Đặc điểm hệ thống dầu khí khu vực rìa Tây Nam bể trầm tích Malay - Thổ Chu, Việt Nam

Bài báo trình bày kết quả nghiên cứu về đặc điểm hệ thống dầu khí khu vực, gồm các yếu tố: sinh, chứa, chắn, dịch chuyển và tạo bẫy… trên cơ sở tổng hợp kết quả phân tích mẫu vụn giếng khoan C-1X kết hợp với các tài liệu địa chất - địa vật lý. Kết quả nghiên cứu góp phần làm sáng tỏ hơn đặc điểm hệ thống dầu khí vùng rìa Tây Nam bể trầm tích Malay - Thổ Chu, thúc đẩy công tác tìm kiếm, thăm dò ở khu vực này trong tương lai.

PETROVIETNAM TẠP CHÍ DẦU KHÍ Số - 2020, trang 25 - 36 ISSN 2615-9902 ĐẶC ĐIỂM HỆ THỐNG DẦU KHÍ KHU VỰC RÌA TÂY NAM BỂ TRẦM TÍCH MALAY - THỔ CHU, VIỆT NAM Hoàng Anh Tuấn1, Trịnh Xuân Cường1, Nguyễn Thu Huyền2 Tập đồn Dầu khí Việt Nam Viện Dầu khí Việt Nam Email: tuanha03@pvn.vn Tóm tắt Kết tìm kiếm thăm dị gần cho phát dầu trầm tích Miocene giếng khoan C-1X, cách mỏ Sông Đốc khoảng 50 km phía Tây Bắc, chứng minh hoạt động tích cực hệ thống dầu khí khu vực rìa Tây Nam bể trầm tích Malay - Thổ Chu, Việt Nam Bài báo trình bày kết nghiên cứu đặc điểm hệ thống dầu khí khu vực, gồm yếu tố: sinh, chứa, chắn, dịch chuyển tạo bẫy… sở tổng hợp kết phân tích mẫu vụn giếng khoan C-1X kết hợp với tài liệu địa chất - địa vật lý Kết nghiên cứu góp phần làm sáng tỏ đặc điểm hệ thống dầu khí vùng rìa Tây Nam bể trầm tích Malay - Thổ Chu, thúc đẩy cơng tác tìm kiếm, thăm dị khu vực tương lai Từ khóa: Hệ thống dầu khí, đá mẹ, đá chứa, đá chắn, rìa Tây Nam, bể Malay - Thổ Chu Mở đầu Bể trầm tích Malay - Thổ Chu nằm phía Tây Nam Việt Nam, vùng biển tiếp giáp Việt Nam Malaysia, có diện tích khoảng 100.000 km2 lấp đầy trầm tích Đệ Tam có bề dày 10 km [1] Đây khu vực có tiềm dầu khí lớn Đơng Nam Á, với trữ lượng chỗ ước đạt tỷ thùng dầu quy đổi (Todd et al., 1997) Khu vực nghiên cứu nằm rìa Tây Nam bể Malay - Thổ Chu, với diện tích xấp xỉ 12.000 km2 độ sâu mực nước biển 70 m Giếng khoan C-1X giếng khoan thăm dò khu vực nghiên cứu đến thời điểm (Hình 1) Lơ A Lơ B Cơng tác tìm kiếm, thăm dị bể Malay - Thổ Chu năm 70 kỷ XX, với tham gia cơng ty dầu khí lớn giới Kết có nhiều phát tìm thấy, chủ yếu phát khí condensate [3] Gần nhất, giếng khoan C-1X Idemitsu (Nhật Bản) thi công cho phát dầu bẫy chứa hỗn hợp cấu trúc địa tầng tuổi Miocene Mặc dù phát khơng mang tính thương mại theo đánh giá nhà thầu [2], việc tìm dầu giếng khoan C-1X nằm tương đối xa khu vực có phát mỏ khai thác (cách mỏ Sông Đốc gần khoảng 50 km phía Tây Bắc), cho thấy tiềm dầu khí khu vực ẩn số hấp dẫn cơng tác tìm kiếm, thăm dị Ngày nhận bài: 30/3/2020 Ngày phản biện đánh giá sửa chữa: 30/3 - 10/4/2020 Ngày báo duyệt đăng: 8/5/2020 Hình Sơ đồ vị trí khu vực nghiên cứu [2] DẦU KHÍ - SỐ 5/2020 25 Biển nông, đồng châu thổ Đồng ven biển Cuội kết Granite/Đá móng Cát kết Granodiorite Sét kết Đá biến chất Khí Dầu Dầu khí Núi lửa/phun trào Sau tạo rift Tách giãn/rift Trước tạo rift Đầm hồ F Trilobata Magnastriatites L Đá biến chất tướng phiến lục (cát bột kết dạng quarzite, quarzite, đá phiến sericite, phyllite…) Đá vôi Trước Cenozoic Đá vôi Sét kết xám, xám nâu chứa bột vôi, giàu vật chất hữu cơ, vụn than xen kẹp lớp than nâu Xen kẽ bột kết, cát kết xám sáng, hạt nhỏ thô, sạn, lựa chọn Đá có khả sinh chứa trung bình đến tốt Biến đổi thứ sinh: Katagen - muộn M 30 Kim Long Oligocene Dưới Paleogene Trên K J Kiến tạo Môi trường Đồng ven biển, biển mở F Merdionalis F Levipoli Sét kết, sét vôi xám sáng, xám xanh, xám tối, sét than lớp mỏng than nâu xen bột