Tạp chí Dầu khí – Số 2/2021

Petro ietnam Tạp chí tập đoàn dầu khí quốc gia viÖt nam - petrovietnam S - 2021 ISSN 2615-9902 Petro ietnam Tạp chí tập đoàn dầu khí quèc gia viÖt nam - petrovietnam S - 2021 ISSN 2615-9902 TỔNG BIÊN TẬP TS Lê Xuân Huyên PHÓ TỔNG BIÊN TẬP TS Lê M nh Hùng TS Phan Ng c Trung BAN BIÊN TẬP TS Tr nh Xuân Cư ng TS Nguy n Anh Đ c ThS V Đào Minh TS Tr n Thái Ninh ThS Dương M nh Sơn ThS Lê Ng c Sơn PGS.TS Lê Văn S KS Lê H ng Thái ThS Bùi Minh Ti n ThS Nguy n Văn Tu n ThS Ph m Xuân Trư ng TS Tr n Qu c Vi t THƯ KÝ TÒA SOẠN ThS Lê Văn Khoa ThS Nguy n Th Vi t Hà THIẾT KẾ Lê H ng Văn TỔ CHỨC THỰC HIỆN, XUẤT BẢN Vi n D u khí Vi t Nam TỊA SOẠN VÀ TRỊ SỰ Tầng M2, Tịa nhà Viện Dầu khí Việt Nam - 167 Trung Kính, n Hịa, Cầu Giấy, Hà Nội Tel: 024-37727108 | 0982288671 * Fax: 024-37727107 * Email: tcdk@pvn.vn Ảnh bìa: Một góc Nhà máy Lọc dầu Dung Quất Ảnh: BSR Giấy phép xuất số 100/GP - BTTTT cấp ngày 15/4/2013 Bộ Thông tin Truyền thông Tướng hữu Hóa thạch lục địa P1 Phấn nước P2 Bào tử nước P3 Tảo nước P4 Bào tử nấm P5 Rừng ngập mặn P6 Núi cao P7 Đầm lầy ven sông P8 Tảo sông P9 Tảo biển 200 PM loại PM loại PM loại PM Loại PM loại (nêm) SOM/AOM 4405 4415 4425 4435 4445 4455 4465 4475 4485 4495 4505 4515 4525 4535 4416.0 4425m 4525m Cicatricosisporites - Jussiena - V pachydermus Oligocene 4500m Florschuetzia trilobata 4450m 4475m 4535 NGHIÊN C U KHOA H C THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ HĨA CHẾ BIẾN DẦU KHÍ KINH TẾ - QUẢN LÝ DẦU KHÍ Đ c m tr m tích Oligocene khu v c Lơ 05-1(a) b Nam Côn Sơn 28 T 33 Cơ h i đa thu h i c u t propylene b ng giải pháp giảm đ tinh t dòng sản ph m propylene, tăng công su t ch bi n c a phân 16 Đ c m đá m khu v c đảo xư ng polypropylene t i Nhà máy B ch Long V L c d u Dung Qu t 21 ng d ng k thu t ch p c t l p m c lư ng đ phân tích, d báo tính ch t lý c a m u lõi 100 Độ sâu mẫu (bào tử phấn) Thềm Trilobapollis ellipticus Trilobapollis spp Cicatricosisporites spp Verrutricolporites pachydermus Jussiena spp 4400m Chuyển tiếp Đới bào tử phấn (VPI) Phụ đới Thời địa tầng 170 Đới (API) Tuổi Thạch học (MudLog) Độ sâu giếng khoan (mMD) Gamma Log 40 Môi trường Oligocene NCS i, thách th c t cam k t c t giảm thu quan Hi p đ nh đ i tác kinh t toàn di n khu v c (RCEP) đ i v i ho t đ ng kinh doanh m t s sản ph m c a T p đồn D u khí Vi t Nam Công suất phân xưởng PP lưu lượng offgas 115 16 113 Công suất (%) 109 12 107 10 105 103 101 99 Offgas (tấn/ngày) 14 111 97 95 43100 43200 43300 Công suất (%) 43400 43500 Lưu lượng xả offgas (tấn/ngày) 43600 43700 28 RESEARCH