi (N12đd) Trầm tích hệ tầng chủ yếu lớp cát kết xám sáng, hạt nhỏ đến trung bình, xen lớp sét kết xám trắng, xám xanh vài lớp than xen kẽ Ngồi đơi có xen lớp mỏng dolomit đá vôi vi hạt chứa mảnh vụn lục nguyên màu xám trắng đến nâu vàng Sét kết màu xám sáng, xám oliu, xám xanh tới xám nâu gắn kết yếu Đá phân lớp dày dạng khối Thành phần kaolinit hydromica lượng đáng kể hỗn hợp hydromica/ montmorilonit Các tập đá sét dày tầng chắn có chat lượng tốt, chắn vỉa chứa dầu khí hệ tầng Ngọc Hiển phát nhiều NHĨM 10 Hình 4.2 Sơ đồ mơi trường trầm tích bể Malay – Thổ Chu Các tích tụ Hydrocarbon 5.1 Đặc điểm loại dầu Kết phân tích mẫu dầu thu nhận từ giếng khoan bể Malay-Thổ Chu cho thấy chia nhóm dầu tương ứng với đặc trưng địa hóa chúng bao gồm: nhóm dầu có nguồn gốc đầm hồ, nhóm dầu có nguồn gốc lục địa, nhóm dầu hỗn hợp Trong nhóm dầu có nguồn gốc lục địa thường xuất đá chứa thuộc nhóm E H chủ yêu phân bố phần trung tâm bể Ở phần lục địa Việt Nam thuộc bể Malay-Thổ Chu chưa gặp nhóm Nhóm dầu có nguồn gốc đầm hồ Nhóm dầu xuất tầng chưa L, K, J chí tập I phân bố vùng rìa Nam, rìa Đơng rìa Tây bể Malay-Thổ Chu Đây khu vực có tầng sinh nằm cửa sổ tạo dầu, khu vực khác hầu hết ngưỡng chưa trưởng thành Đặc trưng nhóm dầu tỉ trọng dầu biến đổi dải rộng đặc trưng địa hóa nhìn chung biến đổi Dầu biến đổi từ dạng dầu có hàm lượng parafin cao (khu vực mỏ Bunga Kekwa) condensat (mỏ Parma) Sự thay đổi mức trưởng thành tầng sinh dầu khác biến đổi (như cracking) sau q trình tích tụ dầu khí Được hình thành từ tầng sinh nên dầu có địa hóa gần tương tự có sổ Pr/Ph thấp (2.0-3.0) tỉ số Pr/nC17 không cao (0.3-0.5) Đây đặc trưng môi trường trầm tích khơng bị oxi hóa Phân bố dấu vết sinh học đặc trưng Tm/Ts thấp, C29Ts diahopan có chất lượng cao Các thị thực vật bậc cao bicadinan oleanan vắng mặt Các đặc trưng địa hóa dầu tập J K với liên kết rõ dấu vết sinh học với đá tập sinh K cho thấy dầu nhóm có chung nguồn gốc tin tầng sinh sét đầm hồ K phân bố rộng rãi tầng sinh có hiệu Dầu NHĨM 13 khí sinh từ tầng có mặt tỏng vỉa chứa tập I K tập chứa cao Trong số khu vực MP3-CAA, thành phần dầu tập H, I, J K biến đổi tỉ trọng thành phần phân tử Dầu biến đổi từ condensat (độ API cao) tới dầu có hàm lượng parafin trung bình Sự biến đổi xuất từ vùng khác mỏ, chí giếng khoan Các đặc trưng địa hóa cho thấy dầu có nguồn gốc lục địa, thể số lượng lớn dấu vết (maker) thực vật bậc cao oleanan bicadinan, nguồn gốc đầm hồ thể vắng mặt có vật liệu thực vật bậc cao số lượng tương đối lớn C27 steran Như vậy, nói tầng sinh có nguồn gốc khác nằm gần xen kẽ hình thành dầu hỗn hợp Mặt khác dầu có nguồn gốc đầm hồ từ sâu dịch chuyển thẳng