Đặc điểm phân bố tính chất dầu khí trên cơ sở nghiên cứu số liệu PVT và địa hóa trong bề cửu long ( luận án (theses))

ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP HỒ CHÍ MINH TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA NGUYỄN MẠNH HÙNG “ĐẶC ĐIỂM PHÂN BỐ TÍNH CHẤT DẦU KHÍ TRÊN CƠ SỞ NGHIÊN CỨU SỐ LIỆU PVT VÀ ĐỊA HÓA TRONG BỀ CỬU LONG” LUẬN ÁN TIẾN SĨ KỸ THUẬT DẦU KHÍ TP HỒ CHÍ MINH NĂM 2018 ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP HCM TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA NGUYỄN MẠNH HÙNG “ĐẶC ĐIỂM PHÂN BỐ TÍNH CHẤT DẦU KHÍ TRÊN CƠ SỞ NGHIÊN CỨU SỐ LIỆU PVT VÀ ĐỊA HÓA TRONG BỀ CỬU LONG” Chuyên ngành: Kỹ thuật Dầu Khí Mã số chuyên ngành: 62520604 Phản biện độc lập 1: GS TS Trần Nghi…………………… Phản biện độc lập 2: PGS TS Hoàng Văn Long…………… Phản biện 1: PGS TS Lê Hải An…………………………………… Phản biện 2: PGS TS Trần Vĩnh Tuân……………………………… Phản biện 3: PGS TS Trần Văn Xuân……………………………… NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC PGS.TSKH Hồng Đình Tiến PGS.TS Nguyễn Việt Kỳ LỜI CAM ĐOAN Tác giả xin cam đoan công trình nghiên cứu thân tác giả Các kết nghiên cứu kết luận luận án trung thực không chép từ nguồn hình thức Việc tham khảo nguồn tài liệu (nếu có) thực trích dẫn ghi nguồn tài liệu tham khảo quy định Tác giả luận án Nguyễn Mạnh Hùng Luận án tiến sĩ : Nguyễn Mạnh Hùng TĨM TẮT LUẬN ÁN Dầu khí phát khai thác ngày bể Cửu Long kết hàng loạt trình, từ trình chuyển hóa vật liệu hữu (VLHC) thành dầu khí, trình di cư biến đổi thành phần dầu khí, đến q trình tích tụ bảo tồn bẫy chứa Các trình xảy điều kiện hóa-lý, thời gian, tiến hóa địa chất định phức tạp Cho đến nay, chưa có cơng trình tổng hợp tài liệu nghiên cứu quy mơ tồn bể Cửu Long, để giải vấn đề dầu vỉa Kết đề tài làm sáng tỏ quy luật phân bố đặc tính phân bố dầu khí quy mơ bể Cửu Long, đặt mối quan hệ khăng khít với đặc điểm địa chất bể Vì vậy, tin tưởng kết nghiên cứu đề tài sở khoa học tin cậy, quan trọng, sử dụng thực tế TKTD & KT dầu khí bể Cửu Long Kết nghiên cứu cho thấy mối liên hệ khăng khít thơng số dầu vỉa, địa hóa dầu địa hóa đá mẹ Qua trình tổng hợp khảo sát số liệu đặc tính dầu vỉa(PVT) địa hóa làm sáng tỏ tranh đặc điểm phân bố dầu khí bể Cửu Long Căn vào di sinh học hóa học dầu vỉa VLHC, đặc điểm địa chất đặc tính hóa lý dầu khí, tìm quy luật phân bố đặc tính dầu khí bể Cửu Long Các qui luật chứng minh giải thích rõ ràng, tỉ mỉ sở khoa học có đủ độ tin cậy cao Các nghiên cứu đá mẹ thực qua nhiều kết nghiên cứu trước đây, nhiên nghiên cứu phần lớn sử dụng số liệu cũ chưa có thống địa tầng cho trầm tích Oligocen (tập E+F) Các nghiên cứu trước không phân chia đánh giá cách chi tiết bể Cửu Long theo lô, phân vị địa tầng theo tập nên đánh giá cịn mang tính tổng qt Nghiên cứu bổ sung thêm số liệu thu thập phân chia chi tiết cụ thể cho tập trầm tích theo lơ sở thống nhất địa tầng (2013) Ngoài ra, để đánh giá xác tiềm dầu khí sinh tầng đá mẹ, khôi phục giá trị TOC ban đầu đá mẹ trưởng thành trình bày cụ thể nghiên cứu Chính có khác biệt so với nghiên cứu trước nên kết đánh giá đá mẹ có số đặc điểm khác so với nghiên cứu trước đá mẹ i Oligocen giàu VLHC đá mẹ Oligocen trên( tập D) dầu khí sinh chủ yếu từ đá mẹ Oligocen phần đáy đá mẹ Oligocen trũng sau Đối với đá mẹ Miocen dưới, VLHC ban đầu chủ yếu thuộc Kerogene loại III tập trung khu vực phía nam trung tâm bể Riêng khu vực phía Bắc Đông Bắc bể Cửu Long lại cho thấy đá mẹ Miocen chủ yếu thuộc Kerogene loại II Tuy nhiên, VLHC đá mẹ Miocen chưa đạt pha sinh dầu Mối quan hệ thông số dầu điều kiện vỉa thơng số đặc tính địa hóa dầu số nghiên cứu trước đề cập tới Sự khác biệt mối quan hệ xây dựng nghiên cứu làm bật khác biệt đặc tính dầu theo phân vị địa tầng Trên sở mối quan hệ nhận biết được, đặc điểm phân bố dầu khí bể Cửu Long phân bố thành hai phức hợp chứa dầu khác biệt nhau: tầng móng tầng Oligocen dưới; dầu tầng Oligocen Miocen Điểm khác biệt nghiên cứu đưa mối quan hệ số Heptane số Iso Heptane phân đoạn nhẹ dầu góp phần xác định loại VLHC ban đầu mức độ trưởng thành nhiệt mà dầu hình thành bể Cửu Long Trên sở đồ phân bố đẳng dày đẳng sâu phân vị địa tầng bể Cửu Long số liệu đặc tính dầu khí xây dựng thành sơ đồ phân bố theo đặc tính dầu điều kiện vỉa Trên sở liên kết đặc tính dầu, đặc điểm tầng đá mẹ tương ứng đặc điểm phân bố hệ số sét/cát phân vị địa tầng, phân bố dầu khí chia thành đới trung tâm, đới chuyển tiếp đới ven rìa Đới trung tâm ln gắn liền với tiềm dầu khí lớn, nơi có khả sinh dầu tốt, khả chắn chứa dầu khí tốt Đới chuyển tiếp cho thấy tiềm dầu khí khả sinh chắn nhiều Riêng với đới ven rìa, tiềm dầu khí thấp khả chắn cộng với xâm nhập nước vỉa nước mặt Như vậy, luận điểm luận án chứng minh sở liên kết số liệu tổng kết từ đá mẹ, đặc tính dầu vỉa đặc tính địa hóa dầu làm sáng tỏ tranh đặc điểm phân bố dầu khí bể Cửu Long, góp phần cho cơng tác tìm kiếm thăm dị hiệu ii ABSTRACT Petroleum which is discovered and produced in Cuu Long basin is the result of numerous processes, from organic material