AND DEVELOPMENT CƠNG NGHỆ DẦU KHÍ 41 Nghiên c u, ch t o h thi t b thí nghi m dùng đ xác đ nh t c đ l ng đ ng paraffin d u thô (cold finger) 51 Đ c trưng hóa tư ng đ a ch t b ng phân lo i trư ng sóng đ a ch n Characteristics of Oligocene sediments in Block 05-1(a), Nam Con Son basin Characteristics of source rock in Bach Long Vi island 16 Application of dual-energy CT scan to analyse and predict rock properties in core analysis 21 Optimisation of C3= recovery by lowering purity setting for propylene product to increase the capacity of poly-propylene plant at Dung Quat refinery 28 Opportunities and challenges from tariff reduction commitments within RCEP for trade in some of PVN’s products 33 Research and build a testing equipment system for determining wax deposition rate of crude oil (cold finger) 41 TH M DỊ - KHAI THÁC D U KHÍ TẠP CHÍ DẦU KHÍ Số - 2021, trang - 15 ISSN 2615-9902 Đ C ĐI M TR M TÍCH OLIGOCENE KHU V C LÔ 05-1(a) B NAM CÔN SƠN Mai Hoàng Đảm1, Bùi Thị Ngọc Phương1, Trương Tuấn Anh2, Nguyễn Thị Thanh Ngà1, Trần Đức Ninh2 Vũ Thị Tuyền1, Cao Quốc Hiệp2, Nguyễn Văn Sử1, Nguyễn Thị Thắm1, Phan Văn Thắng1 Viện Dầu khí Việt Nam Cơng ty TNHH MTV Điều hành Thăm dị Khai thác Dầu khí Trong nước (PVEP POC) Email: dammh@vpi.pvn.vn https://doi.org/10.47800/PVJ.2021.02-01 Tóm tắt Bài báo giới thiệu phát triển trầm tích Oligocene đặc điểm thạch học địa hóa để phục vụ việc đánh giá mơ hình hệ thống dầu khí Lơ 05-1(a) Kết nghiên cứu cổ sinh - địa tầng từ giếng khoan gần cho thấy có tồn trầm tích Oligocene, phân bố trải dài từ sườn phía Nam lên đến dải nâng Đại Hùng phía Bắc lắng đọng môi trường từ đồng ven biển đến biển nông ven bờ Thành phần thạch học chủ yếu cát kết hạt mịn đến thơ có xu hướng thơ dần phía dải nâng Đại Hùng; lỗ rỗng quan sát từ - 6,5%, bị ảnh hưởng trình nén ép 10 - 80% xi măng hóa khống vật thứ sinh 10 - 70% Đá mẹ khu vực sườn phía Nam giàu vật chất hữu cơ, đạt ngưỡng trưởng thành nhiệt đến cửa sổ tạo dầu cho tiềm sinh dầu - khí, dải nâng Đại Hùng thiên tiềm sinh khí Điều cho thấy đá mẹ Lơ 05-1(a) mang tính địa phương, không đại diện cho nguồn sinh khu vực Từ khóa: Trầm tích Oligocene, độ rỗng, đá mẹ, vật chất hữu cơ, kerogen, bể Nam Côn Sơn Giới thiệu Khu vực nghiên cứu nằm phân vùng cấu trúc dải nâng Đại Hùng - Mãng Cầu thuộc phần rìa Tây Bắc đới trũng Trung tâm Dải nâng phát triển kéo dài theo hướng Đông Bắc - Tây Nam bị chia cắt thành nhiều khối hệ thống đứt gãy chủ yếu có phương Đơng Bắc - Tây Nam (Hình 1b) Dải nâng Đại Hùng - Mãng Cầu có vai trị dải nâng trũng, ngăn cách