Quá trình sinh dầu khí của đá mẹ khu vực phụ đới trũng Đông Bắc và phụ đới trũng trung tâm bể Nam Côn Sơn

Bài viết giới thiệu mô hình địa hóa đá mẹ cho 1 tuyến cắt qua khu vực phụ đới trũng Đông Bắc và phụ đới trũng Trung tâm của bể Nam Côn Sơn nhằm đánh giá quá trình sinh và di thoát hydrocarbon (HC) của đá mẹ.

THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ Q TRÌNH SINH DẦU KHÍ CỦA ĐÁ MẸ KHU VỰC PHỤ ĐỚI TRŨNG ĐÔNG BẮC VÀ PHỤ ĐỚI TRŨNG TRUNG TÂM BỂ NAM CÔN SƠN TS Nguyễn Thị Dậu1, ThS Phan Văn Thắng2 KS Phan Mỹ Linh2, ThS Hoàng Nhật Hưng2 Hội địa chất Dầu khí Việt Nam Viện Dầu khí Việt Nam Email: daunt.epc@gmail.com Tóm tắt Cơng tác tìm kiếm thăm dị dầu khí tiến hành bể Nam Côn Sơn từ sớm, đến nhiều phát dầu/khí phát triển đưa vào khai thác như: Đại Hùng, Rồng Đôi, Hải Thạch, Mộc Tinh, Lan Tây… Bể Nam Côn Sơn đặc biệt khu vực Đơng Đơng Bắc bể có lịch sử phát triển địa chất phức tạp, ảnh hưởng không nhỏ tới trình sinh di cư hydrocarbon đá mẹ Trong báo này, nhóm tác giả giới thiệu mơ hình địa hóa đá mẹ cho tuyến cắt qua khu vực phụ đới trũng Đông Bắc phụ đới trũng Trung tâm bể Nam Côn Sơn nhằm đánh giá q trình sinh di hydrocarbon (HC) đá mẹ Kết mơ hình địa hóa đá mẹ khu vực nghiên cứu cho thấy: Trầm tích sét Miocene giữa, Miocene Oligocene đạt tiêu chuẩn đá mẹ độ giàu vật chất hữu Đá mẹ Oligocene chứa vật chất hữu loại I/III loại III Đá mẹ Miocene chứa chủ yếu vật chất hữu loại III loại II Ở thời điểm tại, độ sâu đạt cửa sổ tạo dầu từ 2.500 - 4.700m, khí ẩm condensate 4.700 - 6.200m, đới tạo khí khơ nằm độ sâu 6.000 7.200m Thành phần hydrocarbon tầng chứa thời điểm cho thấy chúng cung cấp từ đá mẹ Oligocene, Miocene lẫn Miocene giữa, hydrocarbon từ đá mẹ Miocene chiếm ưu thế, thứ hai từ đá mẹ Oligocene hydrocarbon từ đá mẹ Miocene không đáng kể Các tích tụ hydrocarbon khu vực nghiên cứu khơng bị ảnh hưởng q trình phá hủy bào mịn tạo bất chỉnh hợp cuối Miocene Những bẫy hình thành đầu Miocene muộn sớm có nhiều hội nạp sản phẩm Từ khóa: Thành phần dầu khí, nghịch đảo Miocene giữa, phụ đới trũng Trung tâm, bể Nam Côn Sơn Giới thiệu Bể Nam Cơn Sơn có diện tích 100.000km2, nằm khoảng từ 6o00’ đến 10o30’ vĩ độ Bắc 106o00’ đến 110o30’ kinh độ Đơng Ranh giới phía Bắc bể đới nâng Cơn Sơn, phía Tây Nam đới nâng Khorat - Natuna, phía Đơng bể Tư Chính - Vũng Mây phía Đơng Bắc bể Phú Khánh Độ sâu nước biển phạm vi bể thay đổi lớn, từ vài chục mét phía Tây đến 2.000m phía Đơng Trong viết này, nhóm tác giả xây dựng mơ hình địa hóa đá mẹ cho tuyến chạy qua khu vực phụ đới trũng Đông Bắc phụ đới trũng Trung tâm bể Nam Cơn Sơn; phân tích dự báo cổ địa hình bề mặt trầm tích thời kỳ địa chất, đặc biệt vào thời kỳ diễn trình di cư hình thành tích tụ dầu/khí góp phần phục vụ cơng tác đánh giá rủi ro cấu tạo triển vọng khu vực phụ đới trũng Đông Bắc phụ đới trũng Trung tâm bể Nam Côn Sơn Trong nghiên cứu trước, nhóm tác giả đánh giá q trình vận động thành tạo Miocene khu vực phụ 14 DẦU KHÍ - SỐ 2/2015 Hình Cột địa tầng tổng hợp phía Ðơng bể Nam Cơn Sơn PETROVIETNAM có phương Đơng Bắc - Tây Nam Chiều dày trầm tích 12.000m Có lẽ diện dải nâng Đại Hùng - Mãng Cầu, chất lượng đá mẹ khu vực phụ đới trũng Trung tâm (A2) có phần tốt khu vực Phụ đới trũng Đông Bắc (A1) - Phụ đới nâng Mãng Cầu (A6): Nằm phụ đới trũng Đông Bắc trũng trung tâm có phương kéo dài Đơng Bắc - Tây Nam Đới nâng bị đứt gãy phân cắt tạo thành khối phức tạp Dải nâng Đại Hùng - Mãng Cầu phát triển chủ yếu Lô 04-1, 04-3 phần Lô 05-1a, 10 11-1 Dải nâng đóng vai trị Hình Sơ đồ phân