đứng theo hệ thống đứt gãy hòa trộn với dầu nguồn gốc lục địa sinh chỗ 5.2 Đặc điểm loại khí tự nhiên Ngồi mỏ dầu, bể Malay - Thổ Chu có nhiều mỏ khí lớn nhỏ khai thác phát triển tương lai Trong vùng thềm lục địa Việt Nam loạt mỏ khí có trữ lượng đáng kể phát Kim Long, Ác Quỷ, Cá Voi mỏ khu vực PM3-CAA Khu vực thuộc Malaysia Thái Lan loạt mỏ khí lớn phát Jerneh, Lawit, Duyong, Gajah, Suriya, Seligi, Bong Kot, Tonkoon, Pilong, v.v Ở lô thuộc thềm lục địa Việt Nam, vỉa khí phát tồn lát cắt từ tập E, F, H, I, J tới K Từ phía Nam lên tới phía Bắc bể vỉa khí có xu nằm địa tầng trẻ nơng Các số liệu địa hóa cho thấy khí thiên nhiên bể Malay - Thổ Chu có nguồn gốc từ sinh vật (biogenic) nhiệt (thermogenic) Do tính linh động cao nên hầu hết khí phát mỏ khí hỗn hợp Khí sinh vật với thành phần chủ yếu metan hình thành vi khuẩn phân hủy vật chất hữu tầng nông nhiệt độ 75 oC, chúng khơng đóng vai trò quan trọng mặt trữ lượng NHĨM 14 Các khí hydrocarbon nhiệt hình thành nhiệt độ cao từ vật chất hữu phân đoạn dầu mỏ có từ trước Các nghiên cứu cho thấy khí sinh từ vật chất hữu trưởng thành với hệ số phản xạ vitrinit biến đổi từ 0,7% tới 2,0% Theo nghiên cứu địa hóa khí hydrocarbon bể Malay - Thồ Chu chia làm nhóm khí hydrocarbon theo thành phần, đặc điểm đồng vị phóng xạ nhóm khí khơng hydrocarbon - Nhóm khí khơ Nhóm khí phân bố chủ yếu khu vực trung tâm bể, chủ yếu tầng chứa H trẻ Chúng có giá trị đồng vị phóng xạ metan etan lớn đặc trưng cho khí có mức độ trưởng thành cao Đặc trưng thể dấu vết than, chứng tỏ khí nhóm sinh từ phá vỡ kerogen than nằm nhiệt độ cao Ngồi ra, khí hình thành q trình phân đoạn sản phẩm dầu hình thành trước đó, khí sau dịch chuyển thẵng đứng theo hệ thống đứt gãy lên tầng chứa nằm nơng Nhìn chung khí nhóm thường có hàm lượng condensat thấp hàm lượng khí CO2 cao - Nhóm khí ẩm Nhóm khí chủ yếu phân bố rìa bể tồn lát cắt từ Oligocen - Miocen (E tới L) Các khí có đặc trưng thành phần giá trị đồng vị phóng xạ metan etan biến đổi dải rộng Điều chứng tỏ có hòa trộn khí từ tầng sinh mức độ trưởng thành khác Thành phần khí bao gồm khí sinh vật, khí khơ khí ẩm với tỉ lệ biến đổi nhìn chung có hàm lượng khí ẩm tương đối cao Các thành phần nặng hình thành chủ yếu từ tầng sinh sét đầm hồ sau dịch chuyển tới vỉa chứa theo phương ngang với khoảng cách tương đối ngắn Các thành phần nhẹ chủ yếu tạo từ tầng sinh sông châu thổ nằm nông sản phẩm q trình phân đoạn sản phẩm dầu khí hình thành sâu (tập J cổ hơn) dịch chuyển lên trên, vỉa chứa khí có hàm lượng CO2 có xu cao NHĨM 15 - Nhóm khí khơng Hydrocarbon Các khí khơng hydrocarbon bể Malay - Thổ Chu bao gồm khí carbonic (CO2), Nitơ (N2), sunfua