Đặc điểm địa hóa đá mẹ khu vực các giếng nước sâu bể Nam Côn Sơn và Tư Chính - Vũng Mây

Bài viết sử dụng kết quả phân tích địa hóa như nhiệt phân Rock-Eval, tổng carbon hữu cơ, phản xạ vitrinite, sắc ký khí, sắc ký khí ghép khối phổ... để tổng hợp và đánh giá đặc điểm đá mẹ các giếng nước sâu thuộc bể Nam Côn Sơn và Tư Chính - Vũng Mây.

THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ TẠP CHÍ DẦU KHÍ Số - 2020, trang 26 - 33 ISSN 2615-9902 ĐẶC ĐIỂM ĐỊA HÓA ĐÁ MẸ KHU VỰC CÁC GIẾNG NƯỚC SÂU BỂ NAM CƠN SƠN VÀ TƯ CHÍNH - VŨNG MÂY Nguyễn Thị Oanh Vũ, Nguyễn Thị Tuyết Lan, Phan Văn Thắng, Nguyễn Thị Thanh Ngà Viện Dầu khí Việt Nam Email: vunto@vpi.pvn.vn Tóm tắt Bài báo sử dụng kết phân tích địa hóa nhiệt phân Rock-Eval, tổng carbon hữu cơ, phản xạ vitrinite, sắc ký khí, sắc ký khí ghép khối phổ để tổng hợp đánh giá đặc điểm đá mẹ giếng nước sâu thuộc bể Nam Cơn Sơn Tư Chính - Vũng Mây Đá mẹ Miocene Oligocene khu vực nghiên cứu có độ giàu vật chất hữu tiềm sinh hydrocarbon từ trung bình đến tốt, nguồn gốc vật chất hữu tương đồng với giếng nước nơng lân cận Mơ hình trưởng thành cho thấy tập đá mẹ Miocene Oligocene trình sinh dầu khí Từ khóa: Đá mẹ, Miocene dưới, Oligocene, trưởng thành nhiệt, bể Nam Cơn Sơn, bể Tư Chính - Vũng Mây Giới thiệu Bể Nam Cơn Sơn có diện tích gần 100.000 km , ranh giới phía Bắc bể đới nâng Cơn Sơn, phía Tây Nam đới nâng Khorat - Natuna, phía Đơng Bắc bể Phú Khánh, tiếp giáp phía Đơng bể Nam Cơn Sơn bể Tư Chính - Vũng Mây với diện tích rộng cấu trúc địa chất phức tạp [1 - 3] Độ sâu mực nước biển khu vực thay đổi lớn, từ vài chục mét phía Tây đến 1.000 - 2.800 m phía Đơng Tại Lơ 05-2, nhà thầu tiến hành khoan thăm dò giếng, độ sâu mực nước biển 682 m 569 m Về phía Nam bể Nam Cơn Sơn, có giếng nước sâu 07-3-C-1X 07-3C-3X Càng phía Đơng, độ sâu mực nước biển thay đổi rõ rệt Tại Lơ 136 (bể Tư Chính Vũng Mây), giếng 136-D-1X 136-E-1X có mực nước biển thay đổi đến 800 m Ngồi ra, cịn có giếng 130-F-1X 131-G-1X- giếng khoan nước sâu Lô 130, 131 với mực nước biển đến 1.000 m số hydrogen HI sử dụng nhằm đánh giá đặc điểm đá mẹ khu vực nghiên cứu: độ giàu vật chất hữu cơ, tiềm sinh, loại kerogen… Bài báo sử dụng kết phân tích địa hóa giếng khoan nước sâu thuộc Lơ 05-2, Lô 07-3, Lô 136 Lô 130, Lô 131, tập trung vào mặt cắt trầm tích tuổi Oligocene đến Miocene đối tượng tìm kiếm thăm dị khu vực Nam Cơn Sơn Tư Chính - Vũng Mây Các tài liệu địa hóa, địa tầng… vùng nghiên cứu tham khảo liên kết với tài liệu phân tích mẫu