kết, cát kết hạt nhỏ đến trung, lựa chọn tốt, xi măng carbonate, sét, glauconite, pyrite Đôi xen lớp đá vôi vi hạt: đá vôi chứa nhiều mảnh vụn, lục nguyên Biến đổi thứ sinh: Katagen sớm - Biển thềm F Merdionalis Stenoclaena Anthoceris-porites Cát kết xám sáng, hạt nhỏ đến trung, lựa chọn trung bình - tốt, chứa vôi lớp sét vôi, sét kết xám trắng, xám xanh, chứa vụn than lớp than nâu, lớp dolomite đá vôi vi hạt chứa nhiều sét mảnh vụn lục ngun Cát có tính chất chứa tốt Biến đổi thứ sinh: Katagen sớm F Levipoli Echiperisporites Magnast F Meridi- Dacrydium onalis Cổ sinh Thạch học trầm tích Biểu dầu khí Tập địa chấn A B Sét, sét kết xám sáng, xám olive, mềm bở, xen kẽ cát, cát kết xám nâu, gắn kết yếu bở rời, hạt nhỏ, lựa chọn trung bình - tốt, hạt trung thơ, chứa nhiều vơi, có glauconite phong phú hóa đá Foram 20 Xen kẽ sét mềm bở, bột cát bở rời, xám sáng, xám nâu, xám xanh Cát hạt nhỏ trung, chọn lọc tốt, chứa nhiều glauconite hóa đá biển H F E D 10 Đặc điểm địa chất khu vực I Cột địa tầng Triệu năm Hệ tầng Biển Đông Ngọc Hiển Đầm Dơi Trên Giữa Miocene Dưới Cenozoic Neoegene Ngọc Hiển Thống Phụ thống Hệ Plei./H Plio Giới Đệ tứ THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ Than Bất chỉnh hợp Hình Cột địa tầng tổng hợp bể Malay - Thổ Chu [3] Unit Top Unit (FS190) Bể Malay - Thổ Chu Mazlan et al., 1999 Đồng ngập lụt (Mangrove Swamp) Tầng chắn Unit Top Unit (FS120) Đồng châu thổ đến ven biển (Fluvial to Coastal Plain) Tầng chứa Unit Top Unit (FS40) Đầm hồ (Lacustrine) Tầng sinh Giếng khoan C-1X Hình Sơ đồ mơi trường trầm tích khu vực nghiên cứu theo tài liệu cập nhật giếng khoan C-1X [2] 26 DẦU KHÍ - SỐ 5/2020 Bể trầm tích Malay - Thổ Chu hình thành từ trình nứt vỏ lục địa Sunda va chạm mảng lục địa Ấn Độ với mảng Âu - Á Bể nằm thềm lục địa Tây Nam Việt Nam, với chiều dài xấp xỉ 500 km, chiều rộng khoảng 200 km có phương phát triển theo hướng Đông Bắc - Tây Nam [1, 4, 5] Tương tự bể trầm tích khác Việt Nam, cấu trúc địa chất bể gồm tầng chính: Móng trước Đệ Tam trầm tích Đệ Tam phủ móng với bề dày đạt 10 km [3] Phân chia chi tiết địa tầng bể Hình Cho đến giai đoạn đầu thời kỳ Miocene sớm, bể chịu ảnh hưởng môi trường lục địa, sông hồ (aluvial - lacustrine) Sự xâm nhập môi trường biển bắt đầu xảy vào thời kỳ Miocene sớm khu vực trung tâm bể, rìa bể chịu chi phối mơi trường sông đến đồng châu thổ (fluvial deltaic) Ảnh hưởng mơi trường biển phạm vi tồn bể xảy vào cuối Miocene sớm biểu rõ nét vào thời kỳ Miocene giữa, kéo dài sang Miocene muộn [3] Sự tồn đá mẹ nguồn gốc đầm hồ (lacustrine) tuổi Oligocene đá mẹ nguồn gốc than tuổi Miocene khẳng định thông qua nhiều giếng khoan bể Đá chứa xác định tập cát kết tuổi Oligocene - Miocene Các play dầu khí liên quan chủ yếu đến dạng bẫy cấu tạo bẫy địa tầng Một số phát quan trọng khí condensate dầu play ghi nhận như: CN-1X, KM-1X, DD-1X NH-1X Play móng đánh giá có tiềm tương đối kém, nhiên cần tiếp tục nghiên cứu để làm rõ thời gian PETROVIETNAM TOC(Wt %) DEPTH LITHO (m) P S1(Kg/T) F G V Exc 10 -1 10 10 P F GV 10 -1 10 S2(Kg/T) Exc 10 P PI F G V Exc 10 -1 10 10 10 0.2 Tmax( oC) HI(mg/g) Indig Mig INGP GO OP IM II&I 50200 400 0.4 M %Ro O IM 420 440 460 M O C D 0.5 1.0 2.0 600 800 1000 1200 1400 1600 clays/silty clays P : Poor F : Fair G : Good coal V : Very good E : Excellent Indig : Indigenous Hydrocarbon Mig : Migrated Hydrocarbon IN GP GO OP : : : : Inert material Gas prone Gas & Oil prone Oil prone of kerogen III IM : M : O : C : Immature