trũng lớn phụ đới trũng phía Bắc phụ đới trũng Trung tâm bể Nam Cơn Sơn suốt q trình phát triển địa chất từ Eocene đến Miocene Pliocene đến Đệ tứ [1] Cho đến chưa tìm thấy trầm tích Eocene cổ giếng khoan bể Nam Côn Sơn Kết minh giải tài liệu địa chấn cho thấy trầm tích Oligocene có bề dày lớn, phân bố khu vực Trung tâm bể, nơi chưa khoan đến trầm tích Oligocene [1] Ở khối nâng sườn có nhiều giếng khoan thực đến móng cho thấy trầm tích Oligocene phủ bất chỉnh hợp bề Ngày nhận bài: 24/6/2020 Ngày phản biện đánh giá sửa chữa: 25/6 - 17/12/2020 Ngày báo duyệt đăng: 2/2/2021 DẦU KHÍ - S 2/2021 mặt móng trước Cenozoic cấu tạo Thanh Long, Tường Vi, Hải Âu, Dừa, Đại Hùng, Thiên Nga Trầm tích Oligocene có thành phần thạch học chủ yếu cát kết hạt mịn đến thô xen kẹp lớp sét kết bột kết, trầm tích hạt mịn chứa vật chất hữu ưu kerogen hỗn hợp II/III cho khả sinh dầu khí Các trầm tích chia thành phần đặc trưng: Phía cát kết hạt từ mịn đến thô, đôi chỗ thô (sạn kết), cát kết chứa cuội, xen kẹp lớp đá phun trào núi lửa, lớp than mảnh vụn than; chủ yếu thành phần hạt mịn, cấu trúc dạng phân lớp dày, dạng khối giàu vật chất hữu lớp chứa than; phần cát kết hạt trung, đơi chỗ có chứa glauconite, trùng lỗ, dinocyst biển chứng tỏ có ảnh hưởng môi trường biển (vùng chuyển tiếp biển nông ven bờ) vào giai đoạn cuối Oligocene số khu vực [1], có khu vực nghiên cứu Nghiên cứu tồn trầm tích Oligocene đặc điểm thạch học, địa hóa thực số liệu giếng khoan nằm (i) phần sườn phía Tây Nam; (ii) dải nâng Đại Hùng - Mãng Cầu (Hình 4) nhằm bổ sung thơng tin cho việc đánh giá mơ hình hệ thống dầu khí Lô 05-1 PETROVIETNAM Địa chất khu vực nghiên cứu Lịch sử phát triển địa chất khu vực nghiên cứu gắn liền với hình thành bể Nam Cơn Sơn q trình tách giãn Biển Đơng Trong thời kỳ Paleocene, thúc trồi phía Đơng Nam mảng Indochina trơi dạt phía Nam Biển Đông cổ với va chạm vi mảng lục địa Luconina Borneo tạo nên hàng loạt đứt gãy chuyển dạng bên phải (right-lateral transform faults) phía Đơng thềm lục địa kéo dài đến phía Đơng Luconia Các hoạt động kiến tạo làm cho vị trí thềm Sunda kéo dài theo phương Bắc Nam [2], đồng thời xảy q trình bào mịn san địa hình cổ [1] Vào cuối Eocene, bắt đầu tách giãn tạo rift theo phương Đông - Tây đồng thời với q trình tách giãn mở rộng Biển Đơng suốt Oligocene Trong giai đoạn trục tách giãn Biển Đơng có xu hướng chuyển dịch phía Tây Nam với hoạt động tích cực hệ thống đứt gãy Đông Bắc - Tây Nam tạo nên địa hào bán địa hào chứa trầm tích mảnh vụn chủ yếu thành tạo môi trường đầm hồ, đồng sông, châu thổ đới nước