Đặc điểm địa hóa đá mẹ 2.1 Chất lượng đá mẹ Các tiêu địa hóa TOC, S1, S2, Ngày nhận bài: 20/3/2020 Ngày phản biện đánh giá sửa chữa: 24/3 - 28/4/2020 Ngày báo duyệt đăng: 20/7/2020 26 DẦU KHÍ - SỐ 8/2020 Hình Vị trí khu vực nghiên cứu PETROVIETNAM Bảng Phân loại đá mẹ theo độ giàu vật chất hữu (Geochem Group Limited) TOC (% khối lượng) Đá sinh Sét kết < 0,5 0,5 – 1–3 3–5 >5 Nghèo Trung bình Tốt Rất tốt Cực tốt S2 (kg/T đá) Carbonate < 0,25 0,25 – 0,5 0,5 – 1–2 >2 10 Bảng Tổng hợp thơng số TOC, Rock-Eval Trầm tích Miocene Thành phần thạch học Sét kết/sét bột kết Than Sét kết/sét bột kết Oligocene Than/sét than Lô 05-2 07-3 130 131 136 05-2 07-3 130 131 136 07-3 136 Để đánh giá mức độ giàu, nghèo vật chất hữu sử dụng bảng phân loại đá mẹ theo bậc hàm lượng khác từ nghèo, trung bình đến tốt, tốt cực tốt (Bảng 1) Theo đó, sét kết trầm tích Miocene khu vực nghiên cứu lơ có độ giàu vật chất hữu từ trung bình đến tốt, tổng hàm lượng carbon hữu trung bình (TOCtb) từ 0,69 - 1,23% khối lượng (Bảng 2) Một số mẫu giếng khoan 07-3-C-1X thể tiềm sinh tốt với số S2 dao động khoảng kg/T So với giếng bể Nam Côn Sơn, vật chất hữu giếng khoan Lô 136 (bể Tư Chính - Vũng Mây) thể độ giàu tiềm sinh hydrocarbon Sét kết trầm tích Oligocene khu vực nghiên cứu phân bố lơ 07-3, 130, 131, 136 Các phân tích nhiệt phân [4 - 10] cho thấy vật chất hữu trầm tích Oligocene có độ giàu từ trung bình đến tốt (TOC = 0,77 - 3,58% khối lượng), tiềm sinh hydrocarbon phân bố khoảng rộng, từ nghèo - trung bình đến cực tốt (S2 = 1,20 - 12,83 kg/T) Chất lượng vật chất hữu tập trầm tích tương đối tốt so với trầm tích Miocene lô tương ứng (Bảng 2) Biểu đồ tiềm sinh (Hình 2) thể trầm tích Miocene Oligocene phân bố vùng có khả sinh dầu Đá mẹ giếng khoan chứa chủ yếu kerogen loại II/III, cho khả sinh dầu khí TOCtb (% khối lượng) 1,10 1,23 0,96 1,02 0,69 79,42 1,68 1,14 1,07 1,28 70,16 53,06 S2tb (kg/T) 4,11 3,19 3,39 3,50 2,89 329,84 4,94 5,64 5,04 3,93 221,46 155,37 HItb (mgHC/gTOC) 375 255 368 345 394 416 289 515 471 307 312 282 Bên cạnh mẫu sét kết, mẫu than/sét than tìm thấy trầm tích Miocene Oligocene Mẫu than tập trầm tích Miocene nằm khu vực Lơ 05-2 có độ giàu vật chất hữu tiềm sinh khí cực tốt (TOC = 66,70 - 87,90% khối lượng, S2 = 302,91 - 396,02 kg/T) Trong đó, than/sét than tập trầm tích Oligocene chủ yếu mẫu khu vực Lô 07-3 Lô 136 Nguồn gốc vật chất hữu trầm tích Miocene Oligocene xác định dựa sở xác định dấu vết sinh vật Tỷ số Pristane/Phytane từ kết phân tích sắc ký dùng