Đang tải... (xem toàn văn)
LỜI MỞ ĐẦU Ngày nay, tài nguyên khoáng sản ở Việt Nam khá đa dạng và phong phú. Với khoảng 40 loại tài nguyên khoáng sản khác nhau: từ khoáng sản phi kim loại, khoáng sản năng lượng, vật liệu xây dựng đến khoáng sản kim loại. Tuy nhiên, tài nguyên khoáng sản ở Việt Nam có trữ lượng không quá lớn, phân bố lại không tập trung điển hình như là dầu khí, than khoáng, bauxite, Apatite,… Tại vùng biển Việt Nam rộng hơn 1 triệu km2 trong đó có khoảng 500.000 km2 là triển vọng về dầu khí. Trữ lượng ngoài khơi chiểm khoảng 25% trữ lượng dưới đáy biển Đông. Có thể khai thác được từ 3040 ngàn thùngngày (mỗi thùng 159 lít) tương đương 20 triệu tấnnăm. Trong đó, tổng trữ lượng dầu khí có khả năng thương mại chiếm khoảng 67% tổng tài nguyên đã được phát hiện. Là nguồn tài nguyên quan trọng hàng đầu, tích tụ trong các bể trầm tích như: Sông Hồng, Phú Khánh, nhóm bể Trường Sa, Nam Côn Sơn, Cửu Long, Malay Thổ chu, Tư Chính Vũng Mây… Với sản lượng khai thác dầu khí như hiện nay, Việt Nam đứng thứ ba Đông Nam Á chỉ sau Indonesia và Malaysia. Khác với bể Cửu Long, Sông Hồng và Nam Côn Sơn, tại các bể trầm tích khu vực quần đảo Hoàng Sa,Trường Sa và bể Tư Chính – Vũng mây hầu như không nhận được nguồn cung cấp vật liệu từ các sông cổ bắt nguồn từ lục địa như sông Hồng, sông Cửu Long, mà chỉ từ các nguồn hạn hẹp trong các vùng nâng địa phương, loại vật liệu từ các khối nhô gần kề cận dẫn đến sự thành tạo trầm tích trong điều kiện bù thiếu. Mục tiêu nghiên cứu Xác định đặc điểm cấu trúc, lịch sử thành tạo của khu vực Tư Chính – Vũng Mây, quần đảo Hoàng Sa và Trường Sa. Từ đó đưa ra tiềm năng dầu khí ở mỗi bể. I. TỔNG QUAN NGHIÊN CỨU KHU VỰC Biển Đông Việt Nam là một vùng biển ẩn chứa nguồn tài nguyên vô cùng phong phú, nhưng cũng có không ít những vấn đề phức tạp về tranh chấp lãnh hải của các nước xung quanh trong thời gian qua. Việc nghiên cứu về Biển Đông gặp nhiều trở ngại. Trong những năm gần đây trên vùng biển Việt Nam, bằng các dự án trong nước và các hợp tác quốc tế, đã có thêm rất nhiều kết quả điều tra, khảo sát mới về địa chất địa vật lý biển với độ chi tiết và chính xác cao, đặc biệt là tài liệu địa chấn thăm dò. Đề tài có khả năng và dự kiến khai thác các nguồn tài liệu địa chấn mới từ các dự án khảo sát thăm dò dầu khí (cho đến thời điểm hiện tại), đó là: CSL07, 08; JMSU05, 07. Đó là những nguồn số liệu khảo sát mới nhất, rất có giá trị bổ sung vào nghiên cứu chi tiết và chính xác hóa cấu trúc kiến tạo khu vực và cần được nghiên cứu, sử dụng hiệu quả. Hơn nữa việc nghiên cứu, quá trình phát triển địa chất của các bể trầm tích được đánh giá là vô cùng quan trọng trong công cuộc thăm dò khai thác tài nguyên dầu khí cùng khoáng sản, góp phần xây dựng và phát triển đất nước. Trong các bể trầm tích có tiềm năng dầu khí phân bố cả ở trên đất liền và ngoài khơi, nhóm em quyết định chọn phân tích, đánh giá quá trình hình thành của các bể Tư Chính Vũng Mây, Trường Sa và Hoàng sa.
ĐẠI HỌC QUỐC GIA THÀNH PHỐ HỒ CHÍ MINH TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA KHOA KỸ THUẬT ĐỊA CHẤT VÀ DẦU KHÍ NĂM HỌC 2021 – 2022 -* - BÁO CÁO TIỂU LUẬN MÔN : ĐỊA CHẤT VÀ TÀI NGUYÊN DẦU KHÍ VIỆT NAM ĐỀ TÀI: Phân tích đặc điểm, tiềm bể trầm tích Tư Chính – Vũng Mây, Trường Sa, Hồng Sa GVHD1: PGS.TS Ngơ Thường San MỤC LỤC DANH MỤC HÌNH ẢNH DANH MỤC BẢNG BIỂU LỜI MỞ ĐẦU Ngày nay, tài nguyên khoáng sản Việt Nam đa dạng phong phú Với khoảng 40 loại tài nguyên khoáng sản khác nhau: từ khoáng sản phi kim loại, khoáng sản lượng, vật liệu xây dựng đến khoáng sản kim loại Tuy nhiên, tài nguyên khoáng sản Việt Nam có trữ lượng khơng q lớn, phân bố lại khơng tập trung điển dầu khí, than khống, bauxite, Apatite,… Tại vùng biển Việt Nam rộng triệu km2 có khoảng 500.000 km2 triển vọng dầu khí Trữ lượng ngồi khơi chiểm khoảng 25% trữ lượng đáy biển Đơng Có thể khai thác từ 30-40 ngàn thùng/ngày (mỗi thùng 159 lít) tương đương 20 triệu tấn/năm Trong đó, tổng trữ lượng dầu khí có khả thương mại chiếm khoảng 67% tổng tài nguyên phát Là nguồn tài nguyên quan trọng hàng đầu, tích tụ bể trầm tích như: Sơng Hồng, Phú Khánh, nhóm bể Trường Sa, Nam Côn Sơn, Cửu Long, Malay- Thổ chu, Tư Chính- Vũng Mây… Với sản lượng khai thác dầu khí nay, Việt Nam đứng thứ ba Đông Nam Á sau Indonesia Malaysia Khác với bể Cửu Long, Sông Hồng Nam Côn Sơn, bể trầm tích khu vực quần đảo Hồng Sa,Trường Sa bể Tư Chính – Vũng mây khơng nhận nguồn cung cấp vật liệu từ sông cổ bắt nguồn từ lục địa sông Hồng, sông Cửu Long, mà từ nguồn hạn hẹp vùng nâng địa phương, loại vật liệu từ khối nhô gần kề cận dẫn đến thành tạo trầm tích điều kiện bù thiếu Mục tiêu nghiên cứu Xác định đặc điểm cấu trúc, lịch sử thành tạo khu vực Tư Chính – Vũng Mây, quần đảo Hồng Sa Trường Sa Từ đưa tiềm dầu khí bể I TỔNG QUAN NGHIÊN CỨU KHU VỰC Biển Đông Việt Nam vùng biển ẩn chứa nguồn tài nguyên vô phong phú, có khơng vấn đề phức tạp tranh chấp lãnh hải nước xung quanh thời gian qua Việc nghiên cứu Biển Đông gặp nhiều trở ngại Trong năm gần vùng biển Việt Nam, dự án nước hợp tác quốc tế, có thêm nhiều kết điều tra, khảo sát địa chất- địa vật lý biển với độ chi tiết xác cao, đặc biệt tài liệu địa chấn thăm