lợ ven bờ [1] Quần đảo Hoàng Sa Đảo Phú Quốc Quần đảo Trường Sa Hình (a) Vị trí bể Nam Côn Sơn thềm lục địa Việt Nam; (b) Sơ đồ phân vùng cấu trúc bể Nam Côn Sơn [1] TB Đới nâng Cơn Sơn Rìa đới nâng Cơn Sơn Trũng phía Bắc Mio cen 16-1 ĐN Nâng Đại Hùng Miocene ed ưới Miocene Hình Mặt cắt địa chấn ngang qua dải nâng Đại Hùng - Mãng Cầu [1] DẦU KHÍ - S 2/2021 TH M DỊ - KHAI THÁC D U KHÍ Phương pháp nghiên cứu Đối tượng nghiên cứu trầm tích Oligocene Các nghiên cứu địa tầng, thạch học trầm tích địa hóa thực mẫu vụn (cutting) mẫu lõi (core) giếng khoan thuộc Lô 05-1(a) [3] 4400m Thềm Trilobapollis ellipticus Trilobapollis spp Cicatricosisporites spp Verrutricolporites pachydermus Jussiena spp Đới bào tử phấn (VPI) Phụ đới 170 Môi trường Oligocene NCS Chuyển tiếp (API) Đới Thời địa tầng Gamma Log 40 Tuổi Thạch học (MudLog) Độ sâu giếng khoan (mMD) Phương pháp nghiên cứu cổ sinh - địa tầng thực thông qua tiêu phân tích tảo vơi (nannofossil calcareous) kính hiển vi phân cực; trùng lỗ (foraminifera) kính hiển vi soi nổi, bào tử phấn hoa (palynology) kính hiển vi sinh học Hóa thạch mơ tả để nhận dạng tên giống/lồi sử dụng tổ hợp Phương pháp nghiên cứu thạch học trầm tích: thực thơng qua tiêu phân tích lát mỏng thạch học kính hiển vi phân cực (thin section) để xác định thành phần khoáng vật tạo đá, phân loại đá, thành phần xi măng, khoáng vật thứ sinh, đặc điểm kiến trúc đánh giá độ rỗng [5 - 9]; phân tích nhiễu xạ tia X (X-ray difraction) cho tồn đá khống vật sét nhằm xác định loại hàm lượng gần khoáng vật sét khoáng vật carbonate Phân tích thạch học nhằm xác định nguồn gốc vật liệu trầm tích, mơi trường lắng đọng trầm tích, giai đoạn thành tạo đá chất lượng đá chứa để đánh giá khả chứa tích tụ hydrocarbon [10] Phương pháp nghiên cứu địa hóa: thực phân tích nhiệt phân Rock-eval nhằm đánh giá mức độ giàu vật chất hữu cơ, tiềm sinh hydrocarbon phân loại vật chất hữu cơ, kết hợp với phương pháp đo độ phản xạ vitrinite xác định mức độ trưởng thành nhiệt đá mẹ [11] Bên cạnh đó, phương pháp sắc ký khí sắc ký khí - khối phổ xác định nguồn gốc vật chất hữu mơi trường lắng đọng trầm tích đá mẹ [12] Kết 4.1 Địa tầng trầm tích Địa tầng khu vực nghiên cứu thực Tướng hữu Hóa thạch lục địa P1 Phấn nước P2 Bào tử nước P3 Tảo nước P4 Bào tử nấm P5 Rừng ngập mặn P6 Núi cao P7 Đầm lầy ven sông P8 Tảo sông P9 Tảo biển 200 PM loại PM loại PM loại PM Loại PM loại (nêm) SOM/AOM 4416.0 4525m Florschuetzia trilobata Cicatricosisporites - Jussiena - V pachydermus Oligocene 4450m 4500m 4535 Hình Mặt cắt sinh địa tầng tuổi Oligocene