để mức độ oxy hóa mơi trường chơn vùi vật liệu sinh Ở điều kiện giàu oxy, sản phẩm hydrocarbon có xu hướng giàu thành phần Pristane ngược lại, Phytane tạo thành từ khử Phytone mơi trường nghèo oxy [11] Ngồi ra, phân tích sắc ký khí ghép khối phổ phân đoạn hydrocarbon no xác định dấu vết sinh vật, đặc biệt dải phân bố triterpane (m/z 191) sterane (m/z 217) sử dụng hữu hiệu việc xác định đặc trưng cho nguồn vật liệu vật chất hữu Oleanane xác định dải phân bố triterpane, có nguồn gốc từ thực vật bậc cao có hoa hạt kín vật liệu sinh tuổi Cretaceous muộn đến tại, bền vững với tác động độ trưởng thành nhiệt, cấu tử đặc trưng cho nguồn vật liệu hữu tách từ thực vật bậc cao [11] Trên DẦU KHÍ - SỐ 8/2020 27 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ Nghèo 1000 Mẫu than Nghèo 0,1 0,1 10 Tổng carbon hữu % khối lượng 05-2-A-1X 05-2-B-1X 07-3-C-3X 131-G-1X 136-D-1X ST1 100 05-2-A-1X (than) 07-3-C-1X 130-F-1X 136-D-1X 136-E-1X Mẫu than/sét than 100 Tốt Trung bình 10 Nghèo Trung bình Sin hk hí Tốt 10 Lơ 05-2 Lơ 07-3 Lơ 130 Lơ 131 Lơ 136 Sin hk hí Sin hd ầu 100 Rất tốt Sin hd ầu Lô 05-2 Lô 07-3 Lô 130 Lơ 131 Lơ 136 Trung Tốt bình Rất tốt Rất tốt Rất tốt Tổng tiềm hydrocarbon (S1 + S2) - kg/T Trung Tốt bình Tổng tiềm hydrocarbon (S1 + S2) - kg/T Nghèo 1000 0,1 0,1 10 Tổng carbon hữu % khối lượng 100 07-3-C-1X 07-3-C-3X 130-F-1X 131-G-1X 136-D-1X 07-3-C-1X (than) 07-3-C-3X (than) 136-D-1X (than) (a) (b) Hình Biểu đồ tiềm sinh trầm tích Miocene (a), Oligocene (b) dải phân bố sterane, cấu tử sterane C27, C28, C29 sản phẩm chuyển đổi tương ứng từ sterols tảo, động vật thực vật bậc cao Nồng độ tương đối cao sterane C29 so với sterane C27, sterane C28 dấu hiệu đóng góp phong phú thực vật thượng đẳng vào nguồn vật chất hữu ban đầu [12] Theo tài liệu phân tích mẫu [4 - 10], mẫu sét kết/sét bột kết Lô 05-2 07-3 có tỷ số Pristane/Phytane cao > (Pr/Phy = 3,07 - 8,50) thị cho môi trường oxy hóa cao Đồng thời kết phân tích dấu vết sinh vật mẫu cho thấy có diện với hàm lượng cao oleanane trội sterane C29 (sterane C29 >> sterane C27, C28) thể ưu vật chất hữu có nguồn gốc thực vật bậc cao (Hình 4) Tương tự, giếng khoan 136-D-1X/1X-ST1, đá mẹ có nguồn vật liệu sinh chủ yếu từ thực vật bậc cao với xuất tảo Riêng mẫu giếng khoan 136-E-1X xuất hợp chất tricyclic terpane với nồng độ thấp, sterane C27 vượt trội so với sterane C28, sterane C29 (sterane C27 >> sterane C28, C29) cho thấy đóng góp đáng kể tảo vào nguồn gốc vật chất hữu ban đầu 28 DẦU KHÍ - SỐ 8/2020 