dị Đề tài có khả dự kiến khai thác nguồn tài liệu địa chấn từ dự án khảo sát thăm dị dầu khí (cho đến thời điểm tại), là: CSL-07, 08; JMSU-05, 07 Đó nguồn số liệu khảo sát nhất, có giá trị bổ sung vào nghiên cứu chi tiết xác hóa cấu trúc kiến tạo khu vực cần nghiên cứu, sử dụng hiệu Hơn việc nghiên cứu, trình phát triển địa chất bể trầm tích đánh giá vô quan trọng công thăm dị khai thác tài ngun dầu khí khống sản, góp phần xây dựng phát triển đất nước Trong bể trầm tích có tiềm dầu khí- phân bố đất liền ngồi khơi, nhóm em định chọn phân tích, đánh giá q trình hình thành bể Tư Chính- Vũng Mây, Trường Sa Hồng sa 1.Vị trí địa lý khu vực 1.1 Bể Tư chính- Vũng mây Hình Bể Tư Chính-Vũng Mây Bể trầm tích Tư Chính-Vũng Mây có đặc điểm địa chất phức tạp, hoạt động kiến tạo núi lửa ảnh hưởng đến trình lắng động trầm tích Khu vực nghiên cứu Tư Chính-Vũng Mây vùng nước sâu xa bờ, nằm thềm lục địa Đông Nam Việt Nam Tiếp giáp phía Bắc bể trầm tích Phú Khánh Đới tách giãn Biển Đơng, phía Đơng bể trầm tích Trường Sa, phía Nam vùng biển Brunei Philipin, cịn phía Tây bể trầm tích dầu khí Nam Cơn Sơn Có diện tích rộng khoảng 60.000 km bao gồm lỗ 132, 133, 134, 135, 136, 156, 157, 158, 159, 160 Mực nước biển khu vực nghiên cứu thay đổi từ vài chục mét bãi ngầm đến 2,800 m trũng sâu Trong phần lớn diện tích lơ 133 134 phần Tây Bắc lũ 135, phần Tây lơ 157, góc Tây Bắc lơ 158 có mực nước biển thơng 1.000 m Tại có bãi đá ngầm, bãi cạn Vũng Mây, Huyền Trân, Quế Đường Phúc Nguyên Tư Chinh, số đảo Đi Tây, Trường Sa.vv Địa hình đáy biển khu vực nghiên cứu thay đổi nhanh diện bề mặt gồ ghề hoạt động núi lửa cổ đại với đới thành tạo carbonat ám tiêu san hơ Chế độ thủy triều dịng chảy đáy thay đổi phụ thuộc vào gió mùa Tây Nam Đông Bắc Hằng năm, thường xảy nhiều đợt mưa bão với cường độ mạnh Khu vực đánh giá có tiềm dầu khí thềm lục địa Việt Nam (Hình 1) Hình Sơ đồ vị trí bể Tư Chính-Vũng Mây 1.2 Bể trầm tích Trường Sa Hình Bể trầm tích Trường Sa Quần đảo Trường Sa (QĐTS) nằm phía Đơng Nam Biển Đông Việt Nam, bao gồm huyện đảo Trường Sa nước ta Vùng nghiên cứu khống chế vĩ tuyến 6930- 12°00' Bắc khoảng kinh tuyến từ 111°30' tới 117 020" Đơng (hình 2) Phía Bắc giáp vùng Trung tâm Biển Đơng, phía Đơng giáp vùng biển Philipin Malaysia; phía Nam giáp khu vực Tư Chính- Vũng Mây phía Tây giáp bể Phú Khánh Diện tích khu vực nghiên cứu khoảng 190,000 km gồm đảo nổi, đảo ngầm, bãi đá ngầm nằm trải dài theo hình elip có trục theo phương Đông Bắc- Tây Nam bao quanh vùng nước có chiều sâu khác Trong khu vực này, đảo gần đất liền đảo Trường Sa, cách Vịnh Cam