qua giếng khoan DH2 DẦU KHÍ - S 2/2021 100 4405 4415 4425 4435 4445 4455 4465 4475 4485 4495 4505 4515 4525 4535 4425m 4475m Trùng lỗ bám đáy F1 Cấu trúc vỏ cát đơn giản F2 Vỏ vôi (Rotalids) F3 Dạng trùng múi Miliolids F4 Trùng lỗ lớn F5 Vỏ vôi thềm giũa F6 Vỏ vơi thềm ngồi F7 Mơi trường sâu lạnh F8 Môi trường thiếu Oxy F9 Vỏ cát cấu trúc phức tạp Độ sâu mẫu (trùng lỗ) Vào cuối Miocene giai đoạn nén ép nghịch đảo kiến tạo, hình thành bất chỉnh hợp khu vực Giai đoạn Miocene muộn - Đệ tứ giai đoạn lún chìm nhiệt mở rộng bể; hoạt động kiến tạo, đứt gãy yếu dần thay chế độ kiến tạo oằn võng lún chìm nhiệt [1] hóa thạch chủ đạo để xác định tuổi địa chất tương đối, kết hợp với đặc trưng tướng hữu (palynofacies) để xác định mơi trường lắng đọng trầm tích [4] Độ sâu mẫu (bào tử phấn) Vào Miocene sớm, giai đoạn sụt lún mở rộng có phân đới rõ ràng ảnh hưởng yếu tố biển tiến từ phía Đơng, trầm tích lắng đọng từ phần đồng châu thổ (upper delta plain) đến giới hạn thềm đồng châu thổ (lower delta plain) Vào Miocene giữa, trình sụt lún tiếp tục bắt đầu giai đoạn rift thứ có hướng Đông Bắc - Tây Nam Thời kỳ biển tiến sâu vào sườn phía Tây bể tạo điều kiện cho trầm tích carbonate phát triển rộng rãi cấu tạo nâng Mãng Cầu thềm Đông Nam [1] 15 4415 4425 4435 4445 4455 4465 4475 4485 4495 4505 4515 4525 4535 PETROVIETNAM nghiên cứu cổ sinh kết hợp với kết minh giải chu kỳ trầm tích tài liệu địa chấn cho thấy có tồn trầm tích Oligocene với bề dày lên đến trăm mét khu vực sườn phía Nam (Hình 4) Về mặt cổ sinh, trầm tích chứa phong phú phức hệ hóa thạch bào tử phấn hoa chủ yếu có nguồn gốc lục địa: nhóm bào tử nước ngọt, phấn nước ngọt, đầm lầy ven sơng số hóa thạch có nguồn gốc biển phần trầm tích Oligocene Tuổi trầm tích xác định tổ hợp: Cicatricosisporites dorogensis, Verrutricolporites pachydermus, Trilobapollis ellipticus, Jussiena spp Meyeripollis naharkotensis (Hình 3) Nóc Oligocene trùng với bề mặt trầm tích hạt mịn O4000P theo kết minh giải INPEFA StratPacs Kết hoàn toàn phù hợp với chu kỳ trầm tích nghiên cứu bể Nam Cơn Sơn [13] Bên cạnh đó, phức hệ cổ sinh ghi nhận diện rải rác nhóm hóa thạch trùng lỗ tảo vôi phần trầm tích Oligocene Các dạng hóa thạch trùng lỗ tìm thấy mẫu thuộc đới trầm tích biển nơng ven bờ nơi có giao nước nước biển: Ammonia spp., Ammonia beccarii, Miliammina fusca, Cristellaria spp., Eponides spp., Globigerina spp., Globigerina praebulloides, Nonion spp., Operculina spp., Quinqueloculina spp., Indeterminate globigeriniids, Cibicides spp., Trochammina spp Ngoài ra, cịn có phong phú số