Ngồi ra, nhóm tác giả tiến hành liên kết giếng khoan nước sâu với giếng nước nông, khu vực liên kết tập trung chủ yếu giếng nước sâu Lô 05-2 với giếng nước nông Lô 05 lân cận Tài liệu phân tích địa hóa Viện Dầu khí Việt Nam (VPI) cho thấy vật chất hữu đá mẹ Miocene Oligocene giếng nước nông chứa chủ yếu kerogen loại II/III, với tỷ phần kerogen loại II giếng nước sâu tương đối cao giếng nông Loại vật chất hữu giếng liên kết có đặc trưng tương tự giếng khoan nước sâu, thành phần chủ yếu thực vật bậc cao có xuất tảo, nhận thấy tính lục địa vật chất hữu mẫu giếng nước nơng có xu hướng cao giếng nước sâu (Hình 5) 2.2 Độ trưởng thành vật chất hữu Mức độ trưởng thành vật chất hữu thường đánh giá dựa độ phản xạ vitrinite mẫu lấy vị trí giếng khoan, giá trị độ phản xạ vitrinite (%Ro) thông thường giá trị phổ biến đo mẫu Độ phản xạ vitrinite Ro đạt từ 0,55% vật chất hữu bước vào giai đoạn trưởng thành; vật chất hữu 10 oxy h n Trư óa Tăn g tín 0,1 0,1 1 10 50 0,1 0,1 Vật chất hữu biển (tảo môi trường khử) Vật chất hữu hỗn hợp (đới chuyển tiếp) 10 50 Phytane/nC18 Phytane/nC18 05-2-A-1X 05-2-B-1X 136-D-1X 131-G-1X Đầm lầy (môi trường) hk Ph ân h ủy s óa inh oxy h ủy s hk tính ân h tín inh Tăn g Tăn g nh hà gt Ph Pristane/nC17 tính Pristane/nC17 g ởn Trư Tăn g nh vật 10 Vật chất hữu lục địa Lô 136 vật Lô 130 Lô 131 100 Vật chất hữu biển (tảo môi trường khử) Lô 07-3 Vật chất hữu hỗn hợp (đới chuyển tiếp) Lô 05-2 Đầm lầy (môi trường) 100 Vật chất hữu lục địa PETROVIETNAM 05-2-A-1X (than) 07-3-C-3X 130-F-1X 07-3-C-1X 07-3-C-3X 136-D-1X 131-G-1X 07-3-C-3X (than) 130-F-1X 07-3-C-1X (than) (a) (b) Hình Biểu đồ Pristane/nC17 Phytane/nC18 trầm tích Miocene (a), trầm tích Oligocene (b) bị chìm sâu Ro đạt ngưỡng 0,72% bắt đầu sinh dầu mạnh Bên cạnh đó, kết phân tích nhiệt phân Rock-Eval (Tmax) sử dụng để đánh giá mức độ trưởng thành nhiệt, nhiên đơi kết phân tích bị ảnh hưởng thay đổi tướng, tái trầm tích hay mẫu nhiễm bẩn Ngoài ra, giếng khoan vùng nghiên cứu có độ sâu mực nước biển dao động lớn nên đánh giá độ sâu đạt ngưỡng trưởng thành cần lưu ý đặc điểm Tài liệu phân tích độ phản xạ vitrinite nhiệt phân Tmax [4 - 5] cho thấy tập trầm tích Miocene giếng khoan A-1X B-1X khu vực Lô 05-2 chớm trưởng thành đến trưởng thành (Hình 6) Tại khu vực phía Bắc Lơ 052, đá mẹ Miocene giếng khoan 05-2-A-1X đạt ngưỡng trưởng thành (giá trị Ro ~ 0,55%) độ sâu 2.800 m Tại khu vực phía Đơng Nam Lơ 05-2, đá mẹ giếng khoan 052-B-1X đạt ngưỡng trưởng thành độ sâu 3.500 m Ở khu