alteration to generate petroleum, migration, accumulation and reservation Those processes occurring under specific chemical and physical conditions and in certain geological evolution periods are complex However,there are no studies avaiable to reveal whole process in Cuu Long basin The result of this thesis will show the distribution law of petroleum and its attribute in the basin, which is based on the geological characteristics of this region Therefore, this study is believed to be an important and reliable scientific basis for the oil and gas industry as well as can be applied in petroleum exploration and production in Cuu Long basin This research shows the integral relation between reservoir fluid parameters, oil geochemical and source rock To clarify the whole picture of the distribution of petroleum in Cuu Long basin, large number of PVT and geochemical data has been gathered and studied Moreover, data acquired from biomarker from reservoir oil and organic materials, and geological characteristics as well as chemical and physical conditions of hydrocarbon is utilized to find out the distribution law of petroleum characteristics in the area Those rules are proven and demonstrated clearly based on the reliable scientific sources Many studies on source rock have been done but their data was relatively outdated and previously there was no agreement on the lower Oligocene stratigraphy (sequence E and F) Furthermore, those works not focus particularly on block, stratigraphic unit and sequence so the outcomes were general Notwithstanding the issues, this research contributes newly updated data and concentrates specifically on each sequence in interested regions based on the latest agreement on stratigraphy in 2013 Moreover, to evaluate petroleum potential of source rocks more precisely, restoring original TOC values of mature source rocks are important and presented in the study Because of many differences, the result of the research has some distinct conclusions from previous researchers, especially lower Oligocene source rock is richer organic materials than upper Oligocene one (sequence D) and hydrocarbon is mainly generated in lower iii Oligocene source rock and a bottom part of upper Oligocene source rock In lower Miocene source rock, organic materials are originally Kerogene type III with the distribution being mainly on the south and center of Cuu Long basin In contrast, in the north and northeast area, lower Miocene source rock has substantial kerogene type II However, organic materials in lower Miocene source rock is not mature to oil window Although relation between oil parameters in reservoir condition and geochemical parameter has been mentioned in other studies, this thesis highlights the differences of those parameters in each interested stratigraphy Based on the relation, distribution of hydrocarbon can be divided into two distinct groups: basement and lower Oligocene; upper Oligocene and lower Miocene Another distinction of the study is the application of relation between Heptane and Iso-heptane in light fraction of oil which is used to classify initial organic materials as well as temperature maturation of hydrocarbon in Cuu Long basin In addition, iso-depth maps and thickness maps of some stratigraphic units in Cuu long basin as well as petroleum characteristic data are used to create reservoir fluid properties distribution According to the relation of oil and gas characteristics, source rock characteristics and shale/sand ratio of all stratigraphic units, hydrocarbon distribution can be divided into areas: central zone, transitional zone and marginal zone Central zone which usually has great generating ability, high-quality seal and trap is believed to have high petroleum potential Whereas, transitional zone also shows somewhat potential but generating and sealing ability is greatly reduced Petroleum potential in marginal zone is low due to poor sealing ability and infiltration of reservoir and surface water In conclusion, all main points of this thesis that are proven by using data and parameters of source rock, hydrocarbon and geochemical characteristics provide better understanding of petroleum distribution in Cuu Long basin, which greatly contributes to exploration process in the oil and gas industry iv LỜI CÁM ƠN Trước tiên, tơi xin bày tỏ lịng biết ơn chân thành sâu sắc với cán hướng dẫn PGS.TSKH Hồng Đình Tiến PGS.TS Nguyễn Việt Kỳ tận tình dẫn, định hướng góp ý q trình thực luận án Trong suốt trình nghiên cứu, thầy kiên nhẫn hướng dẫn, trợ giúp động viên nhiều Sự hiểu biết sâu sắc khoa học, kinh nghiệm thầy tiền đề giúp tơi đạt thành tựu kinh nghiệm quý báu Tơi xin bày tỏ lịng biết ơn chân thành đến TS Nguyễn Anh Đức, Viện Trưởng Viện Dầu Khí, Ban Giám Đốc trung tâm Phân Tích Thí Nghiệm, PGS TS Trần Văn Xuân Quý Thầy Cô Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí trường Đại học Bách khoa tạo điều kiện thuận lợi cho suốt thời gian nghiên cứu, học