hóa thạch bào tử phấn hoa thuộc nhóm dinocyst nguồn gốc biển: Foraminifera test lining, Tasmanites spp., Selenopemphix spp., Spiniferites spp., Dinolagellate cyst undif Điều chứng tỏ có xâm nhập biển vào thời kỳ cuối Oligocene khu vực nghiên cứu Môi trường lắng đọng chủ yếu từ lục địa đến chuyển A DH1 tiếp phần Oligocene thuộc đới biển nông thềm Thành phần mảnh hữu (PM) chủ yếu loại 1, loại SOM/AOM, kích thước từ nhỏ (< 50 µm) đến trung bình (50 - 150 µm) cho thấy lượng mơi trường lắng đọng từ trung bình đến cao Riêng giếng khoan thuộc dải nâng Đại Hùng vật liệu hữu khu vực bảo tồn hơn, đồng thời phức hệ hóa thạch không phong phú sườn Tây Nam nên lượng lắng đọng trầm tích khu vực cao Kết hợp với kết minh giải tài liệu địa chấn nghiên cứu trước [14], thành tạo trầm tích Oligocene xác định bên bề mặt phản xạ H150 phủ bất chỉnh hợp lên bề mặt móng (H200) Bề mặt H150 thể biên độ âm (trough) xác nhận tập than đánh dấu (coal marker) bể Nam Côn Sơn Tại cấu tạo Đại Hùng, bề mặt H150 đặc trưng phản xạ địa chấn có biên độ cao độ liên tục tốt Tập trầm tích bề mặt H150 H200 có bề dày lớn thuộc phần Trung tâm phía Nam, mỏng dần phía Tây Bắc Đơng Bắc Các phản xạ có tần số thấp, độ liên tục trung bình, biên độ thấp nên việc liên kết phức tạp Tuy nhiên, khu vực Trung tâm cấu tạo có biên độ phản xạ cao nên liên kết bề mặt H170 Kết nghiên cứu sinh địa tầng giếng khoan cho thấy hóa thạch định tầng Oligocene chủ yếu kết thúc xung quanh bề mặt phản xạ H170 (Hình 4) 4.2 Thạch học trầm tích Kết phân tích thạch học giếng khoan khu vực nghiên cứu cho thấy có thay đổi đặc trưng thạch học từ trung tâm cấu tạo (dải nâng Đại Hùng) đến phần sườn phía Tây Nam Khu vực sườn phía Tây Nam, DH3 DH2 DH4 B DH6 DH4 DH6 B DH3 DH1 A DH2 H150 H170 H200 (Nóc móng) Hình Mặt cắt địa chấn từ sườn phía Tây Nam đến dải nâng Đại Hùng [15] DẦU KHÍ - S 2/2021 TH M DÒ - KHAI THÁC D U KHÍ Kh thứ ống v s i n h ật c ar Thạch anh (57,70%) bon ate Thạc h an h onate vật carb Khoáng sét %) vật ,86 (11 Kho ứ sinh th sét vật 5%) (9,5 Kho sinh thứ Thạch anh (35,39%) Matrix (8,77 %) (b) Mảnh đá trầm tích (0,75%) Lỗ rỗng hạt (1,5%) Khoáng vật phụ (0,5%) Thạch anh thứ sinh (1%) Mảnh đá biến chất (0,35%) Mica (2,15%) Matrix (6,25%) Quặng/Pyrite (1,5%) Mảnh đá núi lửa (0,57%) Lỗ rỗng thứ sinh (0,52%) Lỗ rỗng hạt (2,86%) Quặng/Pyrite (0,5%) 18% (12, Fe (a) Matrix (90,5%) ar ldsp Fel dsp ar ( 5,9 5% ) ) ) (6,25% Matrix Mản (17, h đá gra 18% nite ) Khoá thứ s ng vật c inh ( arbo 12,8 nate %) (c) Mica (0,47%) Mảnh đá trầm tích (1,22%) Mảnh vụn sinh vật (0,17%) Mảnh