vực Lô 07-3, vật chất hữu giếng khoan 073-C-1X bắt đầu bước vào ngưỡng trưởng thành độ sâu 3.100 m, đá mẹ giếng khoan 07-3-C-3X trưởng thành độ sâu nông Độ sâu mực nước biển thay đổi lớn phía Đông (khu vực Lô 136) nên độ sâu đạt ngưỡng trưởng thành khu vực có thay đổi đáng kể tính đến độ sâu mực nước biển Đá mẹ giếng khoan 136-D-1X bắt đầu vào ngưỡng trưởng thành độ sâu tương đương 3.200 m Nhìn chung, vật chất hữu đá mẹ trầm tích Miocene giếng khoan 136-D-1X 136-E-1X trưởng thành nhiệt Về phía Bắc bể Nam Cơn Sơn, mẫu thuộc khu vực giếng khoan Lô 130 131 bị nhiễm bẩn bùn khoan nhiều, tài liệu phân tích độ phản xạ vitrinite mẫu đá giếng khoan 130-F-1X cho thấy tập trầm tích Miocene Oligocene giếng khoan mức chớm trưởng thành nhiệt (%Ro < 0,55%) Trong đó, mẫu khu vực giếng khoan 131G-1X thể giá trị phản xạ vitrinite cao hơn, vật chất hữu đủ độ trưởng thành từ khoảng độ sâu 1.500 m trở xuống Mô hình địa hóa dự báo cho thấy tập đá mẹ Oligocene, Miocene trình sinh dầu khí (độ sâu ranh giới ngưỡng tạo sản phẩm đá mẹ xác định sau loại trừ mực sâu nước biển) Kết mô hình kết hợp nhiều thơng số liên kết, kết tối ưu Mơ hình trưởng thành xây dựng nhằm khôi phục lịch sử chơn vùi trầm tích DẦU KHÍ - SỐ 8/2020 29 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ C 28 % 100 20 40 40 100 % C 27 60 80 60 40 40 80 LỤC ĐỊA CỬA SÔNG BIỂN MỞ 20 60 ĐẦM HỒ SINH VẬT TRÔI NỔI 20 80 THỰC VẬT BẬC CAO 40 20 20 100 C 29 % Lô 05-2 Lô 07-3 Lô 130 Lô 131 Lô 136 C 27 100 % 60 ĐẦM HỒ BIỂN MỞ 80 60 80 LỤC ĐỊA 60 100 CỬA SÔNG 80 C 28 % 07-3-C-1X 07-3-C-3X 136-D-1X 07-3-C-1X (Than) 07-3-C-3X (Than) 136-D-1X (Than) SINH VẬT TRÔI NỔI 05-2-A-1X 05-2-B-1X 07-3-C-1X 07-3-C-3X 136-D-1X 136-D-1X ST1 136-E-1X 05-2-A-1X (Than) THỰC VẬT BẬC CAO 40 100 20 C 29 % Lô 05-2 Lô 07-3 Lô 130 Lô 131 Lô 136 (a) (b) Vật chất hữu biển (tảo mơi trường khử) oxy h óa hk sin nh Ph â 20 100 0,1 0,1 10 50 Phytane/nC18 05-2-A-1X 07-3-C-1X 07-3-C-3X (than) 136-E-1X 05-1a-LK2-1X (than) 05-2-A-1X-than 07-3-C-3X 130-F-1X 05-1a-LK1-1X 40 ĐẦM HỒ 40 ủy 20 80 05-2-B-1X 07-3-C-1X-than 131-G-1X 05-1a-LK1-1X (than) C 27 % 80 BIỂN MỞ 60 60 80 LỤC ĐỊA tín 100 60 SINH VẬT TRÔI NỔI Tăn g Pristane/nC17 tính C 28 % CỬA SƠNG nh hà gt ởn Trư Tăn g 05-2-A-1X 05-2-B-1X 07-3-C-1X 07-3-C-3X 136-D-1X 136-D-1X ST1 136-E-1X 05-1a-LK1-1X 05-1a-LK2-1X hv ật 10 Vật chất hữu hỗn hợp (đới chuyển tiếp) Vật chất hữu lục địa 100 Đầm lầy (mơi trường) Hình Biểu đồ sterane C27 ,C28 ,C29 trầm tích Miocene (a), trầm tích Oligocene (b) THỰC VẬT BẬC CAO 40 Lơ 05-2 Lô 07-3 Lô 130 Lô 131 Lô 136 Giếng nước nơng 20 100 C 29 % (a) (b) Hình Biểu đồ Pristane/nC17 Phytane/nC18 trầm tích Miocene Oligocene giếng khoan nước sâu nước nông lân cận (a), Biểu đồ sterane C27 , C28 , C29 trầm tích Miocene Oligocene giếng khoan nước sâu nước nơng lân cận (b) q trình sinh dầu, khí đá mẹ chứa giàu vật chất hữu Dữ liệu đầu vào gồm thành phần thạch học, kiện địa chất, đặc điểm đá mẹ tham số điều kiện biên (dòng nhiệt, độ sâu mực nước cổ, nhiệt độ bề mặt trầm tích theo 30 DẦU KHÍ - SỐ 8/2020 giai đoạn ) Số liệu đo giếng khoan (giá trị nhiệt độ, áp suất, độ phản xạ vitrinite) dùng hiệu chuẩn cho kết mơ hình [3] PETROVIETNAM 0,72 1000 0,55 0,45 %Ro A -1 X (Miocene dưới) B -1 X (Miocene dưới) C -1 X (Miocene dưới) C -3 X (Miocene dưới) D -1 X (Miocene dưới) F -1 X (Miocene dưới) G -1 X (Miocene dưới) D -1 X ST (Miocene dưới) E -1 X (Miocene dưới) C-1X (Oligocene) C-3X (Oligocene) D-1X (Oligocene) F-1X (Oligocene) G-1X (Oligocene) 2000 Đ ộ sâu (m) 3000 4000 Cửa sổ tạo dầu Trưởng thành Chớm trưởng thành 6000 Chưa trưởng thành 5000 Hình Giá trị phản xạ vitrinite theo độ sâu mẫu từ đáy biển tạo sản phẩm Hiện tại, đá mẹ Miocene đạt trưởng thành bắt đầu sinh dầu, khí Khu vực đới nâng, nơi vắng mặt trầm tích trầm tích vát mỏng đá mẹ chưa vào ngưỡng trưởng thành (Hình 7) Vị trí giếng khoan 131-G-1X Tuyến (Hình 8) cho thấy đá mẹ Oligocene gần trải qua pha tạo sản phẩm Hiện tại, mặt cắt trưởng thành vật chất hữu qua Tuyến cho thấy đá mẹ Oligocene Miocene vào pha cửa sổ tạo dầu (khoảng độ sâu 2.500 - 3.500 m), ngoại trừ đá mẹ Oligocene (phần sâu) tạo khí khơ (độ sâu > 5.800 m) Các vị trí khác (khu vực nông hơn) độ trưởng thành đá mẹ chưa đạt ngưỡng Giếng khoan 05-2-B1X có mặt Tuyến 6, đá mẹ Oligocene trưởng thành pha sinh dầu độ sâu 3.500 m, phần chớm vào pha khí ẩm Vị trí trung tâm mặt cắt, đá mẹ Oligocene vào pha tạo khí khơ độ sâu 6.400 m Đá mẹ Miocene đạt trưởng thành vào pha sinh dầu sớm 3.100 m (Hình 9) Giếng khoan 07-3-C-1X, 136-D-1X nằm Tuyến số 3, hai vị trí giếng khoan mực nước biển dao động từ 300 - 800 m Độ trưởng thành đá mẹ giếng khoan 07-3-C-1X có độ sâu từ 2.600 m, pha sinh dầu 3.300 m Giếng 136-D-1X, độ sâu đạt ngưỡng trưởng thành từ 2.400 m, vào pha sinh dầu 3.200 m bắt đầu chạm vào đới tạo khí ẩm - condensate độ sâu 5.000 m Khu vực trung tâm mặt cắt, đá mẹ vào pha sinh khí khơ độ sâu 6.000 m (đá mẹ Oligocene) (Hình 10) Hình Mặt cắt trưởng thành vật chất hữu cơ, Tuyến Mơ hình khảo sát