tập thực luận án Ngồi ra, tơi xin bày tỏ lòng biết ơn chân thành sâu sắc tới nhà khoa học, nhà địa chất trước cho phép tác giả sử dụng kế thừa kết nghiên cứu mình, đồng thời tác giả mong nhận nhiều ý kiến góp ý quý báu, nhà khoa học, nhà địa chất bạn bè đồng nghiệp Đồng thời, xin cảm ơn bạn bè gia đình bên tôi, cổ vũ động viên lúc khó khăn để vượt qua hồn thành tốt luận văn Xin trân trọng cảm ơn Nguyễn Mạnh Hùng (NCS 51341914) v MỤC LỤC MỞ ĐẦU 1 Tính cấp thiết đề tài: Mục đích nhiệm vụ đề tài: Những luận điểm cần bảo vệ .2 Những điểm luận án Ý nghĩa khoa học thực tiễn .3 Tài liệu sở luận án Khối lượng cấu trúc luận án CHƯƠNG KHÁI QUÁT ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT BỂ CỬU LONG VÀ CÁC VẤN ĐỀ CÒN TỒN TẠI TỪ NHỮNG NGHIÊN CỨU TRƯỚC 1.1 Vị trí kiến tạo bể Cửu Long .5 1.2 Đặc điểm địa tầng thạch học bể Cửu Long 1.2.1 Đá móng trước Kainozoi: .6 1.2.2 Giới Kainozoi 1.3 Các nghiên cứu trước đặc điểm phân bố dầu khí bể Cửu Long vấn đề tồn 10 CHƯƠNG CỞ SỞ DỮ LIỆU VÀ PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU 14 2.1 Cơ sở liệu .14 2.1.1 Nguồn liệu 14 2.1.2 Độ tin cậy liệu: .14 2.2 Phương pháp phân tích PVT địa hóa phịng thí nghiệm 16 2.2.1 Phương pháp phân tích thơng số PVT 16 2.2.2 Phương pháp phân tích địa hóa 18 2.3 Qui trình tổng hợp xử lý số liệu để xác định đặc điểm phân bố tính chất dầu khí sở nghiên cứu số liệu PVT địa hóa .26 CHƯƠNG ĐẶC ĐIỂM ĐỊA HĨA CÁC TẦNG ĐÁ MẸ, MƠI TRƯỜNG THÀNH TẠO VÀ ĐỘ TRƯỞNG THÀNH CỦA VẬT LIỆU HỮU CƠ 29 3.1 Đặc điểm địa hóa tầng đá mẹ 29 3.1.1 Đá mẹ Miocen ( BI.1) 29 3.1.2 Đá mẹ Oligocen ( tập C D) 33 3.1.3 Đá mẹ Oligocen + Eocen?( tập E +F) 39 vi 3.1.4 Đánh giá chung cho tầng đá mẹ 45 3.2 Đánh giá đặc điểm mơi trường tích tụ vật liệu hữu bể Cửu Long 48 3.3 Độ trưởng thành vật liệu hữu 56 3.3.1 Biến đổi vật liệu hữu giai đoạn nhiệt xúc tác (catagenez) 56 3.3.2 Các ngưỡng xác định mức độ trưởng thành vật liệu hữu 61 3.3.3 Đặc điểm phân bố gradien địa nhiệt 63 3.3.4 Các yếu tố khống chế phân đới pha tích tụ dầu khí 64 3.4 Xây dựng sơ đồ phân bố Tmax bể Cửu Long theo diện 67 3.4.1: Phân bố Tmax Miocen (BI) .67 3.4.2 Phân bố Tmax Oligocen (C&D) 68 3.4.3: Phân bố Tmax Oligocen dưới+ Eocen (E&F) 70 3.5: Phân bố Tmax mặt cắt ngang 71 3.6 Mức độ trưởng thành nhiệt dầu condensat .74 CHƯƠNG MỐI QUAN HỆ GIỮA CÁC THÔNG SỐ DẦU VỈA 76 4.1 Tổng quan phân bố tầng sản phẩm 76 4.2 Quan hệ thông số vỉa .78 4.2.1 Quan hệ thông số dầu điều kiện vỉa 78 4.2.2 Khảo sát phân bố áp suất bão hịa tỷ suất khí dầu theo địa tầng 82 4.2.3 Đặc điểm thành phần dầu vỉa bể Cửu Long 83 4.3 Xây dựng quan hệ qua lại vài thơng số địa hóa liên quan đến đánh giá đặc điểm phân bố 86 4.3.1 Phân loại dầu qua số Heptane (H) Iso Heptane (I) 86 4.3.2 Đánh giá mức độ trưởng thành dầu qua số Heptane (H) IsoHeptane(I) bể Cửu Long 87 4.3.3 Mối quan hệ tỷ trọng dầu (API) với kết phân tích SARA dầu 91 CHƯƠNG ĐẶC ĐIỂM PHÂN BỐ TÍNH CHẤT DẦU VỈA VÀ CHỈ SỐ Pr/nC17 & Ph/nC18 THEO DIỆN 92 5.1 Đặc điểm phân bố Pr/nC17 Ph/nC18 đá mẹ dầu vỉa .92 5.2 Đặc điểm phân bố tính chất dầu vỉa bể Cửu Long 100 5.2.1 Đặc điểm phâân bố dầu khí theo chiều sâu: 100 5.2.2 Đặc điểm phân bố tính chất dầu vỉa theo diện .105 vii Ở bể Cửu Long hoạt động đứt gãy, đa nén ép, tách dãn, dâng trồi dịch trượt ngang đa phần ngưng nghỉ sớm vào cuối Oligocen đầu Oligocen Lúc diễn q trình bào mịn, cắt gọt hình thành cấu tạo nên bất chỉnh hợp góc lớn Sau q trình lấp đầy mở rộng dần tạo nên yên tĩnh tương đối (lún chìm dần) trước thành hệ trầm tích đạt pha sinh dầu Vì vậy, giá trị áp suất bão hịa tỷ suất khí dầu có giá trị cao khu vực trung tâm nơi gần vùng sinh có lớp chắn tốt, bị phá hủy Vì vậy, phần lớn đới phân bố theo quy luật thuận Thông qua đặc điểm phân bố dầu khí theo tiêu PVT địa hóa cịn cho thấy đặc điểm dầu khí bể Cửu Long sinh (từ khoảng 10-15 triệu năm tới nay- tuổi Miocen sớm) Vì dầu khí sinh cịn tích lũy gần nguồn sinh với lượng lớn vùng trung tâm Nếu sinh từ lâu chắn dầu khí có đủ thời gian tích lũy di cư vùng chuyển tiếp ven rìa nhiều Các giá trị giảm đáng kể đới chuyển tiếp giảm nhiều đến nhỏ đới ven rìa Thập chí tới tối thiểu khả hấp thụ tự nhiên dầu Ngồi cịn ảnh hưởng thẩm thấu nước biển trực tiếp vào bẫy chứa dầu ven rìa, tạo nên phá hủy mỏ vi sinh tích lũy Miocen Miocen + Hệ tầng Trà Cú: Về đặc điểm thạch học, hệ tầng Trà Cú (E+F) gồm chủ trầm tích lục ngun, có vỉa than mỏng sét vơi, tích tụ mơi trường lục địa, với thành hệ trầm tích sơng – hồ chủ yếu[11] Chiều dày trầm tích phần trũng sâu, phần sườn khối nâng Trung tâm BH, R ST đạt tới 500 m Rõ ràng với phân tích đánh giá đá mẹ kết tổng hợp phát dầu-khí cho thấy phần lớn dầu condensat thuộc tầng chứa Oligocen móng phân bố cấu tạo nằm khu vực trung tâm khu vực Đông Bắc bể Tuy nhiên phát Oligocen (Trà Cú) không nhiều số lượng phát móng Tầng chứa Oligocen thường có chất lượng đá chứa kém, ngoại trừ khu vực trung tâm Đông Bắc bể Cửu Long, nơi có đá chứa cát kết Oligocen có độ rỗng độ thấm cịn bảo tồn tốt Ví dụ mỏ Bạch Hổ, cát kết Oligocen có điều