vùng cấu trúc bể Nam Côn Sơn vị trí tuyến aa’, bb’, cc’ dải nâng trũng, ngăn trũng Đông Bắc bể Nam Côn Sơn phục vụ lập liệu đầu cách hai trũng lớn bể Nam Côn Sơn phụ đới vào cho mơ hình địa hóa mẹ [3] Đá móng trước Cenozoic trũng Đơng Bắc phụ đới trũng Trung tâm gặp giếng khoan bể Nam Cơn Sơn có thành phần Lịch sử phát triển bể Nam Côn Sơn gắn liền với không đồng gồm đá magma biến chất như: trình tách giãn Biển Đơng, có hoạt động địa chất phức granite, diorite thạch anh, granodiorite đá biến chất tạp, chia thành nhiều giai đoạn giai đoạn lại có tuổi Mesozoic Lát cắt trầm tích Cenozoic bể Nam Côn Sơn hoạt động đặc trưng cho vùng/đơn vị cấu trúc khác nói chung có mặt đầy đủ phân vị địa tầng từ Paleogene Có thể ghi nhận giai đoạn phát triển đến Đệ Tứ [3] (Hình 1) Lịch sử phát triển địa chất bể ảnh bể Nam Côn Sơn: Giai đoạn trước tách giãn (pre-rift) từ hưởng trực tiếp tới mơi trường lắng đọng trầm tích, q Paleocene đến Eocene; giai đoạn đồng tách giãn (syn-rift) trình sinh dầu khí đá mẹ, tiềm dầu khí từ Oligocene đến Miocene sớm giai đoạn sau tách giãn đối tượng triển vọng khả bảo tồn hay (post-rift) từ Miocene đến Kết minh giải tài phá hủy tích tụ dầu khí Theo đặc điểm loại môi liệu địa chấn (có kiểm tra số kết phân trường, kết hợp với yếu tố thị môi trường theo kết tích mẫu địa hóa, thạch học, cổ sinh) khu vực phụ trũng khoan, phân đới mơi trường tích tụ trầm Đơng Bắc bể Nam Côn Sơn [3, - 9, 15] cho thấy: tích vào thời từ đồng châu thổ, đầm hồ tới biển - Nhìn chung bể Nam Côn Sơn, thành tạo đồng nông biển sâu, ứng với loại môi trường tách giãn (syn-rift) lấp đầy địa hào bán địa hào loại đá mẹ với khả sinh dầu khí khác thành tạo mơi trường lục địa, đầm hồ, phần Bể Nam Cơn Sơn có cấu trúc phức tạp hoạt động đồng ven biển Hệ tầng Cau có tiềm sinh dầu đứt gãy tạo nên khối nâng, sụt phân bố khơng theo khí từ trung bình tới tốt quy luật đặc trưng Dựa vào đặc điểm cấu trúc móng - Vào gần cuối Miocene hoạt động nghịch phân chia đơn vị cấu trúc khác [6] (Hình đảo diễn ra, địa hình bề mặt trầm tích thời kỳ gần cuối 2) Vùng nghiên cứu tập trung chủ yếu phụ đới trũng Miocene thay đổi mạnh, nhiều nơi khác hẳn với Đông Bắc (A1), phần phụ đới trũng Trung tâm (A2) đồ cấu trúc Miocene Chỉ diện phụ đới nâng Mãng Cầu (A6) hẹp (Lô 04-1) thấy vào cuối Miocene giai - Phụ đới trũng Đông Bắc (A1): Nằm phía Bắc đới đoạn nâng lên bào mịn trầm tích, vận động địa chất nâng Mãng Cầu phát triển dọc theo rìa phía Đơng đới khu vực cấu tạo Sông Tiền (giếng ST-1X) cấu tạo Sông nâng Côn Sơn Chiều dày trầm tích Cenozoic trung tâm Đồng Nai (giếng SDN-1RX) có khác biệt [3] trũng đạt tới 10.000m - Tính kế thừa địa hình thành tạo Miocene - Phụ đới trũng Trung tâm (A2): Đây phần lún thay đổi mạnh theo chiều ngang Khu vực Đại Hùng, Thiên Ưng, Đại Bàng quan sát địa chìm sâu bể phía Nam đới nâng Mãng Cầu, DẦU KHÍ - SỐ 2/2015 15 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ hydrocarbon Q trình di cư hydrocarbon khỏi tập trầm tích xảy “áp suất sinh hydrocarbon” lớn áp suất bão hòa Trong điều kiện thuận lợi, hydrocarbon di cư tích tụ vào bẫy tạo thành mỏ dầu khí Để tầng trầm tích trở thành đá mẹ cần hội đủ yếu tố sau: - Độ giàu vật chất hữu (điều kiện cần để sinh hydrocarbon): Tầng trầm tích đủ giàu vật chất hữu cơ; Hình Mặt cắt địa chấn tuyến bb’ bể Nam Côn Sơn hào lấp đầy thành tạo Miocene khu vực cấu tạo Sông Tiền Sông Đồng Nai lại không quan sát hình ảnh kế thừa Kết nghiên cứu thành tạo Miocene [3] sở cho việc lập liệu địa chất đá mẹ phục vụ việc xây dựng mơ hình địa hóa đá mẹ khu vực phụ đới trũng Đông Bắc bể Nam Côn Sơn; đồng thời đánh giá ảnh hưởng chúng tới trình sinh, di cư bảo tồn tích tụ hydrocarbon cấu tạo khu vực Vấn đề thể kết mơ hình địa hóa đá mẹ tuyến cc’ Q trình sinh dầu khí đá mẹ Tuyến cc’ cắt qua khu vực phụ đới trũng Đông Bắc phụ đới trũng Trung tâm xây dựng mơ hình địa hóa nhằm đánh giá q trình sinh dầu khí đá mẹ vùng nghiên cứu Mức độ kế thừa địa hình thành tạo Miocene phức tạp hoạt động nghịch đảo thời kỳ cuối Miocene thay đổi rõ từ Tây Nam sang Đơng Bắc (Hình 3) Tại phía Tây Nam, thành tạo Miocene lấp đầy địa hào khu vực Đại Hùng, Thiên Ưng Đại Bàng Có lẽ vào cuối Miocene giữa, địa hào tiếp tục sụt đồng thời chịu tác động ép từ phía phải mặt cắt tạo nên hình ảnh “uốn nhẹ” thành tạo trũng hẹp, địa hình cịn tới Tuy nhiên khối nâng Đại Bàng dường xuất từ cuối Miocene sớm (?) trì tới Hầu hết đứt gãy dừng ranh giới bất chỉnh hợp Miocene giữa, riêng khu vực Đại Hùng, đứt gãy cắt lên tận phần Pliocene [3] 2.1 Kết nghiên cứu địa hóa đá mẹ vùng nghiên cứu Có loại đá trầm tích sét kết/bột kết, sét than than có khả bảo tồn vật chất hữu tốt trình thành đá Dưới tác dụng yếu tố nhiệt độ thời gian điều kiện yếm khí, vật chất hữu chuyển hóa thành 16 DẦU KHÍ - SỐ 2/2015 - Môi trường lắng đọng phân hủy vật chất hữu cơ: Mơi trường có độ khử cần thiết, thuận lợi để bảo tồn vật chất hữu sinh dầu khí; - Mức độ biến đổi vật chất hữu (điều kiện đủ để sinh hydrocarbon): Vật chất hữu đá trưởng thành sinh hydrocarbon cấp cho bẫy vùng nghiên cứu Xác định độ giàu vật chất hữu đá trầm tích dùng phép đo tổng hàm lượng carbon hữu có đá (TOC) Đánh giá mức độ trưởng thành vật chất hữu chủ yếu sử dụng tiêu độ phản xạ ánh sáng vitrinite (Ro,%) nhiệt độ cực đại ứng với đỉnh pic S2 phép phân tích Rock Eval (Tmax, oC) [13] Kết nghiên cứu đá mẹ Viện Dầu khí Việt Nam sở tiêu dấu hiệu sinh vật tham khảo kết hợp để đánh giá đá mẹ [1, 7, 9, 14] Mẫu đá giếng khoan phân tích địa hóa phân bố tầng Miocene Oligocene Tuy nhiên, số lượng mẫu tập trung chủ yếu trầm tích Miocene Miocene Trầm tích Miocene phân tích địa hóa theo kết nghiên cứu mơ hình, trầm tích Miocene bể Nam Cơn Sơn chưa trưởng thành diện tích hẹp bắt đầu trưởng thành, chưa đủ điều kiện để trở thành tầng đá mẹ sinh dầu khí Lượng mẫu tuổi Oligocene phân tích địa hóa hạn chế giếng khoan tới trầm tích Oligocene Vì thế, nghiên cứu tập trung đánh giá trầm tích Miocene giữa, Miocene Oligocene khu vực Lô 03, 04, 05-1a, 05-1b 11-1 [3] Biểu đồ quan hệ tổng tiềm sinh (S1 + S2) hàm lượng vật chất hữu (TOC) đá mẹ tuổi Miocene Oligocene (Hình - 6) cho thấy phần lớn mẫu có hàm lượng vật chất hữu đạt tiêu chuẩn tiềm hữu mức trung bình đến tốt, song có khả sinh dầu hay khí khác Sau đánh giá khả sinh hydrocarbon vật chất hữu tầng trầm tích PETROVIETNAM Rất tốt 900 Tốt Trung bình 2.1.1 Trầm tích Miocene Nghèo 1000 Cực tốt Loại I Rất tốt 750 100 Loại II Tốt 450 10 Trung bình S1+S2 -(Kg/T) HI (mg/g) 600 300 Loại III Nghèo 150 0.1 400 420 Lô 03 Lô 05.1a 440 460 480 500 Tmax ( oC) Lô 04.1 Lô 05.1b 520 Lô 04.2 Lô 11.1 0.1 540 Lô 03 Lô 05.1a Lô 04.3 10 TOC - (Wt% ) Lô 04.1 Lô 04.2 Lô 05.1b Lô 11.1 100 Lô 04.3 1000 Loại I Rất tốt Nghèo 900 Tốt Trung bình Hình Biểu đồ phân loại tiềm sinh hydrocarbon vật chất hữu trầm tích Miocene Cực tốt Rất tốt 750 100 10 Trung bình S1+S2-(Kg/T) HI (mg/g) 450 Tốt Loại II 600 300 Loại III Nghèo 150 400 420 440 460 480 500 520 540 0.1 0.1 10 Lô 03 Lô 04.1 Lô 04.2 Lô 05.1a Lô 05.1b Lô 11.1 100 Lô 03 Lô 04.1 Lô 04.2 Lô 04.3 Lô 05.1a Lô 05.1b