cho thấy đá mẹ khu vực bể Tư Chính - Vũng Mây đạt mức độ trưởng thành cao so với đá mẹ khu vực phía đơng bể Nam Cơn Sơn Ngun nhân gây khác ảnh hưởng đới tách giãn biển đơng vị trí gần bể Tư Chính - Vũng Mây Giếng khoan 130-F-1X khảo sát Tuyến cho thấy đá mẹ đạt ngưỡng trưởng thành sớm độ sâu 2.000 m Các pha trưởng thành đá mẹ mặt cắt phát triển hướng từ Tây Bắc sang Đơng Nam, vị trí trũng sâu phần lớn đá mẹ Oligocene trải qua pha Như vậy, với kết phân tích mẫu đánh giá mức độ trưởng thành vật chất hữu giếng khoan cho thấy đá mẹ Oligocene Miocene trưởng thành có khả sinh DẦU KHÍ - SỐ 8/2020 31 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ đến khác xảy trình khoan lấy mẫu bị sai sót (mẫu bị rơi vãi ảnh hưởng đến độ sâu trình khoan) khâu xử lý nhiễm bẩn mẫu chưa hoàn toàn đo mẫu vitrinite 131-G-1X Kết luận Hình Mặt cắt trưởng thành vật chất hữu cơ, Tuyến 05-2-B-1X Hình Mặt cắt trưởng thành vật chất hữu cơ, Tuyến 07-3-C-1X, 136-D-1X Khu vực giếng khoan nước sâu lô 05-2, 07-3, 130, 131, 136 bể Nam Cơn Sơn Tư Chính - Vũng Mây có mặt đá mẹ tuổi Oligocene Miocene Độ giàu vật chất hữu tiềm sinh hydrocarbon đá mẹ mức trung bình đến tốt Vật chất hữu vùng nghiên cứu chủ yếu chứa kerogen loại II/III cho khả sinh dầu khí Đá mẹ khu vực Lơ 05-2 07-3 có nguồn vật chất hữu chủ yếu thực vật bậc cao lắng đọng mơi trường oxy hóa Tại giếng khoan Lô 136 đá mẹ chứa vật liệu hữu hỗn hợp có tham gia tảo thực vật bậc cao Đá mẹ Oligocene phần lớn trưởng thành nhiệt, đá mẹ Miocene có ngưỡng trưởng thành khác tùy khu vực Mơ hình trưởng thành cho thấy tập đá mẹ q trình sinh dầu khí Đá mẹ Oligocene gần trải qua pha tạo sản phẩm trũng sâu, phần đá mẹ Miocene trưởng thành vào pha sinh dầu sớm Tài liệu tham khảo [1] Nguyễn Hiệp nnk, Địa chất tài nguyên dầu khí Việt Nam, 2007 [2] Nguyễn Thị Dậu, Phan Văn Thắng, Phan Mỹ Linh, Hoàng Nhật Hưng, “Q trình sinh dầu khí đá mẹ khu vực đới trũng Đông Bắc phụ đới trũng trung tâm bể Nam Cơn Sơn”, Tạp chí Dầu khí, Số 1, tr 14 - 22, 2015 Hình 10 Mặt cắt trưởng thành vật chất hữu cơ, Tuyến dầu, khí (trong đá mẹ Oligocene có mức độ trưởng thành cao hơn) Tuy nhiên, kết mơ hình dựa kết hợp thông số cho thấy độ sâu trưởng thành vật chất hữu đá mẹ dường nông so với độ sâu trưởng thành giá trị đo vitrinite (%Ro) Nguyên nhân dẫn 32 DẦU KHÍ - SỐ 8/2020 [3] Trịnh Xuân Cường nnk, Minh giải tài liệu địa chấn 2D Dự án điều tra khảo sát địa chấn 2D liên kết bể trầm tích thềm lục địa Việt Nam, 2019 [4] Vietnam Petroleum Institute, Geochemical