kiện chứa dầu thuận lợi, chủ yếu đón nhận dịng dầu di cư sớm, với cịn có gia tăng độ rỗng thứ sinh nên bảo tồn tính thấm chứa Mỏ Bạch Hổ, đá chứa cát kết Oligocen cịn có khả liên thơng với tầng chứa móng có 130 chế độ bão hòa, tỷ trọng dầu, tỷ xuất khí dầu, vậy, chúng tạo thành thân dầu Như đề cập phần (mục 3.1.3), đá mẹ tập E+F giàu VLHC, ngưỡng trưởng thành muộn nên dầu khí sinh ạt Tuy nhiên, phần đặc tính chứa ban đầu cát kết kém, nên phần lớn dầu khí di cư tích tụ vào tầng đá móng nứt nẻ nhô cao Ở số nơi, phần dầu khí di cư qua đứt gãy thẩm thấu qua tầng trầm tích lên tầng chứa phía + Hệ tầng Trà Tân: Về đặc điểm thạch học hệ tầng Trà Tân (Oligocen (C+D))[11], chia thành hai phần khác biệt Phần gồm chủ yếu sét kết màu xám nâu - nâu đậm, nâu đen, sét màu đỏ, cát kết bột kết, tỷ lệ cát/sét khoảng 50% Phần gồm chủ yếu sét kết nâu đậm, nâu đen, cát kết bột kết, tỷ lệ sét/cat >40 % (phổ biến khoảng 60%), đơi nơi có xen lớp mỏng đá vôi, than Phần gồm chủ yếu cát kết hạt mịn đến thô, đôi chỗ sạn, cuội kết, xen sét kết nâu đậm, nâu đen, bột kết; tỷ lệ cát/sét thay đổi khoảng rộng, thường lớn 50% Các trầm tích hệ tầng tích tụ chủ yếu mơi trường sơng-đồng bồi tích hồ Số lượng phát dầu khí tập D hạn chế so với tập C tỉ lệ cát/sét tập D nhỏ nhiều so với tập C Tập sét kết tập D dày giàu VLHC vừa tầng chắn tốt cho tầng móng Oligocen vừa tầng sinh Chính vậy, Oligocen tạo nên dị thường áp suất, với Δp cao 1.7 tới 1.92, phần giảm đạt 1.75-1.72 đạt 1.36-1.68 Còn tầng Oligocence móng có dị thường áp suất với Δp 1.2-1.24 Theo kết nghiên cứu đá mẹ tập D C khu vực trũng sâu Bắc Bạch Hổ, Đông bạch Hổ Tây Bạch Hổ, đá mẹ đạt ngưỡng cửa sổ sinh dầu Chính vậy, hệ tầng Trà Tân, dầu phát vài cấu tạo quanh trũng + Hệ tầng Bạch Hổ: Hệ tầng Bạch Hổ hay tầng chứa Miocen chia thành hai phần: Phần gồm chủ yếu sét kết màu xám, xám xanh xen kẽ với cát kết bột kết; tỷ lệ cát, bột kết tăng dần xuống (đến 50%) Trên phần tầng "sét kết Rotalid" bao phủ phần lớn bể, chiều dày thay đổi khoảng từ 50m đến 250m, tầng chắn khu vực tốt cho tồn bể Hình 5-26 ví dụ điển hình 131 cho thấy tập B10 tầng khai thác mỏ SD nằm tầng chắn Phần gồm chủ yếu cát kết, bột kết (chiếm 60%), xen với lớp sét kết màu xám, vàng, đỏ Các trầm tích hệ tầng tích tụ mơi trường sơng - đồng bồi tích phần dưới; chuyển dần lên môi trường chuyển tiếp (vũng vịnh, delta, đồng ven biển) đến biển nông[11] Qua đánh giá đá mẹ Miocen cho thấy đá mẹ sinh dầu, dầu phát Miocen có nguồn gốc từ đá mẹ Oligocen phần từ đáy tầng đá mẹ Oligocen Với tầng sét kết Rotalid tầng chắn khu vực tốt, ngồi lớp sét tạp phía dày 600-700 m lớp chắn tốt, đặc biệt phần trung tâm bể.nên số lượng cấu tạo phát dầu khí Miocen nhiều nhiều so với phát Oligocen trên; dầu phát không phần trung tâm bể mà cịn vùng rìa bể Riêng khu vực lô 02, tầng chắn Rotalid mỏng bị cắt đứt gãy trẻ nên dầu lại tiếp tục di cư tích tụ lên Miocen Miocen phần Tây Nam bể Tuy nhiên, dầu tích tụ khu vực khơng lưu giữ khí lớp sét chắn với liên thông nước đáy với nước bề mặt tạo điều kiện cho hoạt động vi sinh làm phân hủy dầu Do đó, dầu khu vực có tỷ nặng khí hịa tan Hình 5-34 Phân bố dầu tầng chứa Miocen mỏ SD, bể Cửu Long 132 Hình 5-34 phản ánh trình tích tụ dầu khí tầng chứa Miocen mỏ SD với diện tầng chắn Rotalid rõ ràng Dầu di cư tới tầng chứa Miocen tích tụ sát đáy tầng chắn Rotalid Phần đáy tầng chứa Miocen khơng có lớp chắn tốt nên tồn dầu khí cư tích tụ tập B10, cịn lại dầu dư nên tỷ dầu nặng đạt giá trị 15.3oAPI Tuy nhiên tầng chắn Rotalid lô 15-1 không tốt nên dầu từ tập B10 thẩm thấu qua tích tụ vào B9 B8 Chính gần khu vực rìa bể nên tầng sét Rotalid đồng thành phần thạch học, nên khả lưu giữ khí hệ áp suất bão hòa dầu khu vực vào khoảng 1200-1350 psig, áp suất bão hòa dầu khu vực khu trung tâm bể nơi có chắn tốt đạt tới giá trị 2700-2900 psig 5.3.2 Mối quan hệ theo diện với đặc điểm phân bố hệ số sét cát So sánh đối chiếu kết đánh giá đặc điểm phân bố đặc tính dầu vỉa đặc điểm đá mẹ cho thấy chúng có mối quan hệ qua lại với rõ ràng Khu vực giàu VLHC đạt ngưỡng trưởng thành khu vực có nhiều phát dầu khí Khu vực gần nơi sinh dầu khí có áp suất bão hịa cao, tỷ dầu thấp độ nén dầu cao, khu vực vùng rìa áp suất bão hịa thấp, tỷ trọng dầu cao độ nén dầu thấp, lượng khí hịa tàn thấp khí thành phần HC nhẹ Dựa vào kết nghiên cứu trước [8] có cập nhật thêm tài liệu minh giải địa vật lý giếng khoan, đặc điểm phân bố hệ số sét/cát phản ánh mối quan hệ qua lại với đặc điểm phân bố đặc tính dầu vỉa Trên hình hình 5-33, hình 5-34 hình 5-35 cho thấy hệ số sét cát cao phân bố phần trung tâm bể kéo dài hình oval theo trục ĐB-TN Các vùng rìa có hệ số sét/cát thấp nên khả chắn Chính vậy, lượng khí hịa tan dầu khơng lưu giữ thẩm thấu, di cư lên lớp trầm tích bên Do vậy, mẫu dầu cấu tạo vùng rìa có áp suất bão hịa thấp độ nén dầu vỉa thấp 5.3.2.1 Mối quan hệ theo diện với phân bố hệ số sét cát Miocen Diện phân bố tập trầm tích Miocen lớn, bao phủ gần hết cấu tạo cổ (hình 5-35) Độ sâu tập trầm tích giao động từ 1000m-2800m Qua