Mature Oil window Condensate (a) Kém 1000 900 Trung Tốt bình Rất tốt Type I Type II 450 150 Type III 0.1 Rất tốt í Kh Kém 300 u Dầ 10 Tốt 600 100 Trung bình Tổng (S1 + S2) tiềm (kg/T) Chỉ số hydrogen (mg/g) 750 400 420 440 460 Mẫu vụn giếng khoan C-1X 480 500 Tmax (ºC) 520 540 Mẫu than giếng khoan C-1X 0.1 10 100 Tổng lượng carbon hữu (% khối lượng) Mẫu than giếng khoan C-1X (b) Mẫu vụn giếng khoan C-1X (c) Hình Biểu đồ quan hệ số đá mẹ chiều sâu (giếng khoan C-1X) (a); Biểu đồ quan hệ HI/Tmax (giếng khoan C-1X) (b); Biểu đồ quan hệ độ giàu vật chất hữu tiềm sinh hydrocarbon (giếng khoan C-1X) (c) [6] Mơi trường trầm tích Đệ Tam khu vực giếng khoan C-1X tương đồng với môi trường trầm tích Đệ Tam bể Malay - Thổ Chu (Hình 3) Ranh giới mơi trường đầm hồ, đồng châu thổ - ven biển đồng ngập lụt phân chia hệ tầng sinh, chứa, chắn xác định tài liệu địa chấn kết hợp với tài liệu phân tích mẫu thạch học, cổ sinh - địa tầng minh giải log giếng khoan [2] Hệ thống dầu khí 3.1 Đặc điểm tầng sinh Nghiên cứu tầng sinh khu vực giếng khoan C-1X thực 30 mẫu vụn khoảng độ sâu 965 - 1.560 m (phân tích TOC, Rock-eval), 10 mẫu vụn khoảng độ sâu 600 - 1.505 m (phân tích độ phản xạ vitrinDẦU KHÍ - SỐ 5/2020 27 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ ite) mẫu vụn khoảng độ sâu 1.230 - 1.535 m (phân tích GCMS) [6] Kết phân tích tổng hợp Hình 4) Thạch học cát kết 3.1.1 Độ giàu vật chất hữu phân loại kerogen - Độ sâu 965 - 1.560 m (Miocene - Oligocene): Sét kết/sét - bột kết có độ giàu vật chất hữu thấp tới trung bình (TOC = 0,36 - 0,59%), tiềm sinh hydrocarbon thấp (S2 = 0,67 - 1,90 kg/T), biểu đồ quan hệ số hydrogen/Tmax cho thấy đặc trưng đá mẹ kerogen loại II/III (HI = 167 - 335 mg/HC/gTOC), cho khả sinh dầu khí (a) mẫu than độ sâu 965 - 970 m 1.400 - 1.405 m giàu hàm lượng vật chất hữu có tiềm sinh dầu khí tốt - Độ sâu 1.460 - 1.560 m (Oligocene): Sét kết/sét bột kết có độ giàu vật chất hữu trung bình (TOC = 0,52 - 0,69%), tiềm sinh hydrocarbon trung bình (S2 = 2,01 - 2,40 kg/T), biểu đồ quan hệ số Hydrogen/Tmax cho thấy đặc trưng đá mẹ kerogen loại II/III (HI = 348 387 mg/HC/gTOC), cho khả sinh dầu khí 3.1.2 Mức độ trưởng thành nhiệt (b) Độ phản xạ vitrinite mẫu khoảng độ sâu 600 - 620 m 1.500 - 1.505 m cho giá trị R0 = 0,35 0,43% có nghĩa đá mẹ chưa đạt ngưỡng trưởng thành Giá trị Tmax < 435 oC tương ứng khẳng định mức độ chưa trưởng thành nhiệt đá mẹ khu vực nghiên cứu 3.2 Đặc điểm đá chứa Nghiên cứu đá chứa khu vực giếng khoan C-1X thực 22 mẫu vụn, với tiêu phân tích thạch học lát mỏng (thin-section) nhiễu xạ Rơnghen (XRD) khoảng độ sâu 965 - 1.560 m mẫu phân tích hiển vi điện tử quét (SEM) khoảng độ sâu 1.130 - 1.250 m [7] Kết phân tích tổng hợp sau: 3.2.1 Phân tích thạch học Trong khoảng độ sâu phân tích tồn loại đá khác như: sét kết, bột kết, cát kết đá vôi Kết phân tích thạch học lát mỏng đá cát kết - đối tượng chứa tổng kết Hình 5a (c) Hình Kết phân tích thạch học cát kết độ sâu 1.200 - 1.045 m, giếng khoan C-1X [7] (a); Biểu đồ phân loại cát kết giếng khoan C-1X: (< 15% matrix (b), > 15% matrix (c)) [7, 8] 28 DẦU KHÍ - SỐ 5/2020 Cát kết có thành phần độ hạt thay đổi khác (từ mịn thô), chủ yếu loại sub-litharenite sub-arkose, vài mẫu lithic arkose, feldspathic PETROVIETNAM 6A 1020-1025m 6B 1160-1165m 6C 1240-1245m 6D 1305-1165m 6E 1305-1310m 6F 1305-1310m Hình Ảnh phân tích thạch học lát mỏng giếng khoan C-1X [7] litharenite đến lithic greywacke (Hình 5b c); độ mài trịn từ bán góc cạnh