Lô 11.1 Lô 04.3 Rất tốt Tốt Nghèo 1000 Loại I Trung bình Hình Biểu đồ phân loại tiềm sinh hydrocarbon vật chất hữu trầm tích Miocene 900 Cực tốt Rất tốt 750 100 Loại II 10 TL -2X Trung bình 450 Tốt TL-2X S1+S2-(Kg/T) 300 Loại III Nghèo HI (mg/g) 600 150 0.1 400 420 Lô 04.3 440 460 480 500 Tmax ( oC) Lô 05.1b 520 Theo kết nghiên cứu Viện Dầu khí Việt Nam, trầm tích đáy tầng Miocene khu vực trũng sâu phụ đới trũng Đông Bắc phụ đới trũng Trung tâm cửa sổ tạo dầu Như vậy, phần lớn trầm tích Miocene khu vực nghiên cứu chưa thể cung cấp hydrocarbon cho tầng chứa 2.1.2 Trầm tích Miocene TOC - (Wt%) Tmax ( oC) Gần nửa số mẫu có hàm lượng vật chất hữu đạt mức trung bình trở lên (TOC > 0,5%), giá trị HI phổ biến mức 150 - 300mgHC/gTOC Một số mẫu Lơ 04.2 có giá trị HI cao (300 - 450mgHC/ gTOC) Trên biểu đồ quan hệ HI-Tmax, mẫu phân bố chủ yếu trường vật chất hữu loại III hỗn hợp loại III-II Trên biểu đồ tiềm năng, mẫu than Lô 11-1, 04-3 03 phân bố vùng có khả sinh khí Các mẫu sét sét than từ Lô 04-2, 04-3 05-1a phần lớn phân bố trường sinh dầu Theo kết nghiên cứu độ trưởng thành vật chất hữu cơ, mẫu tuổi Miocene giếng khoan vùng nghiên cứu chưa trưởng thành, số đạt ngưỡng trưởng thành (Hình 4) 0.1 540 Lô 04.3 10 TOC - (Wt%) Lô 05.1b 100 Lơ 11.1 Lơ 11.1 Hình Biểu đồ phân loại tiềm sinh hydrocarbon vật chất hữu trầm tích Oligocene Khá nhiều mẫu địa hóa thuộc tầng trầm tích Miocene phân tích Đây tầng đánh giá đá mẹ có khả sinh dầu khí tốt khu vực nghiên cứu Biểu đồ phân loại tiềm sinh hydrocarbon vật chất hữu tầng trầm tích Miocene cho thấy phần lớn mẫu phân bố trường vật chất hữu loại III, số mẫu phân bố trường vật chất hữu hỗn hợp loại II III Nhiều mẫu trưởng thành, chí số mẫu cuối pha tạo dầu (Hình 5) Phần lớn mẫu từ Lơ 11-1 Lơ 04-2 phân bố vùng có khả sinh dầu hỗn hợp dầu khí Các mẫu sét than than có tiềm sinh khí chính, số mẫu sét than Lơ 04-2 có giá DẦU KHÍ - SỐ 2/2015 17 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ trị HI > 300mgHC/gTOC phân bố vùng có khả sinh hỗn hợp khí dầu Miocene khu vực phía Đơng bể đơi gặp vật chất hữu nguồn đầm hồ 2.1.3 Trầm tích Oligocene - Than vùng nghiên cứu có tiềm sinh khí chính, sét sét than có khả sinh khí dầu Tại giếng khoan bể Nam Cơn Sơn, trầm tích Đệ Tam cổ gặp có tuổi Oligocene Theo tài liệu địa chấn, trầm tích tuổi Oligocene có chiều dày thay đổi mạnh từ Tây sang Đông, đặc biệt trũng Trung tâm phía Đơng có nơi trầm tích tuổi Oligocene dày tới 7.000 - 8.000m Đến nay, có số giếng khoan tới trầm tích tuổi Oligocene đa số khoan tới phần tầng Vì vậy, mẫu phân tích địa hóa chưa thể đại diện cho tầng trầm tích tuổi Oligocene vùng nghiên cứu tiềm sinh hydrocarbon thực tầng Oligocene đến ẩn số Đánh giá báo dựa sở số mẫu thu thập từ tầng Oligocene giếng khoan khu vực Lô 04-3, 05-1b Lơ 11-1 Hình cho thấy phần lớn mẫu phân bố vùng biểu thị vật chất hữu loại III đạt cửa sổ tạo dầu Riêng Lơ 05-1b, mẫu có giá trị HI khoảng 300 - 440mgHC/gTOC phân bố vùng biểu thị khả sinh dầu chính, mẫu cịn lại biểu thị khả sinh dầu khí Kết nghiên cứu dấu hiệu sinh vật số mẫu sét tuổi Oligocene giếng 05-1b-TL-2X Viện Dầu khí Việt Nam cho thấy vật chất hữu có nguồn gốc đầm hồ Tóm lại nghiên cứu, đánh giá tiềm hữu tập trầm tích dấu hiệu sinh vật vật chất hữu mẫu thấy: - Trầm tích Miocene giữa, Miocene sớm Oligocene đạt tiêu chuẩn đá mẹ độ giàu vật chất hữu mức trung bình đến tốt tốt Đá mẹ bao gồm sét bột kết, sét than than lắng đọng môi trường đồng châu thổ (fluvial - deltaic), đầm hồ (lacustrine) biển nông Những khu