tài liệu địa chấn cho thấy, vào thời kỳ Miocen sớm, bể Cửu Long tương đối bình ổn mặt kiến tạo, trình sụt lún nhiệt chiếm ưu thế, tầng chắn khu vực Rotalid hình 133 thành vào cuối Miocen sớm Tầng chắn Rotalid có khả chắn đặc biệt hiệu khu vực trung tâm bể gồm lơ 09, phía đơng lơ 15 16, phía tây nam lơ lơ 01 02 Ở phía Tây, Tây Nam bể (Lơ 17, phía Tây lơ 15 16) vùng rìa Đơng Đơng Bắc bể, khả chắn tầng Rotalid có bề dày mỏng đa dạng thành phần thạch học Hình 5-35 Sơ đồ phân bố hệ số sét cát điệp Miocen bể Cửu Long[8] 5.3.2.2 Mối quan hệ theo diện với phân bố hệ số sét cát Oligocen Trầm tích Oligocen có bề dày đạt tới 800-1700m trũng Tây Bạch Hổ, Bắc Đông Bạch Hổ So với diện phân bố trầm tích Miocen hẹp Nóc trầm tích Oligocen nằm sâu, phổ biến từ -1800m tới -3560m Trầm tích Oligocen bị phân cắt hệ thống đứt gãy so với tập trầm tích phía Trầm tích Oligocen trên, đặc biệt trầm tích tập D coi tầng chắn khu vực cho bể Cửu long hẹp so với tầng chắn Rotalid Trong phạm vị hệ số sét/cát lớn 0.6 (hình 5-36), phát dầu khí có áp suất bão hịa trung bình, vùng rìa với hệ số sét/cát nhỏ 0.6 có áp suất bão hịa thấp Áp suất bão hòa giảm chắn lớp trầm tích Có số cấu tạo khơng bị phủ trầm tích Oligocen ( C+D) cấu tạo Đu Đủ, Chôm Chôm, Tam Đảo, Vải Thiều, Nho… phía Tây Nam bể, thường khơng chứa sản phẩm mà có dấu hiệu dầu khí 134 Hình 5-36 Sơ đồ phân bố hệ số sét cát điệp Oligocen bể Cửu Long [8] 5.3.2.2 Mối quan hệ theo diện với phân bố hệ số sét cát Oligocen Hệ số sét cát trầm tích Oligocen phân bố hẹp nhiều so với trầm tích Miocen Oligocen Phần lớn trầm tích tập trung phần trung tâm trũng sâu Bề dày trầm tích Oligocen vào khoảng từ 300 ÷ 400m có nơi đạt tới 1200m phổ biến 800m Độ sâu trầm tích Oligcoene từ khoảng 3200 m vùng rìa đạt tới 6000 m vùng trũng sâu, chí tới 7500m trũng Đông bạch Hổ 8000m trũng Bắc Bạch Hổ (Hình 5-37) Về đặc điểm thạch học, trầm tích Oligcoene chia làm phần Phần thường bao gồm sét kết màu nâu, nâu sậm nâu đen, xen kẹp lớp mỏng cát kết bột kết; với tỷ lệ sét khoảng 60-70%; phân bố trũng kéo dài theo phương ĐB-TN, liên tục nội trũng trũng trung tâm, Tây Bạch Hổ, Bắc Bạch Hổ, Đông Bạch Hổ trũng Đông Bắc Cửu Long phía Bắc Phần chủ yếu cát kết hạt trung đến thô sạn, sỏi cuội kết, chiếm tỷ lệ từ 20-50% Nhìn chung, cát kết, sạn, sỏi cuội kết có hạt vụn sắc cạnh, có độ mài trịn, chọn lọc kém, chứng tỏ trầm tích nhanh, từ dịng chảy có lượng cao, vị trí gần nguồn cung cấp vật liệu trầm tích Cuối giai đoạn chuyển sang chế độ lượng thấp (Đầm hồ) với việc hình thành lớp sét màu nâu nâu tối dày giàu vật liệu hữu 135 Hình 5-37 Sơ đồ phân bố hệ số sét cát điệp Oligocen dưới, bể Cửu Long [8] Trầm tích Oligcoene vắng mặt nhiều cấu tạo nâng cao vùng trung tâm bể bị bào mòn, vắng mặt vùng ven rìa khơng có trầm tích Trên sơ đồ địa chất, trầm tích Oligcoene bị phân chia thành nhiều khối phức tạp hệ thống đứt gãy chủ yếu theo hướng ĐB-TN Đ-T Sơ đồ phần bố hệ số sét/cát với đặc điểm phân bố đặc tính dầu khí phản ánh rõ phần trung tâm bể, với tỷ lệ sét cát lớn (tỷ lệ sét cát>0.6) nên có khả chắn bảo tồn dầu khí tốt, bảo tồn thông số dầu vỉa tốt Vùng rìa với hệ số sét/cát thấp nên khả bảo tồn dầu khí Chính vậy, mỏ dầu phát móng Oligcoene vùng ven rìa bể có áp suất bão hịa thấp SN, HXS, DM… 5.4 Phân vùng tiềm dầu khí bể Cửu Long Trên sở tổng kết phân bố đặc tính dầu vỉa, hướng di cư dầu khí đánh giá đá mẹ phân chia thành khu vực có tiềm dầu khí theo thứ tự sau: Khu vực trũng Bắc Bạch Hổ khu vực có diện tích lớn sâu nằm khu vực trung tâm bể Cửu Long Đá mẹ Oligocen giàu VLHC ngưỡng trưởng thành cao với đáy đá mẹ Oligocen ngưỡng 136 trưởng thành trưởng thành cao nguồn sinh dầu cho tồn bể Cửu Long Khu vực cịn có tầng chắn tốt nên bảo tồn dầu khí Khu vực trũng Đơng Bạch Hổ trũng có tiềm dầu khí xếp sau trũng Bắc Bạch Hổ Trũng có diện phân bố nhỏ trũng Bắc Bạch Hổ có phần thuộc rìa phía Nam Đông bể Cửu Long Tầng đá mẹ Oligocen đáy đá mẹ Oligocen giai đoạn cửa sổ tạo dầu, tiềm lớn thứ hai cung cấp dầu khí cho cấu tạo xung quanh Khu vực Bắc-Đông Bắc bể Cửu Long khu vực có tiềm dầu khí đá mẹ khu vực trũng Diamond rơi vào ngưỡng trưởng thành cao sinh dầu, diện tích phân bố hẹp nông nên tiềm sinh dầu khí bị hạn chế Tuy nhiên, khu vực nằm hướng phân bố dầu khí ĐB-TN khu vực di cư dầu khí từ trũng Bắc Bạch Hổ nên khu vực đón nhận dầu sinh chỗ với dịng dầu di cư Ngồi ra, khu vực vùng rìa phía Bắc Đơng Bắc có độ chắn nên khả bảo tồn dầu khí khơng cao Khu vực trũng Tây Bạch Hổ (tuy có diện tích phân bố rộng đá mẹ rơi vào ngưỡng trưởng thành cao nhiên đá mẹ khu vực nghèo khu vực khác bể gần bờ nên nguồn cung cấp trầm tích lục địa nhiều nghèo VLHC Ngồi ra, khu vực bị nén ép bị hoạt động phun trào, đá chứa chặt xít cấu tạo bị phá hủy hoạt động địa chất nên tiềm dầu khí khu vực khơng cao Đặc biệt phần Tây Nam bể bẫy chứa kém, khả chứa dầu bị hạn chế KẾT LUẬN 1) Đá mẹ Oligocen+ Eocen? (E+F) đóng vai trị trình sinh cung cấp dầu bể Cửu Long, tầng đá mẹ Oligocen (tập D)cũng góp phần sinh dầu phần đáy trũng sâu nơi đạt