đến bán tròn cạnh tròn cạnh; độ chọn lọc trung bình đến tốt [8] Thành phần thạch học chủ yếu thạch anh, với hàm lượng trung bình 40 - 50%; feldspar có hàm lượng thấp (2,4 - 8,6%); mảnh đá: vụn núi lửa (2 - 7,4%), mảnh granite (0,6 - 3,2%), mảnh đá phiến (0,4 - 3,6%), mảnh quartzite (0,2 - 1,8%) Vật liệu (matrix) trung bình - 7% Khoáng vật nặng gồm zircon apatite Xi măng khống vật thứ sinh có mặt tất mẫu cát kết, với hàm lượng từ trung bình đến cao Xi măng carbonate có mặt tất mẫu, gồm dolomite (3,2 - 20,2%), calcite (1 - 8,4%), siderite trung bình 8% Khống vật sét thứ sinh gồm chlorite (0,6 - 2,4%) sét khác (1,2 - 4,6%) Ngồi cịn có diện khống vật khơng thấu quang pyrite với hàm lượng 0,6 - 1,6% DẦU KHÍ - SỐ 5/2020 29 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ Hình Ảnh phân tích mẫu SEM, giếng khoan C-1X [7] Độ rỗng nhìn thấy (visible porosity) quan sát lát mỏng thạch học bảo tồn tốt (Hình 6a - d), gồm: độ rỗng liên thông hạt (mũi tên màu đỏ) < 13,2%, độ rỗng tinh thể hình thành q trình dolomite hóa (mũi tên màu hồng) < 6,4% độ rỗng thứ sinh hòa tan hạt feldspar (mũi tên màu xanh) < 1,2% Độ rỗng đá chịu chi phối mạnh mẽ có mặt khống vật thứ sinh (dolomite, siderite, khoáng vật sét) vật liệu (matrix) Các mẫu gắn kết xi măng 30 DẦU KHÍ - SỐ 5/2020 carbonate (Hình 6e) hàm lượng vật liệu cao (Hình 6f ) có độ rỗng tương đối [7, 9] Theo kết phân tích mẫu hiển vi điện tử quét (SEM), độ rỗng quan sát rõ ảnh, gồm: độ rỗng liên thơng hạt (Hình 7a b), độ rỗng hình thành từ hạt kết tinh (Hình 7c) vi lỗ rỗng nằm họng sét (Hình 7e) Các khoáng vật thứ sinh chủ yếu gồm dolomite, siderite, calcite, pyrite khống vật sét (Hình 7d) Sự có mặt phát triển khoáng vật thứ sinh đá PETROVIETNAM Hình Kết phân tích thành phần sét giếng khoan C-1X [7] Tầng Tầng Khoảng → thấp Tầng thấp (dưới) Các thân cát khu vực C-1X hình thành hệ thống sơng uốn khúc (meandering river system) Hệ thống sơng uốn khúc Hình Mơ hình thành tạo thân cát tầng chứa khu vực nghiên cứu [2, 11] làm giảm độ rỗng độ thấm, tức giảm mức độ lưu thông chất lưu, ảnh hưởng xấu đến chất lượng đá chứa Chỉ có q trình biến đổi thứ sinh làm tăng độ rỗng, q trình hịa tan khống vật bền vững đá (feldspar), hình thành nên độ rỗng thứ sinh cải thiện chất lượng đá chứa (Hình 7f ) [7, 9, 10] Để đánh giá chi tiết thành phần khoáng vật tạo đá thành phần sét kèm, 22 mẫu vụn phân tích phương pháp nhiễu xạ Rơnghen (XRD) [7, 8] Kết phân tích tổng hàm lượng đá cho thấy, khoáng vật tạo đá chủ yếu gồm thạch anh (51,6%), lượng nhỏ K-feldspar, plagioclase, mica, calcite, dolomite… Đặc biệt siderite diện nhiều khoảng độ sâu (16,4%) Kết phân tích thành phần sét cho thấy illite chiếm ưu thế, kaolinite chlorite lượng nhỏ sét hỗn hợp lớp illite-smectite (Hình 8) Smectite xuất độ sâu nhỏ 1.505 m (hàm lượng 14,9 - 19%) cho thấy thành tạo từ sét trương nở nguồn gốc núi lửa (volcanic montmorinollite), khó chuyển hóa thành illite mơi trường biển DẦU KHÍ - SỐ 5/2020 31 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ Biên độ RMS Biên độ RMS Dị thường biên độ nghịch đảo Dị thường biên độ nghịch đảo 0,53km2 C-1X C-1X C-1X C-1X C-1X Hình 10 Phân bố vỉa cát khu vực nghiên cứu [2, 11] Tổng hợp kết nghiên cứu (thạch học lát mỏng, SEM XRD) cho thấy cát kết khu vực nghiên cứu có chất lượng chứa từ trung bình tới khá, đơi chỗ chất lượng chứa cải thiện tốt (vỉa chứa phát dầu khí giếng C-1X độ sâu 1.230 - 1.350 m) độ rỗng đá bảo tồn, chịu ảnh hưởng q trình xi măng hóa lấp nhét