Ranh khoảng 450km cách đảo Phú Quý khoảng 400 km Theo số liệu thống kê năm 1993, khu vực Trường Sa có khoảng 134 đảo bãi ngầm Tổng bề dày trầm tích Cenozoic bể trầm tích Trường Sa phổ biến từ 20003000 m, nơi sâu đạt đến 5000 m Về địa hình đáy biển, khu vực quần đảo Trường Sa có đặc trưng miền núi ngầm, độ sâu nước biển thay đổi từ vài trăm mét tới hàng ngàn mét (2.000-3.000m, 3.000m-4.000m tới 4.000m) Đáy biển thường có dịng chảy ngầm tạo thành hình cưa lớn quan sát mặt cắt địa chấn Đồng thời, theo tài liệu quan sát đo đạc đáy biển, dịng chảy ngầm có hướng từ Tây sang Đơng ngồi khơi xa chúng chảy phía Đơng Bắc Sự phân chia đới nảy thông tin quan trọng để lựa chọn công nghệ tiến hành cơng tác thăm dị dầu khí Theo số liệu quan trắc khí tượng thuỷ văn quần đảo Trường Sa số trạm quan trắc khác biển Đông cho thấy quần đảo Trường Sa nằm vùng khí hậu gió mùa xích đạo, biến đổi theo mùa Nhiệt độ trung bình năm khoảng 28 C, cao vào tháng tháng 10, Độ ẩm khơng khí tương đối cao (quanh năm khoảng 82%) Tuy nhiên, theo lượng mưa chia làm mùa: mùa khô từ tháng đến tháng 6, mùa mưa từ tháng đến tháng 12 với lượng mưa trung bình 1.100- 1.200 mm/năm Chế độ gió khu vực Trường Sa có mùa gió mùa Đơng Bắc vào mùa đơng gió Tây Nam vào mùa hè Tốc độ gió trung bình 5,9 m/s, cao 7,4m/s vào tháng cực đại 8,3 m/s vào tháng 12 Từ tháng đến tháng thường có nhiều giơng bão lớn Chế độ thủy triều khu vực không ngày, mức chênh lệch triều cường triều kiệt khoảng 2,2-2,4 m Lúc triều lên bãi đá đảo san hơ bị chìm ngập dễ gây nguy hiểm cho tàu bè qua lại Hình Bản đồ vùng nghiên cứu Bể trầm tích Trường Sa 1.3 Bể trầm tích Hồng Sa Hình Bể trầm tích Hoàng Sa Quần đảo Hoàng Sa nằm thềm lục địa miền trung Việt Nam từ khoảng 15° 20' đến 17° 30' Bắc, 109° 30' đến 1140 Đơng Có diện tích khoảng 70.000 km2, nằm phía Đơng Đới nâng Tri Tơn ngồi khơi cửa Vịnh Bắc Bộ, có huyện đảo Hồng Sa Việt Nam Ranh giới phía Bắc bể Trũng Đơng Bắc Tri Tơn Trũng Yacheng (Trung Quốc), phía Đơng Đới tách giãn Biển Đơng, phía Nam bể trầm tích Phú Khánh phía Tây Đới nâng Tri Tơn Bể nằm vùng nước sâu, Độ sâu nước biển nơi sâu lên tới 3500 m, nằm có phương cấu trúc vng góc với địa lũy Tri Tơn Nhóm bể Hồng Sa bao gồm lơ từ 140 đến lơ 146 phần phía Đơng lô Quần đảo gồm 37đảo, đá, bãi cạn, bãi ngầm số đối tượng địa lý khác thuộc huyện Hoàng Sa, thành phố Đà Nẵng Quần đảo Hoàng Sa nắm Việt Nam (Đà Nẵng) quần đảo Philipin (Đảo Luzon), hoàn toàn thuộc thềm lục địa vùng đặc quyền kinh tế (giới hạn đường 200 hải lý) Việt Nam (Hình 3) 10 Hình 57 Sơ đồ phân bố đứt gãy nhóm bể Hồng Sa (VPI, 2012) 1.3 Lịch sử phát triển địa chất Nhóm bể Hồng Sa bể trầm tích Đệ Tam, hình thành hoạt động tách giãn vỏ Trái Đất vào cuối Mesozoi hay đầu Kainozoi dựa theo kết liên kết tài liệu địa chấn với vùng lân cận trầm tích lấp đầy bể có tuổi từ EocenOligocen (Hình 58) 82 Hình 58 Mặt cắt địa chấn tuyến AW2, AW5 qua nhóm bể Hoàng Sa (phương án minh giải VPI, 2012) Giai đoạn Eocen (?)