ngưỡng cửa sổ tạo dầu Do hình thành hai phức hệ chứa dầu Oligocen dưới+ móng (do đá mẹ Oligocen sinh ra) Miocen dưới+Oligocen (dòng dầu di cư từ đá mẹ 137 Oligocen qua đứt gẫy/chắn với dòng dầu sinh từ đáy đá mẹ Oligocene trũng sâu) 2) Dầu khí chủ yếu phân bố theo quy luật thuận (ít diễn phân bố lại) tương ứng địa tầng đá mẹ phần có phân bố lại hydrocarbon số phân vị địa tầng (nơi khơng có lớp chắn đứt gãy qua) chủ yếu ven rìa phần đới chuyển tiếp Cụ thể là: áp suất bão hịa tỷ lệ dầu khí cao phần trung tâm, trung bình đới chuyển tiếp giảm nhanh vùng rìa; Ngược lại, tỷ trọng, độ nhớt dầu phần trung tâm lại có giá trị thấp nhất, trung bình đới chuyển tiếp cao đới ven rìa 3) Các vỉa condensat phát bể Cửu Long chủ yếu trình phân bố lại dầu khí (ĐB Rồng, RD, TGT, DM, PD ) Chỉ có vài cấu tạo nằm sát trũng Bắc Bạch Hổ phía Bắc trũng Đơng Bạch Hổ phản ánh sản phẩm sinh từ đới sinh condensat khí ẩm 4) Dầu khí bể Cửu Long sinh ra, nên trình lấp đầy vào bẫy trung tâm nơi gần vùng sinh với tiềm dầu khí cao dịch chuyển vùng chuyển tiếp vùng ven rìa KIẾN NGHỊ: ➢ Cần thiết phải xây dựng mơ hình dịng nhiệt (HF) cho bể Cửu Long để có sở xác hóa mơ hình địa hóa 2D 3D Petromod dự đốn xác hướng cư tiềm dầu khí Đặc biệt, để phản ánh đới sinh dầu khí phù hợp với chế độ nhiệt vị trí phân bố không gian tầng đá mẹ sinh dầu TÀI LIỆU THAM KHẢO Cao Văn Đạo nnk "Nghiên cứu tổng hợp kết phân tích giếng khoan có TTPTTN dựa tài liệu Địa tầng, Địa hóa, Thạch học chất lưu trầm tích Oligocen-Miocen lơ 01&02," Đề cấp Viện, TP HCM, 2015 138 Nguyễn Hiệp người khác, Địa chất tài nguyên dầu khí Việt Nam, 2007 Nguyễn Vi Hùng Hồng Mạnh Tấn, "Dự đốn tính chất vật lý dầu vỉa tương quan thực nghiệm PVT," in Viện Dầu Khí :25 năm xây dựng trưởng thành, 2003 Nguyễn Mạnh Hùng, Đặng Ngọc Thụy, Đặng Tuấn Nhật Biện Văn Tráng, "Đánh giá mức độ nhiễm bẩn dung dịch khoan gốc dầu tính tốn thành phần dầu khơng nhiễm bẫn," Tạp chí Dầu Khí, pp 38-41, 1/2015 Nguyễn Thanh Lam nnk, "Nghiên cứu phân bố, đặc điểm môi trường trầm tích dự báo chất lượng đá chứa trầm tích tập E, F cổ Oligocen bể trầm tích Cửu Long," 2014 Bùi Thị Luận, "Đới trưởng thành vật liệu hữu trình sinh dầu khí bể Cửu Long," in Science & Technology development, Vol 12, Đại Học Quốc Gia , TP HCM, 2009 Bùi Thị Luận, "Các tầng đá mẹ bể Cửu Long thuộc thềm lục địa ViệtNam," Petrovietnam, 1/2013 Bùi Thị Luận, "Tiềm Dầu Khí tầng đá mẹ bể Cửu Long- Luận án TS," Đại Học Bách Khoa TPHCM, 2009 Trần Công Tào, Quá trình sinh thành hydrocarbon trầm tích Đệ Tam bể Cửu Long- Luận án Tiến Sĩ, Đại học mỏ Địa chất, 1996 10 Nguyễn Quyết Thắng, "Bể Cửu Long: Những vấn đề then chốt thăm dò dầu khi," in Hội Nghị Khoa học công nghệ" 30 năm Dầu Khí Việt Nam: Cơ hội mới, thách thức mới", 2005 11 Nguyễn Trọng Tín nnk, "Đánh giá tiêm dầu khí vùng biển thềm lục đia Việt Nam, đề tài nhánh " Đánh giá tiềm dầu khí bể Cửu Long"," Viện Dầu Khí, Hà Nội, 2013 12 Hồng Đình Tiến, Địa chất dầu khí phương pháp tìm kiếm, thăm dị, theo dõi mỏ, Đại Học Quốc Gia TPHCM, 2012 13 Hồng Đình Tiến Nguyễn Thúy Quỳnh, "Đặc điểm phân bố vỉa dầu mỏ Bạch Hổ," Tạp chí dầu khí số 6, 2004 14 Hồng Đình Tiến Nguyễn Việt Kỳ, Địa Hóa Dầu Khí, Nhà xuất đại học quốc gia TPHCM, 2012 15 Hồng Đình Tiến Hồng Thị Xn Hương, "Nguồn Gốc điều kiện sinh thành dầu, condensat khí bể Cửu Long Nam Cơn Sơn," Tạp chí Dầu khí số 1, pp 26-32, 2013 16 Phạm Thị Tốn, Võ thị Hải Quan, Phan Văn Thắng, "Một số kết nghiên cứu đá sinh dầu thô bể Cửu Long," in Tuyển tập báo cáo hội nghị KHCN" Viện Dầu Khí 25 năm xây dựng trưởng thành, Hà nội, 2003 139 17 Nguyễn Hữu Trung, Nguyễn Thị Dậu, Bùi thị Ngọc Phương, Nguyễn Mạnh Hùng, Nguyễn Hồng Minh, "Giáo Trình: Các phương pháp phân tích dầu khí," Viện Dầu Khí, 2015 18 Chu Đức Quang nnk"Hệ thống hóa kết phân tích mẫu giếng khoan có TTPTTN đánh giá đặc điểm địa tầng, thạch học, địa hóa chất lưu trầm tích Oligoxen-Mioxen sớm lơ 16.1," Đề tài cấp Viện 2010, TP HCM, 19 Võ Thị Hải Quan nnk "Nghiên cứu tổng hợp kết phân tích giếng khoan có TTPTTN dựa tài liệu Địa tầng, Địa hóa, Thạch học chất lưu trầm tích Oligocen-Miocen lơ 15-1/05 15-2," Đề cấp Viện, TP HCM, 2013 20 Tarek Ahmed, Equation of Stage and PVT analysis, 2007 21 J.M Cubitt; W.A England; S.R Larter, "Understanding Petroleum Reservoir : towards an intergated reservoir Engineering and Geochemical approach," Geological Society Special Publication No 237, no The Geological Society London, 2004 22 W.A England, Reservoir geochemistry- A reservoir engineering perspective, 2005 23 Karen Schou Perdersen and Petr L Christensen, Phase Behavious of Petroleum Reservoir Fluids, 2007 24 Daniel Palmowski , Basin Analysis & Petroleum System Modeling from- input toout put( tài liệu khóa học), Schlumberger Aachen Technology center for Petroleum System Modeling, November 2014 25 Kenneth E Peters, Clifford C Walters and J.Michael Moldowan, The Biomarker Guide, Volume Biomarkers and Isotopes inthe Enviroment and Humen History, Cambridge University Press, 2005 26 K.F.M Thompson, "Light