đá biến chất (0,86%) Feldspar (0,63%) Mica (0,27%) Khống vật carbonate thứ sinh (2,93%) Quặng/Pyrite (1,23%) Hình (a) Thành phần mảnh vụn cát kết khu vực sườn Tây Nam, (b) Thành phần mảnh vụn cát kết khu vực dải nâng Đại Hùng, (c) Thành phần mảnh vụn sét kết khu vực sườn Tây Nam (a) (b) (c) Hình (a) Cát kết subarkose giếng khoan DH2 (4.465 m) Kích thước hạt mịn, độ chọn lọc tốt, thành phần chủ yếu thạch anh (Q), thứ yếu feldspar số mảnh đá, với diện khoáng vật calcite thứ sinh (mũi tên vàng), (b - c) Cát kết lithic arkose giếng khoan DH1 (4.615 m) Kích thước hạt mịn, độ chọn lọc tốt, thành phần chủ yếu thạch anh (Q), thứ yếu feldspar số mảnh đá phiến (Sch), với diện khoáng vật dolomite thứ sinh (mũi tên vàng) (a) (b) (c) Hình (a) Sét kết giếng khoan DH1 (4.545 m), (b) DH1 (4.590 m), (c) DH2 (4.465 m): Thành phần chủ yếu khoáng vật sét (Cl) trộn lẫn với vật chất hữu (Or/mũi tên màu trắng) khoáng vật carbonate vi tinh (Do) Một lượng nhỏ mảnh vụn thạch anh (Q/mũi tên màu đỏ), feldspar (F), khoáng vật quặng (Op) vật chất sét đồng trầm tích thành phần thạch học chủ yếu sét kết xen kẹp với cát kết hạt mịn chọn lọc trung bình đến tốt Ngược lại, khu vực dải nâng Đại Hùng hầu hết cát kết từ thô đến thô, độ chọn lọc Trong đó, giếng DH4 có xen kẹp cát kết hạt thô với lớp mỏng bùn vôi (lime mudstone) Cát kết tầng phân loại chủ yếu cát kết lithic arkose, cát kết feldspathic litharenite, cát kết litharenite với lượng nhỏ cát kết subarkose, cát kết feldspathic greywacke DẦU KHÍ - S 2/2021 Cát kết với thành phần mảnh vụn chủ yếu thạch anh (19,5 - 58,4%) mảnh đá granite với thành phần feldspar (3 - 23,8%) mica (0,2 - 2,3%) Mảnh đá granite diện cao giếng khoan khu vực dải nâng Đại Hùng vắng mặt sườn Tây Nam Ngồi ra, cịn số loại mảnh đá khác mảnh đá biến chất (schist, quartzite), mảnh trầm tích (chert) diện với hàm lượng nhỏ (Hình 5a b) PETROVIETNAM (a) (c) (b) Hình (a - b) Cát kết feldspathic litharenite giếng khoan DH7 (2.739 m) Kính thước hạt từ thô đến thô, độ chọn lọc Thành phần mảnh vụn chủ yếu thạch anh (Q), thứ yếu K-feldspar, plagiocla (Pl) mảnh đá granite (G), (c) Cát kết lithic arkose giếng khoan DH8 (3.018 m) Kính thước hạt từ thơ đến thơ, độ chọn lọc Thành phần mảnh vụn tương tự (a - b) Ngồi có diện nhiều khống sét đồng trầm tích (M), kaolinite thứ sinh (K) khoáng vật sét khác (Cl) Ảnh nicol (N-) quan sát lỗ rỗng hạt (mũi tên màu xanh) % 3,36 4,92% (2,3%) (2,42%) %) 34% (3,98 (4, ) Chlorit e/K (11,92aolinite %) Kaolinite (16,54%) Thạch anh (41,54%) Chlorite (18,38%) Mica/Illite (21,74%) K-Feldspar