- Oligoen (giai đoạn tạo rift) Quá trình tạo rift bể trầm tích Đệ Tam vùng quần đảo Hồng Sa xảy vào đầu Oligocen hay Eocen (trên mặt cắt liên kết chưa thấy dấu hiệu thuyết phục nà tồn trầm tích Eocen) Đây kết mảng Úc-Ấn va chạm với mảng ÁÂu đới hút chìm Philippin Hệ pha hoạt động mạnh đứt gãy Sông Hồng, xoay theo chiều kim đồng hồ vi mảng Đông Dương sư tách giãn biển Đơng (đã trình bày nhiều báo cáo cơng trình cơng bố) Tuy nhiên hai hoạt động kiến tạo ảnh hưởng để lại dấu ấn không đồng khu vực nghiên cứu Trong phía Tây khu vực nghiên cứu chịu ảnh hưởng hoạt động hệ thống đứt gãy Sông Hồng chủ yếu phần phía Đơng khu vực nghiên cứu lại chịu ảnh hưởng chủ yếu hoạt động tách giãn Biển Đông[19,17] Hệ tạo hệ thống đứt gãy sụt bậc trũng Đông Tri Tôn lấp đầy trầm tích ch có tường đầm hồ ven biển tuổi Eocen-Oligocen, 83 Đới phân dị Hồng Sa bể Phú Khánh hình thành giai đoạn ảnh hưởng chủ yếu hạt động tách giãn Biển Đơng, hình thành trũng từ đẳng hướng chuyển qua có phương ĐB-TN Nguồn vật liệu trầm tích ngồi hướng từ phái Tây cịn có đới nâng địa phương (Hình 59) Kết hợp phân tích địa chấn địa tầng kết giếng khoan phía Tây vùng nghiên cứu, mơ hình tướng đá cổ địa lý lát cắt trầm tích tuổi Eocen?-Oligocen vùng nghiên cứu đưa (Hình 59) Cuối Oligocen )đánh dấu giai đoạn nén ép vùng nghiên cứu Dấu vết bất chỉnh hợp cuối Oligcen thể giá (toplap) ký hiệu mũi tên màu xanh mặt cắt địa chấn Hình 59 Mặt cắt địa chấn tuyến AW1 qua nhóm bể Hồng Sa (phương án minh giải VPI, 2012) Giai đoạn Miocen sớm-hiện (giai đoạn sau tạo rift) Giai đoạn lại chia hai phụ giai đoạn: Miocen Pliocen-Đệ Tứ Giai đoạn Miocen gồm ba thời kỳ Miocen sớm-Miocen Miocen muộn 84 Thời kỳ Miocen sớm Sau giai đoạn nén ép, nâng lên vào cuối Oligocen, vùng nghiên cứu có sụt lún nhẹ mang tính khu vực thời kỳ tuổi Oligocen Lát cắt trầm tích bảo tồn phụ giai đoạn có bề dày khơng lớn (phần tập địa chấn B1) Các trũng trầm tích tuổi Miocen sớm chủ yếu tập trung khu vực bể Phú Khánh bể Sơng Hồng Hình 60 Sơ đồ cổ địa lý tướng đá trầm tích Oligocen nhóm bể Hồng Sa (VOI, 2012) Thời kỳ Miocen Đây thời kỳ mức độ hoạt động sụt lún giảm đáng kể khu vực nghiên cứu Hoạt động sụt lún thấy thể rõ dải hẹp phía Tây khu vực Đông Nam, địa