hydrocarbons in subsurface sediments," Geochemica et cosmochimica acia, vol 43, no Pergamon press Ltd, Great Britain, pp 657672, 1979 27 K.F.M Thompson, "Classification and thermal history of petroleum based on light component," Geochemical et Cosmochimica Acta , vol 47, pp 303-316, 1983 28 J Verweij, "Hydrocarbon Migration systems analysis," in Developments in Petroleum Science 35, Elsevier, Amsterdam-London-NewYork-Tokyo, 1993 140 Phụ lục 1: Bảng tổng kết thơng số phân tích PVT bể Cửu Long Tầng chứa Áp suất bão hòa Ps Nhiệt độ vỉa Tr Tỷ xuất khí dầu GOR Hệ số thể tích Bo Tỷ trọng dầu Độ nén dầu @ Ps Co g/cc Độ nhớt dầu vỉa @Ps Psig oF Scf/Stb Miocen 92 171 1.016 0.921 4.65E-06 cp 47 Miocen 110 181 1.012 0.88 5.04E-06 21 Miocen 156 169 1.044 0.934 4.31E-06 204 Miocen 175 172 1.047 0.923 4.05E-06 77 Miocen 575 177 164 1.115 0.819 6.11E-06 2.76 Miocen 690 211 150 1.168 0.773 7.11E-06 1.07 Miocen 878 209 341 1.239 0.696 9.75E-06 0.72 Miocen 890 163 242 1.189 0.778 7.04E-06 1.93 Miocen 1,018 178 350 1.235 0.863 5.48E-06 8.59 Miocen 1,019 185 375 1.309 0.745 8.98E-06 0.81 Miocen 1,025 176 328 1.25 0.75 7.93E-06 1.15 Miocen 1,045 183 376 1.31 0.747 8.61E-06 0.78 Miocen 1,100 187 309 1.214 0.854 5.52E-06 7.42 Miocen 1,140 185 444 1.32 0.744 9.12E-06 0.79 Miocen 1,160 187 326 1.259 0.815 6.34E-06 3.07 Miocen 1,245 176 335 1.221 0.721 9.50E-06 0.65 Miocen 1,260 184 466 1.33 0.737 9.12E-06 0.67 Miocen 1,360 184 479 1.338 0.732 1.00E-05 0.76 Miocen 1,470 187 535 1.381 0.725 9.48E-06 0.69 Miocen 1,613 167 465 1.323 0.858 5.50E-06 8.61 Miocen 1,705 211 517 1.37 0.72 9.53E-06 0.9 Miocen 1,705 211 517 1.37 0.72 9.53E-06 0.9 Miocen 1,775 174 512 1.351 0.772 8.45E-06 1.07 Miocen 1,865 224 598 1.452 0.69 1.17E-05 0.55 Miocen 1,970 228 703 1.485 0.671 1.33E-05 0.48 Miocen 2,090 175 662 1.438 0.737 1.01E-05 0.79 Miocen 2,120 223 631 1.441 0.685 1.28E-05 0.54 Miocen 2,125 226 793 1.549 0.677 1.28E-05 0.48 Miocen 2,170 196 746 1.473 0.687 1.13E-05 0.64 Miocen 2,175 225 810 1.546 0.664 1.33E-05 0.46 Miocen 2,185 228 788 1.525 0.668 1.24E-05 0.5 Miocen 2,220 200 723 1.45 0.675 1.10E-05 0.62 Miocen 2,230 225 820 1.593 0.669 1.31E-05 0.52 Miocen 2,240 183 727 1.439 0.719 1.12E-05 0.8 Miocen 2,265 215 0.704 1.09E-05 Miocen 2,267 196 739 1.43 0.691 1.00E-05 0.64 Miocen 2,275 226 800 1.597 0.659 1.40E-05 0.44 Miocen 2,300 212 907 1.615 0.656 1.39E-05 0.46 Miocen 2,355 228 885 Miocen 2,395 196 781 1.481 0.68 1.07E-05 0.6 Miocen 2,405 167 726 1.516 0.649 1.66E-05 0.5 Miocen 2,430 225 937 1.631 0.65 1.51E-05 0.4 Miocen 2,435 228 923 1.621 0.654 1.46E-05 0.46 0.666 141 Miocen 2,435 222 878 1.506 0.712 1.06E-05 0.73 Miocen 2,440 184 866 1.561 0.756 6.74E-06 1.14 Miocen 2,482 196 818 1.47 0.687 1.11E-05 0.64 Miocen 2,519 174 798 1.431 0.687 1.28E-05 0.52 Miocen 2,530 226 1,015 1.709 0.652 1.56E-05 0.42 Miocen 2,680 203 919 1.589 0.678 1.18E-05 0.55 Miocen 2,705 221 1,070 1.716 0.637 1.56E-05 0.44 Oligocen 250 214 58 1.062 0.827 5.95E-06 7.08 Oligocen 662 214 219 1.169 0.817 6.46E-06 5.56 Oligocen 1,160 250 357 1.345 0.69 1.16E-05 0.51 Oligocen 1,310 241 392 1.331 0.716 1.02E-05 0.62 Oligocen 1,310 241 395 1.344 0.717 1.03E-05 0.6 Oligocen 1,340 234 364 1.317 0.7 1.03E-05 0.55 Oligocen 1,347 219 418 1.287 0.738 7.96E-06 0.98 Oligocen 1,410 215 437 1.313 0.722 9.40E-06 0.72 Oligocen 1,649 218 514 1.312 0.715 9.97E-06 0.74 Oligocen 1,725 199 476 1.342 0.724 9.55E-06 0.73 Oligocen 1,728 234 699 1.549 0.659 1.43E-05 0.44 Oligocen 1,880 235 723 1.536 0.65 1.51E-05 0.43 Oligocen 1,935 239 592 1.444 0.695 1.22E-05 0.54 Oligocen 2,140 241 841 1.619 0.655 1.47E-05 0.47 Oligocen 2,250 637 1.438 0.707 1.12E-05 0.65 Oligocen 2,935 236 1,083 1.754 0.63 1.72E-05 0.42 Oligocen 3,268 236 1,262 1.761 0.629 1.81E-05 0.41 Oligocen 304 230 45 1.129 0.76 7.24E-06 1.25 Oligocen 935 211 173 1.168 0.785 7.51E-06 1.77 Oligocen 1,104 230 208 1.206 0.768 7.71E-06 1.31 Oligocen 1,110 237 243 1.234 0.746 8.40E-06 0.85 Oligocen 1,115 231 228 1.211 0.743 8.60E-06 0.91 Oligocen 1,150 231 232 1.228 0.737 8.45E-06 0.83 Oligocen 1,150 237 260 1.233 0.745 9.29E-06 0.83 Oligocen 1,255 232 370 1.32 0.701 1.10E-05 0.54 Oligocen 1,340 231 287 1.249 0.734 8.96E-06 0.92 Oligocen 1,525 230 374 1.292 0.715 9.47E-06 0.72 Oligocen 2,185 221 505 1.333 0.736 9.36E-06 0.85 Oligocen 2,694 244 732 1.552 1.16E-05 0.43 Oligocen 2,732 216 850 1.53 0.679 1.26E-05 0.52 Oligocen 2,825 286 885 1.633 0.629 1.76E-05 0.37 Oligocen 2,900 225 880 1.532 0.676 1.35E-05 0.5 Oligocen 2,945 244 817 1.59 0.647 1.48E-05 0.51 Oligocen 3,060 226 832 1.614 0.674 1.40E-05 0.43 Oligocen 3,370 226 920 1.655 0.663 1.42E-05 0.47 Oligocen 4,755 310 Oligocen 4,909 302 Oligocen 4,920 349 Móng granite 280 277 95 1.109 0.72 9.44E-06 0.67 Móng granite 420 277 116 1.122 0.717 9.96E-06 0.55 Móng granite 429 266 84 1.17 0.732 8.20E-06 0.7 142 Móng granite 535 266 101 1.18 0.726 9.20E-06 0.69 Móng granite 710 241 141 1.133 0.765 8.15E-06 1.16 Móng granite 730 241 143 1.136 0.767 7.99E-06 1.32 Móng