khoáng vật thứ sinh Sandstone with oil shows in fining-upward Lower Layer Ave VCL Ave PHIE Lower Layer Gross N/G Avg Phi Avg Sw VCL cutoff 60% 22% 25% Gross Net N/G Ave SWE : : : : 20,6 m 67,0% 25,4% 28,7% 20,6m 13,8m 67% 29% Coal flag 3.2.2 Phân bố vỉa chứa Hình 11 Vỉa chứa dầu Miocene (giếng C-1X, độ sâu 1.230 - 1.250 m) [2] C-1X C-1X FS120 Top Seal Upper Upper Middle Tại giếng khoan C-1X, phát hydrocarbon tập đá chứa Miocene độ sâu 1.230 - 1.250 m Kết minh giải địa vật lý giếng khoan (LWD) cho thấy vỉa sản phẩm chứa dầu (Hình 11) Sơ tính tốn cho thấy trữ lượng chỗ khu vực giếng khoan C-1X khơng lớn, khẳng định hoạt động tích cực hệ thống dầu khí rìa Tây Nam khu vực nghiên cứu, gợi mở cho cơng tác tìm kiếm, thăm dò thời gian C-1X Rủi ro chắn New FS Good seal Hình 12 Mặt cắt địa chấn minh họa tầng chắn cho vỉa chứa Miocene [2] Mặt cắt qua tập Biên độ RMS tập 17m throw FS120 24m throw FS 10m CI Theo kết phân tích dị thường biên độ nghịch đảo địa chấn, khu vực nghiên cứu tồn số vỉa chứa cát kết hình thành hệ thống sơng uốn khúc (Hình 9) Tuy nhiên, vỉa chứa phát triển không liên tục phân bố phạm vi hẹp < km2 (Hình 10) Một số vỉa liên thơng với nhau, tương đối khó xác định độ sâu ranh giới khép kín bẫy/tầng chắn [2] 24m throw Base Upper Base Middle Biên độ RMS tập Mặt cắt qua tập 3.3 Đặc điểm tầng chắn 33m throw Kết khoan giếng C-1X xác định tầng chắn tập sét nằm phía tầng đá chứa Miocene dưới, tương ứng 32 DẦU KHÍ - SỐ 5/2020 Lower Layer Hình 13 Mặt cắt địa chấn minh họa khả chắn biên đứt gãy [2] PETROVIETNAM với bề mặt ngập lụt FS, FS120 mặt cắt địa chấn (Hình 12) Các đứt gãy đóng vai trị chắn biên giếng C-1X xác định Hình 13 Tuy nhiên, khả chắn biên đứt gãy phụ thuộc vào giá trị SGR (Shale Gouge Ratio), tức tỷ phần sét vỉa nằm bên cánh đứt gãy Các vỉa phần (Upper & Middle Layer) có giá trị SGR thấp (< 0,3), tức tỷ phần sét thấp, đồng thời có tiếp xúc phần vỉa hàm lượng cát cao bên cánh sụt với cánh nâng, đứt gãy gần không chắn Các vỉa phần (Lower Layer) có giá trị SGR lớn (0,3 < SGR < 0,6), tức tỷ phần sét cao hơn, đồng thời vỉa cát bên cánh nâng tiếp xúc với vỉa sét bên cánh sụt, đứt gãy có khả chắn tốt [2, 11] KL CV VF90-53 + PQ30 Khả chắn dẫn đến giảm khoảng cách di cư dọc tầng phía Việt Nam AQ Thailand SE95-05 Lô A&B Vietnam Lô A&B Cấu trúc đơn nghiêng chắn tốt, nên khả di cư dọc tầng tốt phía Việt Nam SE95-08 Hydrocarbon di cư thẳng đứng nạp vào cấu trúc nghịch đảo, khơng có di cư dọc tầng phía Việt Nam Hình 14 Mơ hình dịch chuyển đá mẹ khu vực nghiên cứu [12] 3.4 Dịch chuyển dầu khí tạo bẫy Kết nghiên cứu mơ hình địa hóa khu vực thực JOGMEC VPI [12] cho thấy, đá mẹ khu vực bể Malay - Thổ Chu hình thành từ tầng sinh đầm hồ (lacustrine) tuổi Oligocene - Miocene tầng sinh châu thổ - sơng (fluvial - deltaic) tuổi Miocene - có nguồn gốc từ than, di cư với khoảng cách lớn (> 100 km) từ trung tâm bể Malay đến khu vực nghiên cứu (Hình 14) [12, 13] Nghịch đảo địa chấn (DFL) Cấu tạo C (Lô A&B) FS165 Trên FS120 Dưới Giữa Base Upper FS100 dịch chuyển từ East vào khối nhơ địa [12] phương Hình 15 Kết phân tíchHCmẫu địa hóa bề Piatu mặtơch khutụvực nghiên cứu Nghịch đảo địa chấn (DFL) Nghịch đảo địa chấn (DFL) Cấu tạo C (Lô A&B) Cấu tạo C (Lô A&B) FS165 FS165 Trên Trên FS120 Base Upper Dưới Giữa FS120 Giữa Base Upper Dưới FS100 HC dịch chuyển từ East Piatu ơch tụ vào khối nhô địa phương FS100 HC từ Pergau ơch tụ vào khối nhô địa phương (đứt gãy phát triển nhiều dọc theo đường dịch chuyển) Hình 16 