evaluation of cutting samples from 05-2-A-1X well, offshore Vietnam PETROVIETNAM [5] Vietnam Petroleum Institute, Geochemical evaluation of cutting samples from 05-2-B-1X well, offshore Vietnam [6] Vietnam Petroleum Institute, evaluation samples from 130-F-1X Geochemical [7] Vietnam Petroleum Institute, evaluation samples from 131-G-1X Geochemical [8] Vietnam Petroleum Institute, evaluation samples from 136-D-1X Geochemical [9] Vietnam Petroleum Institute, evaluation samples from 136-D-1X-ST1 Geochemical [10] Vietnam Petroleum Institute, evaluation samples from 136-E-1X Geochemical [11] Kenneth E.Peters, Clifford C.Walters, and J.Michael Moldowan, “Biomarkers and isotopes in the enviroment and human history”, The Biomarker Guide, Cambridge University Press, Vol 1, 2008 [12] Wen-Yen Huwang and W.G.Meinschein, “Sterols as ecological indicators”, Geochimica et Cosmochimica Acta, 1979 GEOCHEMICAL CHARACTERISTICS OF SOURCE ROCKS IN DEEP-WATER WELLS IN NAM CON SON AND TU CHINH - VUNG MAY BASINS Nguyen Thi Oanh Vu, Nguyen Thi Tuyet Lan, Phan Van Thang, Nguyen Thi Thanh Nga Vietnam Petroleum Institute Email: vunto@vpi.pvn.vn Summary The characteristics of source rocks in deep-water wells in Nam Con Son and Tu Chinh - Vung May basins were evaluated by geochemical analyses such as Rock-Eval pyrolysis, TOC, GC, and GC-MS, etc The organic richness and generative potential of Lower Miocene and Oligocene source rocks in the study area vary from medium to good, and the types of organic matters are quite similar to those of the shallow wells nearby The maturity modelling shows that the Lower Miocene and Oligocene source rocks have been in the oil and gas generation phase Key words: Source rock, Lower Miocene, Oligocene, thermal maturity, Nam Con Son basin, Tu Chinh - Vung May basin DẦU KHÍ - SỐ 8/2020 33 ... Phytane/nC18 0 5-2 -A-1X 0 7-3 -C-1X 0 7-3 -C-3X (than) 136-E-1X 0 5-1 a-LK 2-1 X (than) 0 5-2 -A-1X-than 0 7-3 -C-3X 130-F-1X 0 5-1 a-LK 1-1 X 40 ĐẦM HỒ 40 ủy 20 80 0 5-2 -B-1X 0 7-3 -C-1X-than 131-G-1X 0 5-1 a-LK 1-1 X (than)... Tăn g Pristane/nC17 tính C 28 % CỬA SƠNG nh hà gt ởn Trư Tăn g 0 5-2 -A-1X 0 5-2 -B-1X 0 7-3 -C-1X 0 7-3 -C-3X 136-D-1X 136-D-1X ST1 136-E-1X 0 5-1 a-LK 1-1 X 0 5-1 a-LK 2-1 X hv ật 10 Vật chất hữu hỗn hợp (đới... 0 7-3 Vật chất hữu hỗn hợp (đới chuyển tiếp) Lô 0 5-2 Đầm lầy (môi trường) 100 Vật chất hữu lục địa PETROVIETNAM 0 5-2 -A-1X (than) 0 7-3 -C-3X 130-F-1X 0 7-3 -C-1X 0 7-3 -C-3X 136-D-1X 131-G-1X 0 7-3 -C-3X