vực trũng sâu bể Nam Côn Sơn (Lơ 05, 06, 11-2 phía Đơng Lơ 12) có đóng góp vật liệu hữu nguồn đầm hồ đá mẹ Oligocene Phía tầng trầm tích 18 DẦU KHÍ - SỐ 2/2015 - Đá mẹ khu vực Lô 04-3, 11-1 số mẫu Lơ 05-1b có khả sinh dầu trội khu vực lại Tuy nhiên, mức độ trưởng thành đá mẹ giếng khoan khu vực đá mẹ chìm sâu tiêu chí quan trọng để đánh giá khả sinh hydrocarbon chúng Theo kết phân tích mẫu giếng khoan, mẫu tuổi Miocene phần lớn chưa trưởng thành, số mẫu đới trưởng thành Mẫu Miocene chủ yếu chưa trưởng thành, lượng mẫu đạt cửa sổ tạo dầu số mẫu rơi vào cuối pha tạo dầu (Hình 5) Phần lớn mẫu tuổi Oligocene cửa sổ tạo dầu, số mẫu rơi vào cuối pha tạo dầu 2.2 Kết mơ hình địa hóa đá mẹ khu vực tuyến cc’ Phần mềm PetroMod sử dụng để xây dựng mơ hình địa hóa đá mẹ tuyến cc’ nhằm đánh giá trình sinh hydrocarbon đá mẹ khu vực phụ đới trũng Đông Bắc phụ đới trũng Trung tâm Kết nghiên cứu đá mẹ mơi trường trầm tích, số liệu địa nhiệt giếng khoan lân cận mặt cắt địa chấn, kiện địa chất bể (Bảng 1), sở để lập liệu đầu vào cho mơ hình 2D Tuyến cc’ (Hình 2) cắt qua giếng khoan vùng đá mẹ chìm sâu, chạy từ Lơ 04-2 qua Lô 04-1 (trùng với tuyến inline 3132) cắt tới trũng sâu phụ đới trũng Trung tâm nhằm mơ q trình sinh dầu khí đá mẹ khu vực nghiên cứu Ngoài ranh giới phản xạ tương đương với Miocene trên, Miocene giữa, Miocene dưới, Oligocene móng, ranh giới Bright spot coi tập sét Pliocene [7, 8, 15] Các tham số đầu vào địa chất gồm biến cố địa chất vùng nghiên cứu (Bảng 1), tuổi địa chất tập, chiều dày tập trầm tích; loại đá (liên quan đến độ dẫn nhiệt trình nén ép trầm tích - sediment compaction); vai trị tập trầm tích hệ thống dầu khí Tham số nhiệt (dòng nhiệt - heat flow) trái đất dao động khoảng 50 - 63mW/m2 (1,2 - 1,5HFU); vùng thềm 38mW/m2 (0,9HFU); vùng núi lửa Cenozoic lên tới 84mW/m2 (2HFU); vùng sống Bảng Các kiện địa chất bể Nam Côn Sơn Tập Pliocene - Đệ Tứ Miocene Miocene Miocene Oligocene Móng Đệ Tam Thời gian lắng đọng trầm tích (triệu năm trước) 5,0 - 10,0 - 5,5 16,0 - 12,5 24,0 - 16,0 35,5 - 25,0 Trước 35,5 Thời gian bào mịn/ dừng trầm tích (triệu năm trước) 5,5 - 5,0 12,5 - 10,0 25,0 - 24,0 PETROVIETNAM núi đại dương giá trị 8HFU (335mW/ m2) [11] Trong trình khảo sát mơ hình, dịng nhiệt cổ thời kỳ synrift lấy xu theo mơ hình Mackenzie điều chỉnh với tham số điều kiện biên khác để đạt kết tối ưu [13] Nhiệt độ bề mặt trầm tích lấy theo nhiệt độ đáy biển giếng khoan Thông thường nhiệt độ bề mặt cổ dự đoán theo lịch sử phát triển địa chất bể Độ sâu mực nước vào thời kỳ hình thành tập trầm tích liệu tham khảo tốt cho việc xác định nhiệt độ bề mặt cổ Khu vực độ sâu nước < 200m nhiệt độ bề mặt trầm tích khoảng 20oC, độ sâu nước 800m ứng với 17oC (khu vực giếng khoan SDN-1X), độ sâu nước khoảng 1.500m ứng với 10oC [3] Tại bể Nam Côn Sơn, thời kỳ đầu Oligocene, khu vực Lô 05-2, 05-3, 04-1 Lơ 04-2 trầm tích hình thành mơi trường cửa sông tam giác châu, đầm hồ vũng vịnh chiếm ưu thế, biểu phổ biến lớp sét chứa than than Thời kỳ cuối Oligocene, mơi trường trầm tích chịu ảnh hưởng yếu tố biển ven bờ đến biển nơng, phía Đơng Bắc yếu tố biển tăng Thời kỳ Miocene sớm, trầm tích tập phủ tồn khu vực nghiên cứu Trầm tích Miocene lắng đọng môi trường thay đổi từ đồng ven biển đến biển nơng Càng phía Đơng, tính chất biển tăng lên rõ rệt, tỷ lệ cát kết giảm dần, đá sét tăng lên, phong phú hóa đá biển glauconite Thời kỳ Miocene giữa, mơi trường trầm tích yếu biển nơng, thềm đến thềm ngồi, phần tập Miocene khu vực giếng khoan SDN-1X thành tạo mơi trường biển sâu [7, 9] Hình Mặt cắt địa chấn tuyến bb’ thể nêm lấn hình thành vào thời Pliocene - Đệ Tứ [3] Bảng Dữ liệu đầu vào cho mơ hình 2D Phụ đới trũng Đơng Bắc Phụ đới trũng Trung tâm Hình Tuyến cc’, kết mơ hình trưởng thành thời điểm Bảng Độ sâu đạt ngưỡng trưởng thành tuyến cc’ Ngưỡng Độ sâu (m) 0,55%Ro 2.500 - 3.700 0,72%Ro 1,3%Ro 2,0%Ro 3.300 - 4.800 4.700 - 6.200 6.000 - 7.200 Dữ liệu điều kiện biên (boundary condition) mơ hình 2D kiểm sốt tài liệu môi trường, tài liệu địa chất khu vực nghiên cứu, tài liệu địa chấn, tài liệu cổ sinh, thạch học giếng khoan số liệu mơ hình 1D giếng 04-2-NB-1X, 04-1-ST-2X 04-3-UT-1X Cụ thể, tài liệu địa chấn giúp nhận diện tướng trầm tích (facies), xác định vị trí slop cổ, dự báo độ sâu mực nước cổ (Hình 7) Tham số đá mẹ gồm độ giàu vật chất hữu xác định thơng qua phép phân tích tổng Hình Tuyến cc’, độ bão hịa hydrocarbon thời điểm DẦU KHÍ - SỐ 2/2015 19 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ Hình 10 Tuyến cc’, kết mơ hình di cư thời điểm hàm lượng carbon hữu nhiệt phân tiêu chuẩn Rock Eval Chất lượng vật chất hữu (loại vật chất hữu cơ) xác định chủ yếu dựa vào kết nhiệt phân biểu đồ Van-Krevelen, có tham khảo phân tích chi tiết khác thành phần marceral, tướng mơi trường, thành phần hóa học dấu hiệu sinh vật chất chiết từ đá mẹ (phân tích GC, GCMS) Kết hợp với kết nghiên cứu mơi trường trầm tích tướng địa chấn để có sở input đá mẹ đầm hồ hay cửa sông tam giác châu… cho vùng cụ thể mặt cắt Khu vực nghiên cứu có mặt tầng đá mẹ Trầm tích hạt mịn tuổi Oligocene (đá mẹ Oligocene) chứa chủ yếu hỗn hợp kerogen loại I, hỗn hợp I/III (được hiểu tương đương loại IIB sở liệu mơ hình) loại III Độ giàu vật chất hữu từ trung bình đến tốt, có tiềm sinh dầu khí Trầm tích hạt mịn tuổi Miocene sớm (đá mẹ Miocene dưới) chứa chủ yếu kerogen loại III hỗn hợp loại I/III, độ giàu vật chất hữu trung bình, có tiềm sinh dầu khí Than sét than vùng nghiên cứu có tiềm sinh khí Theo kết nghiên cứu địa chất phân tích tướng địa chấn, vào thời kỳ Miocene sớm phía Đơng bể Nam Cơn Sơn trầm tích lắng đọng điều kiện thềm đến thềm ngoài; sang thời kỳ Miocene muộn xuất mơi trường biển sâu Vì vậy, đá mẹ tuổi Miocene dự đốn có mặt vật chất hữu biển, loại II Trầm tích hạt mịn tuổi Miocene (đá mẹ Miocene giữa) chứa chủ yếu kerogen loại III loại II (vật chất hữu biển), độ giàu vật chất hữu trung bình, có tiềm sinh dầu khí (Bảng 2) Kết mơ hình cho thấy độ sâu đạt ngưỡng trưởng thành thay đổi mạnh thay đổi chế độ địa nhiệt độ sâu nước vị trí mặt cắt (Hình 8, Bảng 3) Hình 11 Tuyến cc’, thành phần hydrocarbon tầng chứa thể vai trò tầng đá mẹ thay đổi theo thời gian 20 DẦU KHÍ - SỐ 2/2015 Hình cho thấy trầm tích Oligocene tuyến cc’ chủ yếu nằm đới tạo khí khơ, phần lớn tầng trầm tích Miocene nằm đới tạo khí ẩm pha tạo dầu muộn Chỉ có phần trầm tích Miocene đạt cửa sổ tạo dầu đá mẹ khả cung cấp hydrocarbon cho bẫy vùng nghiên cứu Như vậy, đá mẹ Miocene phần đá mẹ Oligocene tiếp tục cấp sản phẩm cho bẫy khu vực PETROVIETNAM Mặt cắt thể độ bão hòa hydrocarbon thời điểm tai tuyến cc’ (Hình 9) cho thấy khu vực cấu tạo Sơng Tiền (nơi trầm tích Miocene bị nâng cao) hydrocarbon tập trung cao nơi khác Theo kết mơ hình di cư (Hình 10 11), trũng sâu phụ đới trũng Trung tâm thời điểm hydrocarbon bắt đầu di thoát sớm từ khoảng đầu thời kỳ Miocene sớm thời điểm bắt đầu có tích tụ hydrocarbon tầng chứa từ khoảng triệu năm trước (Hình 11) Thành phần hydrocarbon tầng chứa thay đổi rõ theo thời gian (Hình 11) Khoảng 10 triệu năm trước, chưa