Cơ chế dịch chuyển hydrocarbon vào bẫy chứa [2] Nghịch đảo địa chấn (DFL) Cấu tạo C (Lơ A&B) DẦU KHÍ - SỐ 5/2020 33 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ 10m CI Dị thường HC Đứt gãy Bẫy kề áp đứt gãy C-1X Dị thường HC Tập sét có khả khơng chắn phía bắt gặp vỉa cát Tập sét đóng vai trị chắn Bẫy địa tầng Strike-slip fault FS40 Shale Hình 17 Bẫy chứa dạng hỗn hợp cấu trúc - địa tầng khu vực nghiên cứu [2] Hình 18 Mặt cắt địa chấn phương Tây Bắc - Đông Nam qua khu vực nghiên cứu [2] Khảo sát địa hóa bề mặt thực Idemitsu [13] cho thấy mật độ cao đến trung bình dầu nhẹ (C10 - C14) tập trung phần Tây Nam lô, nơi có giếng khoan C-1X Điều cho thấy dầu khí di cư đến từ trung tâm bể Malay Dầu di cư, khí di sớm có mật độ độ nhớt thấp (Hình 15) Tại khu vực nghiên cứu, dầu khí nạp vào bẫy theo chế dịch chuyển ngang từ tầng sinh tới tầng chứa dịch chuyển thẳng đứng thông qua kênh dẫn đứt gãy (Hình 16) Dịch chuyển thẳng đứng thường mang tính địa phương khu vực phát triển nhiều đứt gãy, dịch chuyển ngang có phạm vi ảnh hưởng lớn [13] Tuy nhiên, khoảng cách dầu khí dịch chuyển ngang từ tầng sinh tới tầng chứa, đặc biệt khu vực rìa bể cần phải tiếp tục nghiên cứu, làm rõ Kết phân tích nghịch đảo địa chấn (simultaneous inversion) [2, 11] cho thấy, khu vực nghiên cứu tồn loại bẫy: kề áp đứt gãy (ít gặp đứt gãy lớn khu vực), bẫy nếp lồi (thường có diện tích khép kín cấu tạo nhỏ), bẫy kề áp móng (gặp nhiều rủi ro liên quan đến tầng chắn) bẫy địa tầng/hỗn hợp cấu trúc - địa tầng (thường có quy mơ nhỏ) Trong khu vực Lơ A & B, bẫy địa tầng tồn phía Nam, dị thường hydrocarbon lại nằm cánh nâng đứt gãy phía Bắc phía Tây Lơ A & B, độ sâu 1.090 m Do vậy, bẫy chứa xác định bẫy dạng hỗn hợp cấu trúc - địa tầng (Hình 17) 3.5 Play móng Trong bể Malay - Thổ Chu, có giếng khoan 46-KM1X khoan đến đối tượng móng xác định thành phần đá móng chủ yếu đá biến chất (metamorphic) [3] 34 DẦU KHÍ - SỐ 5/2020 Shale Tầng sét ~10m (bắt gặp giếng khoan C-1X) đóng vai trị chắn play móng Tuy nhiên, tầng sét đôi chỗ bị biến tướng, thành phần có bột/cát, khả chắn Ɵềm ẩn nhiều rủi ro Rủi ro play móng khả chắn chất lượng tầng chứa liên quan đến thành phần thạch học đá móng (có thể đá biến chất, tương tự khu vực giếng khoan 46-KM-1X) Giếng khoan C-1X khoan vào tầng sét độ dày 10 m (xác định giá trị GR cao ranh giới FS40) cho thấy tầng chắn (một phần) cho play móng Tuy nhiên, lớp sét mỏng thay đổi thành phần theo chiều ngang (đã bắt gặp nhiều lớp cát kết/bột kết tập sét giếng khoan C-1X) nên khả chắn tiềm ẩn rủi ro lớn (Hình 18) Với thơng tin có đến thời điểm tại, thấy play móng khu vực nghiên cứu tồn nhiều rủi ro địa chất Tuy nhiên, thơng tin đối tượng móng cịn hạn chế nên việc nghiên cứu, đánh giá chi tiết tiềm dầu khí play móng cần tiếp tục tiến hành triển khai cơng tác tìm kiếm thăm dị khu vực Trao đổi thảo luận Kết phân tích nhiệt phân Rock-eval [6] khu vực giếng khoan C-1X (độ sâu 1.230 - 1.235 m, 1.235 - 1.240 m, 1.240 - 1.245 m, 1.245 - 1.250 m 1.530 - 1.535 m) cho thấy đá mẹ có nguồn gốc đầm hồ (lacustrine), với lượng nhỏ vật chất hữu nguồn gốc lục địa Có mẫu than độ sâu 965 - 970 m 1.400 - 1.405 m giàu hàm lượng vật chất hữu (TOC tương ứng 47,52% 42,38%) có tiềm sinh dầu khí tốt (S2 tương ứng 144,23 kg/T 130,22 kg/T) Đá mẹ giếng khoan C-1X có độ phản xạ vitrinite R0 = 0,35 - 0,43%, Tmax < 435 oC cho thấy đá mẹ chưa đạt ngưỡng trưởng thành, nên hydrocarbon không sinh chỗ mà di cư từ nơi khác đến Một số mẫu (độ sâu 1.230 