lưu huỳnh (H2S), v v Trong CO2 tích lớn Hàm lượmg khí thay đổi phạm vi rộng, từ vài % 80% (mỏ Tapi) tổng thể tích khí Hàm lượng CO2 thay đổi theo khu vực khác nhau, thông thường cao khu vực trung tâm phía Bắc bể Theo độ sâu hàm lượng CO2 có qui luật biến đổi đặc biệt phụ thuộc vào phân bố áp suất vỉa chứa, thấp phần lát cắt tăng dần theo độ sâu Hàm lượng CO2 tăng đột biến gần tầng dị thường áp suất cao Các số liệu quan sát cho thấy hàm lượng CO2 thân chứa phân bố rộng thường cao thân chứa nhỏ hẹp (Gilmont, 2001) Hiện tương lý giải thân chứa lớn thường bị nhiều đứt gãy sâu lớn cắt qua thân chứa nhỏ, đứt gãy kênh dẫn khí CO2 dịch chuyển từ sâu lên Hầu hết CO2 phát giếng khoan có nguồn gốc hỗn hợp Hai dạng CO2 phân biệt đồ thị quan hệ giá trị đồng vị carbon hàm lượng CO2 từ vỉa khí có CO2 Có thể phân biệt rõ nguồn gốc hữu không hữu CO2 qua phân bố Khí CO2 có nguồn gốc khơng hữu cơ, giá trị đồng vị thường lớn -7,5 Các khí phát đuợc giếng khoan vùng trung tâm bể tích tụ khí lớn CO2 nguồn gốc hữu có giá trị đồng vị biến đổi từ -12,5 tới -25 nhỏ 5% mol tổng thành phần khí Phân bố khí CO2 theo diện bể Malay - Thổ Chu tương đối rõ nhiên phân bố CO2 theo địa tầng chưa có lời giải đáp thỏa đáng cần phải có nghiên cứu bổ sung Các khí khơng hydrocarbon khác H2S, N2, v v phát bể Malay - Thổ Chu Ở phần thềm lục địa Việt Nam khí phát khu vực mỏ Kim Long, Ác Quỷ, Cá Voi, PM3CAA số giếng khoan khác, nhiên hàm lượng chúng nhỏ ảnh hưởng chúng nhìn chung khơng đáng kể Hệ thống dầu khí NHĨM 16 6.1 Đặc điểm tầng sinh Bể Malay - Thổ Chu nói chung có hai tầng sinh phân bố rộng: Tầng sinh đầm hồ Oligocen - Miocen tầng sinh than/sét vôi sông – châu thổ Miocen - muộn Kết phân tích Rock - Eval (RE) cho thấy mẫu tập trầm tích Oligocen Miocen hầu hết có tổng hàm lượng carbon hữu (TOC) lớn 0,5%Wt Giá trị Tmax > 435oC chủ yếu rơi vào mẫu có tuổi Oligocen Các tầng đá sinh phản ánh rõ lịch sử phát triển bể với chuyển dần từ đầm hồ, sông - châu thổ tới biển mở Các tầng đá sinh chứng minh từ giếng khoan diện tích thuộc Việt Nam nước khu vực Malaysia Thái Lan Có thể nói tầng đá sinh sơng – châu thổ tầng sinh khí, khí - condensat chủ yếu Trong tầng sinh đầm hồ tầng sinh dầu chủ yếu, nhiên phần lớn diện tích khu vực lơ phía Tây thuộc Việt Nam tầng sinh nằm vùng ngưỡng trưởng thành (post-mature-Gilmont, 2001) Việc xác định nguồn gốc mơi trường trầm tích tầng đá sinh dựa tỉ số Pristan/Phytan hydrocarbon thơng qua xác định dạng vật chất hữu có đá sinh (Hunt,1996) Các hydrocarbon có tỉ số Ph/Pr3 nhìn chung sinh từ vật chất hữu trầm tích mơi trường sơng tới sơng - châu thổ Các hydrocarbon có tỉ số Ph/ Pr>0,5% tỉ số Pr/Ph