thấy xuất tích tụ hydrocarbon Khoảng triệu năm trước, hydrocarbon tầng chứa gồm dầu khí, sinh chủ yếu từ đá mẹ Oligocene, hydrocarbon đá mẹ Miocene cung cấp (chỉ vài %) Đến khoảng triệu năm trước, có tới ~90% hydrocarbon tầng chứa sinh từ đá mẹ Oligocene sản phẩm dạng dầu lẫn dạng khí Khoảng triệu năm trước, tỷ lệ hydrocarbon sinh từ đá mẹ Oligocene bắt đầu giảm rõ rệt có dầu lẫn khí Hiện tại, sản phẩm tầng chứa khí sinh chủ yếu từ đá mẹ Miocene dưới, đặc biệt bắt đầu xuất (dù ít) sản phẩm đá mẹ Miocene Như vậy, khu vực tuyến cc’, hydrocarbon lại tầng chứa chủ yếu sinh từ đá mẹ Miocene sản phẩm chủ yếu khí Hình 10 thể kết mơ hình di cư hydrocarbon khu vực tuyến cc’ thời điểm có xuất mũi tên màu xanh (biểu thị di cư dầu) xun thẳng lên phía trên, biểu thất thoát dầu Điều lý giải phần cho thay đổi tỷ lệ hydrocarbon tầng chứa sinh từ đá mẹ Oligocene Miocene theo thời gian; vắng mặt dầu đá chứa thời điểm (trong triệu năm trước đá chứa tồn dầu) (Hình 11) Phân tích kết mơ hình tuyến cc’ cho thấy sản phẩm (nếu có) khu vực cấu tạo Sông Tiền kề cận chủ yếu khí có nguồn gốc chủ yếu từ đá mẹ Miocene dưới, tích tụ hydrocarbon khu vực nghiên cứu nhìn chung khơng bị ảnh hưởng q trình phá hủy bào mịn tạo bất chỉnh hợp cuối Miocene Các bẫy hình thành đầu thời kỳ Miocene muộn sớm có nhiều hội nạp sản phẩm Kết luận Kết mơ hình địa hóa đá mẹ cho thấy trầm tích sét Miocene giữa, Miocene Oligocene đạt tiêu chuẩn đá mẹ độ giàu vật chất hữu Đá mẹ Oligocene chứa vật chất hữu loại I/III loại III Đá mẹ Miocene chứa chủ yếu vật chất hữu loại III loại II Ở thời điểm tại, độ sâu đạt cửa sổ tạo dầu từ 2.500 - 4.700m, khí ẩm condensate 4.700 - 6.200m, đới tạo khí khơ nằm độ sâu 6.000 - 7.200m Tại trũng sâu phụ đới trũng Trung tâm, hydrocarbon bắt đầu di thoát sớm từ khoảng 24 triệu năm trước Từ khoảng triệu năm trước, hydrocarbon di cư tích tụ tầng chứa Miocene Hiện tại, đá mẹ Miocene phần đá mẹ Oligocene tiếp tục cấp sản phẩm cho bẫy khu vực tuyến cc’ Thành phần hydrocarbon đá chứa từ đến triệu năm trước cho thấy trầm tích hạt mịn tuổi Oligocene đá mẹ khu vực phụ đới trũng Đông Bắc phụ đới trũng Trung tâm Tuy nhiên, thành phần hydrocarbon tầng chứa thời điểm cho thấy chúgn cung cấp từ đá mẹ Oligocene, Miocene lẫn Miocene Trong đó, hydrocarbon từ đá mẹ Miocene chiếm ưu thế, thứ hai từ đá mẹ Oligocene, cịn hydrocarbon từ đá mẹ Miocene khơng đáng kể Các tích tụ hydrocarbon khu vực nghiên cứu khơng bị ảnh hưởng q trình phá hủy bào mịn tạo bất chỉnh hợp cuối Miocene Các bẫy hình thành từ đầu thời kỳ Miocene muộn sớm có nhiều hội nạp sản phẩm Tài liệu tham khảo Nguyễn Thị Dậu nnk Mơ hình địa hóa bể trầm tích Nam Cơn Sơn Viện Dầu khí Việt Nam 2000 Nguyễn Thị Dậu nnk Kết liên kết dầu - đá mẹ bể Nam Côn Sơn Tuyển tập Báo cáo Hội nghị khoa học Cơng nghệ Quốc tế “Dầu khí Việt Nam 2010 - Tăng tốc phát triển” /2010; 1; trang 341 - 358 Nguyễn Thị Dậu nnk Đánh giá trình vận động thành tạo Miocene khu vực phụ trũng Đông Bắc bể Nam Côn Sơn phục vụ lập liệu đầu vào cho mô hình địa hóa mẹ Tạp chí Dầu khí 2014; 1: trang 33 - 43 Nguyễn Du Hưng nnk Báo cáo tính trữ lượng mỏ Đại Hùng” Viện Dầu khí Việt Nam 2005 Nguyễn Trọng Tín nnk Chính xác hố cấu trúc địa chất trữ lượng dầu khí phần phía Đơng bể Cửu Long Nam Cơn Sơn Viện Dầu khí Việt Nam 1995 Nguyễn Trọng Tín nnk Đánh giá tiềm DẦU KHÍ - SỐ 2/2015 21 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ trữ lượng dầu khí bể trầm tích Nam Côn Sơn sở tài liệu đến 12/2003 Viện Dầu khí Việt Nam 2005 Norwegian Petroleum Society (NPF) Special Publication 1993; 3: p - 34 VPI-Labs Nghiên cứu cổ địa lý tướng đá Lô 04-1 Viện Dầu khí Việt Nam 2012 12 M.L.Bordenave Applied petroleum geochemistry Editions Technip 1993 VPI-Labs Nghiên cứu tầng sinh Lô 04-1 Viện Dầu khí Việt Nam 2013 13 John M.Hunt Petroleum geochemistry and geology (2nd edition) W.H Freeman 1995 VPI-Labs Phân tích cổ sinh địa tầng giếng khoan 04-1-ST-2X Viện Dầu khí Việt Nam 2012 10 Barry Katz Petroleum source rocks Springer 1995 14 Kenneth E.Peters, J.Michael Moldowan The biomarkers guide: Interpreting molecular fossils in petroleum and ancient sediments Prentice Hall 1993 11 Christian Hermanrud Basin modelling techniquesan overview Basin modelling advances and applications: 15 Britist Gas Vietnam Well 04.1-ST-1X final well report 1994 The maturation of source rock in the northeastern sub-trough and the central sub-trough, Nam Con Son basin Nguyen Thi Dau1, Phan Van Thang2 Phan My Linh2, Hoang Nhat Hung2 Vietnam Association of Petroleum Geology Vietnam Petroleum Institute Summary Exploration activities have been carried out for a long time in the Nam Con Son basin So far, many oil and gas discoveries have been made in this area and several fields developed and put into production such as Dai Hung, Rong Doi, Hai Thach, Moc Tinh, Lan Tay… The Nam Con Son basin, especially the eastern and northeastern parts, has a complicated geological development history which strongly influences the hydrocarbon generation and migration in the area In this paper, the authors present a geochemical model of a section through the northeastern and central sub-troughs to evaluate the hydrocarbon generation and migration processes of the source rocks The results of geochemical model in the studied area showed that the Middle Miocene, Lower Miocene and Oligocene fine rained sediments are considered as source rocks in terms of organic matter richness Oligocene source rock contains kerogen type I/III and type III Middle Miocene and Lower Miocene source rock contain mainly kerogen type III and a little of type II At present, the maturity thresholds are as follows: Oil window is from 2,500 - 4,700m, wet gas and condensate window is 4,700 - 6,200m and dry gas is below 6,000 - 7,200m The hydrocarbon component in reservoirs indicate that they were supplied from Oligocene, Lower Miocene together with Middle Miocene, in which dominant is hydrocarbon from Lower Miocene, then from Oligocene source rock, while the volume of hydrocarbon from Middle Miocene is very small In general, hydrocarbon traps in the studied areas were not affected by uplift creating an eroded unconformity at Middle Miocene The traps, formed in early Late Miocene and earlier, will have higher chances to trap hydrocarbon expulsion from defined matured source rocks Key word: Petroleum component, Middle Miocene uplift, central sub-trough, Nam Con Son basin 22 DẦU KHÍ - SỐ 2/2015 ... trúc bể Nam Cơn Sơn vị trí tuyến aa’, bb’, cc’ dải nâng trũng, ngăn trũng Đông Bắc bể Nam Côn Sơn phục vụ lập liệu đầu cách hai trũng lớn bể Nam Côn Sơn phụ đới vào cho mơ hình địa hóa mẹ [3] Đá. .. tạo khu vực Vấn đề thể kết mơ hình địa hóa đá mẹ tuyến cc’ Q trình sinh dầu khí đá mẹ Tuyến cc’ cắt qua khu vực phụ đới trũng Đông Bắc phụ đới trũng Trung tâm xây dựng mơ hình địa hóa nhằm đánh... đá mẹ phục vụ việc xây dựng mơ hình địa hóa đá mẹ khu vực phụ đới trũng Đông Bắc bể Nam Côn Sơn; đồng thời đánh giá ảnh hưởng chúng tới trình sinh, di cư bảo tồn tích tụ hydrocarbon cấu tạo khu