PETROVIETNAM - 1.235 m 1.235 - 1.240 m) có tính chất tương tự với mẫu dầu/condensate có mặt khu vực khác bể Malay - Thổ Chu Như vậy, nhóm tác giả cho đá mẹ khu vực nghiên cứu di cư đến từ trung tâm bể Malay (có nét tương đồng với đá mẹ mỏ Pergau East Piatu phía Malaysia) Nhận định phù hợp với kết nghiên cứu mơ hình địa hóa tiến hành Idemitsu Viện Dầu khí Việt Nam (VPI) năm 2013 [13] Kết phân tích tổng hợp thạch học cho thấy khoáng vật tạo đá khoáng vật sét kèm khu vực nghiên cứu chịu ảnh hưởng q trình chơn vùi (burial) Chúng vận chuyển đến từ khoảng cách xa so với nguồn cung vật liệu, chuyển tiếp từ mơi trường sông đồng ven biển (chịu ảnh hưởng điều kiện sóng đến thủy triều) Chất lượng đá chứa chịu chi phối lớn thành phần khống vật thứ sinh vỉa chứa Theo đó, với tồn xi măng gắn kết carbonate, có mặt phong phú loại sét có tính trương nở (smectite, illite-smecite) có ảnh hưởng tiêu cực đến khả bảo tồn độ rỗng khả lưu thông chất lưu, tức làm giảm độ rỗng độ thấm đá chứa [7] Phát dầu khí 20 m vỉa chứa cát kết Miocene cho thấy tập sét nằm phía đóng vai trị tầng chắn Rủi ro chắn biên đứt gãy liên quan tới tỷ phần sét tiếp xúc vỉa hàm lượng sét thấp bên cánh đứt gãy [2] Mặc dù dầu khí di cư từ phía Malaysia đến phía Việt Nam, khí bị di trước có mật độ độ nhớt thấp Với khoảng cách lớn (> 100 km) từ trung tâm bể, dự báo chủ yếu dầu nhẹ (hàm lượng C10 - C14) di cư đến phần rìa Tây Nam bể Malay - Thổ Chu [2, 13] Theo đánh giá nhà thầu phát khơng đem tính thương mại, việc tìm dầu giếng khoan C-1X nằm tương đối xa khu vực có phát mỏ khai thác (cách mỏ Sông Đốc gần khoảng 50 km phía Tây Bắc), cho thấy tiềm dầu khí khu vực ẩn số hấp dẫn cơng tác tìm kiếm, thăm dò thời gian tới Kết luận Kết khoan giếng C-1X với phát dầu tầng chứa Miocene khẳng định hoạt động tích cực hệ thống dầu khí khu vực rìa Tây Nam bể Malay - Thổ Chu, sở để tiếp tục đẩy mạnh cơng tác tìm kiếm, thăm dị khu vực Đá mẹ khu vực nghiên cứu tầng sinh thành tạo môi trường đầm hồ (lacustrine) tầng sinh châu thổ - sông (fluvial - deltaic) tuổi Miocene - có nguồn gốc từ than, hàm lượng vật chất hữu thay đổi từ trung bình đến tốt, chủ yếu sinh dầu khí (kerogen loại II III) Dầu khí di cư từ trung tâm bể Malay (phía Malaysia) đến khu vực rìa Tây Nam bể Malay - Thổ Chu nạp vào bẫy chứa dạng hỗn hợp cấu trúc - địa tầng, với chiếm ưu dầu nhẹ Đá chứa vỉa cát hình thành hệ thống sông uốn khúc (meandering channel) môi trường sông (fluvial) đến đồng ven biển (coastal plain), phân bố phạm vi hẹp bề dày không lớn Phân loại đá chứa chủ yếu loại sub-litharenite sub-arkose, với chất lượng chứa thay đổi từ tới trung bình, đơi chỗ cải thiện tốt hơn, tùy thuộc hàm lượng xi măng mức độ biến đổi khoáng vật thứ sinh đá Đá chắn tập sét xen kẹp vỉa than hình thành mơi trường đầm lầy ngập lụt (mangrove swamp), có bề dày khơng lớn khu vực rìa Tây Nam bể Hệ thống dầu khí trầm tích Đệ Tam khu vực nghiên cứu dự báo tồn cụm bẫy chứa tiềm năng, nhiên có khả bắt gặp quy mơ lớn Đối với tầng móng, tồn nhiều rủi ro liên quan đến khả chắn nóc, chất thạch học (thành phần biến chất) đá móng, cần tiếp tục nghiên cứu làm rõ Tài liệu tham khảo [1] Simon P.Todd, M.E.Dunn and A.J.G.Bawise, “Characterizing petroleum systems in the tertiary of SE Asia”, Petroleum geology of Southeast Asia, Geological Society London Special Publications, Vol 126, No 1, pp 25 - 47, 1997 DOI: 10.1144/GSL.SP.1997.126.01.04 [2] Idemitsu, “The geological and geophysical evaluation report for Blocks 39 & 