granite 850 270 186 1.228 0.733 8.88E-06 0.72 Móng granite 945 266 167 1.213 0.714 9.57E-06 0.62 Móng granite 950 266 168 1.214 0.713 9.34E-06 0.58 Móng granite 1,025 270 216 1.242 0.731 1.03E-05 0.71 Móng granite 1,070 300 221 1.268 0.721 9.88E-06 0.64 Móng granite 1,120 253 258 1.254 0.729 9.47E-06 0.82 Móng granite 1,130 191 192 1.175 0.83 6.05E-06 6.92 Móng granite 1,230 300 277 1.306 0.712 1.10E-05 0.6 Móng granite 1,270 270 277 1.287 0.716 1.01E-05 0.7 Móng granite 1,355 253 311 1.293 0.744 8.40E-06 0.74 Móng granite 1,450 263 327 1.301 0.723 9.99E-06 0.64 Móng granite 1,465 201 362 1.288 0.737 8.21E-06 0.91 Móng granite 1,700 266 346 1.311 0.712 1.03E-05 0.68 Móng granite 1,800 300 458 1.432 0.691 1.21E-05 0.56 Móng granite 1,925 207 461 1.321 0.723 9.89E-06 0.63 Móng granite 1,940 201 467 1.325 0.714 9.61E-06 0.67 Móng granite 2,465 316 738 1.528 0.642 1.64E-05 0.43 Móng granite 2,590 198 672 1.418 0.7 1.08E-05 0.57 Móng granite 2,600 203 715 1.429 0.642 1.50E-05 0.4 Móng granite 2,610 279 0.683 1.30E-05 Móng granite 2,613 279 642 1.491 0.684 1.22E-05 0.54 Móng granite 2,630 204 649 1.391 0.702 1.08E-05 0.6 Móng granite 2,695 214 749 1.479 0.684 1.21E-05 0.57 Móng granite 2,705 310 0.636 1.76E-05 Móng granite 2,720 306 744 1.534 0.618 1.65E-05 Móng granite 2,755 198 745 1.471 0.677 1.14E-05 0.6 Móng granite 2,868 235 833 1.54 0.671 1.36E-05 0.49 Móng granite 3,015 235 908 1.543 0.674 1.45E-05 0.5 Móng granite 3,030 212 808 1.503 0.684 1.23E-05 0.55 Móng granite 3,035 256 794 1.541 0.675 1.39E-05 0.55 Móng granite 3,045 204 848 1.5 0.684 1.11E-05 0.55 Móng granite 3,115 212 831 1.51 0.681 1.26E-05 0.54 Móng granite 3,150 261 834 1.566 0.641 1.54E-05 0.38 Móng granite 3,154 259 894 1.591 0.646 1.51E-05 0.4 Móng granite 3,185 259 898 1.602 0.646 1.43E-05 0.39 Móng granite 3,190 198 822 1.486 0.679 1.30E-05 0.56 Móng granite 3,215 256 806 1.544 0.674 1.43E-05 0.54 Móng granite 3,245 254 928 1.646 0.631 1.76E-05 0.4 Móng granite 3,258 266 889 1.616 0.641 1.49E-05 0.48 Móng granite 3,350 279 927 1.663 0.625 1.55E-05 0.37 Móng granite 3,420 266 872 1.616 0.674 1.43E-05 0.52 Móng granite 3,565 207 902 1.542 0.665 1.37E-05 0.48 Móng granite 3,730 304 1,157 1.825 0.57 2.27E-05 0.27 Móng granite 3,930 249 1,260 1.806 0.619 1.71E-05 0.42 Móng granite 3,940 305 0.591 2.04E-05 0.39 143 Móng granite 4,040 307 1,097 1.742 0.625 1.68E-05 Móng granite 4,060 275 1,222 1.851 0.595 2.02E-05 0.35 Móng granite 4,095 273 1,358 1.883 0.614 1.92E-05 0.41 Móng granite 4,130 284 1,391 1.917 0.609 1.95E-05 0.36 Móng granite 4,140 310 1,175 1.798 0.584 2.06E-05 0.33 Móng granite 4,160 284 1,415 1.937 0.606 1.95E-05 0.38 Móng granite 4,230 320 Móng granite 4,255 265 1,334 1.882 0.595 1.89E-05 0.35 Móng granite 4,260 284 1,331 1.885 0.596 1.87E-05 0.35 Móng granite 4,260 284 1,333 1.887 0.596 2.09E-05 0.35 Móng granite 4,267 329 1,487 1.982 0.547 2.57E-05 0.28 Móng granite 4,267 329 1,487 1.982 0.547 2.57E-05 0.28 Móng granite 4,420 270 1,355 1.841 0.603 1.78E-05 0.3 Móng granite 4,435 260 1,395 1.862 0.642 1.70E-05 0.4 Móng granite 4,455 270 1,477 1.936 0.595 2.05E-05 0.3 Móng granite 4,470 270 1,562 2.002 0.585 2.12E-05 0.27 Móng granite 4,480 255 1,365 1.857 0.644 1.66E-05 0.4 Móng granite 4,490 334 1,592 2.021 0.522 3.19E-05 0.25 Móng granite 4,490 334 1,592 2.021 0.522 3.19E-05 0.25 Móng granite 4,540 270 1,568 1.986 0.587 2.12E-05 0.28 Móng granite 4,540 250 1,504 1.884 0.594 2.06E-05 0.33 Móng granite 4,675 261 1,540 2.008 0.557 2.45E-05 0.25 Móng granite 4,675 261 1,540 2.008 0.557 2.45E-05 0.25 Móng granite 4,700 262 1,736 2.068 0.545 2.67E-05 0.24 Móng granite 4,700 262 1,736 2.068 0.545 2.67E-05 0.24 Móng granite 4,755 288 1,574 2.009 0.596 2.29E-05 0.38 Móng granite 4,770 293 1,564 1.996 0.569 2.26E-05 0.28 Móng granite 4,850 242 1,606 1.924 0.608 2.05E-05 0.39 Móng granite 4,860 277 1,603 1.989 0.574 2.08E-05 0.3 Móng granite 4,892 250 1,832 2.049 0.584 2.05E-05 0.31 Móng granite 4,940 242 1,670 1.993 0.599 1.96E-05 0.38 Móng granite 4,960 301 1,735 2.133 0.573 2.67E-05 0.37 Móng granite 4,992 241 10,711 Móng granite 5,007 239 1,762 2.013 0.568 2.34E-05 0.31 Móng granite 5,007 239 1,762 2.013 0.568 2.34E-05 0.31 Móng granite 5,035 270 1,717 2.002 0.58 2.10E-05 0.28 Móng granite 5,210 235 0.654 1.45E-05 Móng granite 5,300 311 Móng granite 5,610 311 2.11E-05 2,079 2.256 0.574 2.32E-05 0.28 144 ... vỉa, địa hóa dầu địa hóa đá mẹ Qua trình tổng hợp khảo sát số liệu đặc tính dầu vỉa (PVT) địa hóa làm sáng tỏ tranh đặc điểm phân bố dầu khí bể Cửu Long Căn vào di sinh học hóa học dầu vỉa VLHC, đặc. .. tính chất dầu khí sở nghiên cứu số liệu PVT địa hóa bể Cửu Long? ?? Kết đề tài làm sáng tỏ quy luật biến đổi đặc tính dầu khí vỉa, phân bố dầu khí bể Cửu Long đặt mối quan hệ khăng khít với đặc điểm. .. HỌC BÁCH KHOA NGUYỄN MẠNH HÙNG “ĐẶC ĐIỂM PHÂN BỐ TÍNH CHẤT DẦU KHÍ TRÊN CƠ SỞ NGHIÊN CỨU SỐ LIỆU PVT VÀ ĐỊA HÓA TRONG BỀ CỬU LONG? ?? Chuyên ngành: Kỹ thuật Dầu Khí Mã số chuyên ngành: 62520604 Phản