Calcite 8%) (a) (4,3 Plagioclase (7,38% ) Illite (56,81%) Dolomite (b) Siderite Pyrite Illite-Smectite Chlorite Chlorite-Smectite Hình Biểu đồ tóm tắt phân tích XRD cho tồn đá (a) cho khoáng vật sét (b) khu vực sườn Tây Nam Cát kết tương đối với vật liệu đồng trầm tích (matrix) có hàm lượng thấp đến trung bình cát kết lithic arkose, feldspathic litharenite, litharenite (1 - 12,8%) có hàm lượng cao mẫu cát kết greywacke Vật liệu đồng trầm tích có thành phần gồm chủ yếu sét kết với lượng nhỏ vật chất hữu cơ, carbonate vi tinh (Hình 8) Sét kết khu vực sườn Tây Nam với thành phần chủ yếu vật chất đồng trầm tích (90,5%) trộn lẫn với vật liệu hữu lượng nhỏ khống vật carbonate Ngồi ra, mảnh thạch anh (4%), feldspar (1%), mica khống vật quặng (1%) (Hình 5c Hình 7) Xi măng khống vật thứ sinh cát kết có thành phần chủ yếu khống vật carbonate khống vật sét Trong đó, khoáng vật carbonate (calcite, dolomite, siderite) xuất với hàm lượng tương đối cao sườn Tây Nam giếng khoan DH1 (17,2%), DH2 (6%) giảm dần khu vực dải nâng Đại Hùng giếng khoan DH3, DH4 (0,5 - 2%) đồng thời vắng mặt giếng DH7 ngoại trừ giếng DH6 (24,8%) Ngược lại, khoáng vật sét thứ sinh (kaolinite, chlorite, illite khoáng sét khác) diện dải rộng (5 - 29%) giếng khoan DH3, DH4, DH6, DH7, DH2 giếng khoan DH1 Kết phân tích XRD cho tồn đá sườn Tây Nam (Hình 9a, 10) với thành phần phổ biến thạch anh (29,8 - 60%), K-feldpar (2,1 - 6,5%), plagioclase (3,9 - 11,2%), mica/illite (9,5 - 27,4%), chlorite/kaolinite (7,5 - 16,4%), calcite (1,7 - 8,5%), dolomite (2,6 - 6,8%), siderite (3,5 - 4,7%) pyrite (0 - 3,6%) Hình 9b biểu diễn thành phần khoáng vật sét khu vực sườn Tây Nam; kết cho thấy thành phần phong phú illite (55,5 - 58,1%), kaolinite (15,9 - 17,2%), chlorite (17,1 - 19,7%), hỗn hợp chlorite-smectite (2,5 - 4,2%) illitesmectite (4,6 - 5,2%) Lỗ rỗng quan sát lát mỏng thạch học có hàm lượng khoảng (2 - 6,5%), quan sát DẦU KHÍ - S 2/2021 ... porosity, source rock, organic matter, kerogen, Nam Con Son basin DẦU KHÍ - S 2/2021 15 TH M DỊ - KHAI THÁC D U KHÍ TẠP CHÍ DẦU KHÍ Số - 2021, trang 16 - 20 ISSN 2615-9902 Đ C ĐI M ĐÁ M KHU V C Đ... hydrocarbon, organic matter, algae, materials, Bach Long Vi, Song Hong basin 20 DẦU KHÍ - S 2/2021 PETROVIETNAM TẠP CHÍ DẦU KHÍ Số - 2021, trang 21 - 27 ISSN 2615-9902 NG D NG K THU T CH P C T L P M C... minh giải tài liệu địa chất - địa chấn chi tiết 14 DẦU KHÍ - S 2/2021 Tài liệu tham khảo [1] Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, Địa chất Tài nguyên Dầu khí Việt Nam Nhà xuất Khoa học Kỹ thuật, 2017 [2]