40/02, offshore Vietnam”, Final report, 2018 [3] Tập đồn Dầu khí Việt Nam, Địa chất Tài nguyên Dầu khí Việt Nam Nhà xuất Khoa học Kỹ thuật (tái bản, sửa chữa bổ sung), 2019, tr 443 - 491 [4] Andrew D Miall, Principles of sedimentary basin analysis (3rd updated and enlarge edition) Springer, 2000 [5] Thomas Hantschel and Armin I.Kauerauf, Fundamental of basins and petroleum systems modeling Springer, 2009 [6] VPI, “Geochemical evaluation for cutting samples of 40/02-CS-1X well” (final report), 2018 DẦU KHÍ - SỐ 5/2020 35 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ [7] VPI, “Petrography, SEM and XRD analyses of 40/02-CS-1X well”, (final report), 2018 [8] Robert L.Fork, Petrology of sedimentary rocks Austin, Tex: Hemphill’s Book Store, 1980 [9] Joan E.Welton, SEM petrology atlas American Association of Petroleum Geologists, 1984, Vol [10] F.J.Pettijohn, Sedimentary rocks (second edition) New York: Harper & Brothers, 1957 [11] Idemitsu, “The geological and geophysical evaluation report for drilling proposal of an exploration well in the C-South prospect, Blocks 39 & 40/02, Offshore Vietnam” (final report), 2017 [12] VPI and Idemitsu, “Characterization of petroleum system in Vietnam by State-of-the-art geochemical technology”, Phase Malay - Tho Chu basin, Final report for collaborative study, 2009 [13] JOGMEC and Idemitsu, “Joint study in the Blocks 39 and 40/02, offshore Vietnam” (final report), 2013 [14] Petronas, The petroleum geology and resources of Malaysia, 1999, pp 665 [15] A.Sutoto, “The use of LWD and its impact on petrophysical evaluation in the Belida field, Block ‘B’, south Natuna Sea”, Indonesian Petroleum Association, 23rd Annual Convention, 1994 CHARACTERISATION OF PETROLEUM SYSTEMS IN THE SOUTHWESTERN MARGIN OF MALAY - THO CHU BASIN, OFFSHORE VIETNAM Hoang Anh Tuan1, Trinh Xuan Cuong1, Nguyen Thu Huyen2 Vietnam Oil and Gas Group Vietnam Petroleum Institute Email: tuanha03@pvn.vn Summary Results of recent explorations found hydrocarbon accumulation in Lower Miocene reservoir at the C-1X well, approx 50km northwest of Song Doc productive field, and have confirmed the active petroleum systems in the southwestern margin of the Malay - Tho Chu basin in Vietnam The paper presents research results on the characteristics of the petroleum systems in the investigated area, including source rocks, reservoirs, seals, hydrocarbon migration and traps on the basis of integrated cutting sample analyses from the C-1X well in combination with regional geological and geophysical data The obtained results contribute to a better understanding of the petroleum systems in the southwestern margin of Malay-Tho Chu basin, and encourage further exploration activities in this area in the future Key words: Petroleum system, source rock, reservoir, seal, southwestern margin, Malay - Tho Chu basin 36 DẦU KHÍ - SỐ 5/2020 ... khoan C-1X [2] 26 DẦU KHÍ - SỐ 5/2020 Bể trầm tích Malay - Thổ Chu hình thành từ trình nứt vỏ lục địa Sunda va chạm mảng lục địa Ấn Độ với mảng Âu - Á Bể nằm thềm lục địa Tây Nam Việt Nam, với... khẳng định hoạt động tích cực hệ thống dầu khí khu vực rìa Tây Nam bể Malay - Thổ Chu, sở để tiếp tục đẩy mạnh cơng tác tìm kiếm, thăm dò khu vực Đá mẹ khu vực nghiên cứu tầng sinh thành tạo môi... trung tâm bể Malay (phía Malaysia) đến khu vực rìa Tây Nam bể Malay - Thổ Chu nạp vào bẫy chứa dạng hỗn hợp cấu trúc - địa tầng, với chiếm ưu dầu nhẹ Đá chứa vỉa cát hình thành hệ thống sông