hào Quảng Ngãi trũng Đông Tri Tơn Phân tích địa chấn cho thấy tập biển đứng (stillstand), điều kiện đá vơi ám tiêu san hô phát triển mạnh mẽ đới nâng tương đối trở thành tầng chứa tốt khu vực Thời kỳ Miocen muộn Đây thời kỳ sụt lún mạnh số khu vực trũng Đơng Tri Tơn với lát cắt trầm tích tới 1,5s, thời kỳ biển mở rộng mạnh mẽ khu vực bể Phú Khánh, trũng Đông Tri Tôn Địa hào Quảng Ngãi Lát cắt trầm tích tập (tập B2) vùng nghiên cứu mỏng chưa tới 0,5s, nguồn trầm tích hạn chế khơng phải bể khơng có hoạt động sụt lún Dấu hiệu mặt cắt địa chấn phần lớn tập phản xạ tự với biên độ yếu, chủ yếu chuyển qua trầm tích tướng biển sâu 85 Phụ giai đoạn Pliocen đến Kết hoạt động tách giãn làm cho khu vực nghiên cứu trở thành vùng biển sâu (ngoại trừ số diện tích nhỏ có phát triển đá vôi ám tiêu san hô) Mặc dù vậy, vùng nghiên cứu nằm xa nguồn vật liệu trầm tích nên lát cắt ứng với giai đoạn mỏng [15] Hệ thống dầu khí 2.1 Đặc trưng đá mẹ Cho đến nay, chưa có giếng khoan thực khu vực công bố Các thông tin đá mẹ khu vực lân cận sử dụng để nghiên cứu mơ hình địa hóa đá mẹ Dầu phát phía Nam bể Sơng Hồng có nguồn gốc lục địa lẫn nguồn gốc biển Hệ thống dầu khí có đá mẹ nguồn gốc biển hoạt động chúng có khả cung cấp sản phẩm cho khu vực hay không vấn đề cần quan tâm Để làm rõ vấn đề này, cần xây dựng mơ hình địa hóa đá mẹ vùng nghiên cứu Bể Sơng Hồng biết đến với ba tầng đá mẹ sinh dầu khí Oligocen, Miocen phần diện tích trầm tích Miocen trũng sâu, trầm tích Oligocen tầng sinh quan trọng Trầm tích Miocen dưới-giữa khu vực lân cận vùng nghiên cứu mơi trường trầm tích chủ yếu đồng ven biển thềm biển cho thấy tiềm hữu trầm tích khơng cao Trong khu vực trũng Đơng Tri Tơn, trầm tích Miocen dưới-giữa, phát triển phần trung tâm, chủ yếu trầm tích cửa sông đến biển nông ven bờ lượng VCHC thuộc loại trung bình khu vực rìa tốt vùng trung tâm, chứa kerogen loại III loại II Lượng VCHC vơ định hình cao so với trầm tích Oligocen, dao động khoảng từ 30-80 0/00 [19, 20] Giá trị đồng vị bền kerogen dao động khoảng 24,410/00 -22,300/00 cho thấy liên quan nhiều đến VCHC nguồn gốc biển [20, 21] Hầu hết giếng khoan khu vực lô 118, 119, 120, 121 phía Nam bể Sơng Hồng khoan đời nâng Tri Tôn nên mức độ trưởng thành không cao Trong địa hào Quảng Ngãi, VCHC bắt đầu bước vào ngưỡng trưởng thành độ sâu khoảng 2800m, vào cửa sổ tạo dầu khoảng 3050m bước vào đới tạo khí ẩm condensat độ sâu 3700m [8,9] Mức độ trưởng thành đáy tầng đá mẹ Oligcen khu vực địa hào Quảng Ngãi trũng Đông Tri Tôn cao Phần lớn diện tích trũng, khu vực đầu Tây 86 tuyến AW1 nằm đới tạo khí khơ q trưởng thành Phần rìa khu vực lơ 118,141,142 có diện tích đá mẹ tương đối rộng cửa sổ tạo dầu (Hình 61) Hình 61 Bản đồ trưởn thành đáy tầng đá mẹ Oligocen nhóm bể Hồng Sa (VPI, 2012) Quá trình trưởng thành đáy tầng đá mẹ Oligocen xung quanh khu vực đầu tuyến AW1 Miocen sớm (khoảng 22 triệu năm trước) Pha sinh dầu đá mẹ đáy tầng diễn suốt Miocen (từ 17 đến triệu năm trước) Đến cuối đầu Miocen muộn, đáy tầng đá mẹ sang giai đoạn tạo khí ẩm condensat đến Miocen muộn, tạo khí khơ q trưởng thành Nóc tầng Oligocen/ đáy tầng Miocen trưởng thành từ 13 triệu năm trước bước vào cửa sổ tạo dầu cách 10 triệu năm trước Đến khoảng 6.5 triệu năm trước, tầng Oligocen/ đáy tâng Miocen khu vực vào pha tạo khí ẩm condensat Hiện tại, tồn tầng đá mẹ Oligcen Miocen trũng nằm trọn đới tạo khí khơ Sự di cư dọc tầng dọc 87 theo đứt gãy dầu khí tạo nên tích tụ bẫy chứa Oligocen Miocen dưới-giữa Khu vực phía Tây vùng nghiên cứu (khu vực lô 177 đến lô 122), từ kết hoạt động Tập đồn Dầu Khí Việt Nam (PVN), hệ thống dầu khí xác lập Ngoại trừ khả sinh, khả dịch chuyển tàng trữ khối lựng đáng kể dầu khí cịn cần phải xem xét thêm Các tầng sinh dự kiến sét đầm hồ tuổi Oligocen, sét Miocen sớm, đáng ý tầng sét đầm hồ tuổi Oligocen có tiền đề địa chất khả sinh dầu tốt trải qua ngưỡng tạo dầu Theo tài liệu cơng bố, mỏ khí condensat lớn ngồi khơi Trung Quốc (mỏ Yacheng) phát gần khu vực nghiên cứu, mỏ Yacheng 13 với trữ lượng xác minh 3TCF (84 tỷ m3 ) khai thác cung cấp khí cho khu vực đảo Hải Nam Hồng Cơng Trữ lượng khí có hàm lượng CO nhỏ 30% phát giếng khoan 118-CVX-2X thuộc đới nâng Tri Tơn Có tiền đề địa chất khích lệ cho việc tiếp tục hoạt động tìm kiếm thăm dị khai thác dầu khí khu vực nhóm bể Hồng Sa 2.2 Đặc trưng tầng chứa Việc xác định, phân loại đánh giá đặc trưng vật lý-thạch học đá chứa khu vực dựa vào tài liệu địa chấn kết giếng khoan lân cận Phương pháp so sánh tương tự kết hợp với phân tích tài liệu địa chấn 2D lịch sử phát triển địa chất hiểu biết địa chất đàu khí cho phép đánh giá tầng chứa có khu vực nghiên cứu Đá Carbonat Miocen dưới-giữa Đây đối tượng chứa quan trọng, quan sát liên kết tài liệu địa chấn từ lô 118,119 tới khu vực nghiên cứu Đặc trưng chứa tốt với độ rỗng, độ thấm cao (độ rỗng đạt 30% độ thấm 1000mD) tương tự giếng khoan lơ 112, 118-CVX-1X 119-CH-1X Khả chứa có xu giảm dần từ đá vơi tới dolomit Đá móng trước Đệ Tam Có thể tồn khu vực lô 140-143 tương tự gặp lô 112 với đặc trưng chứa kém, độ rỗng độ thấm thấp 88 Móng carbonat nứt nẻ Sau giếng khoan lơ 112 115 trình bày đá móng carbonat nứt nẻ có khả tồn khu vực Hoàng Sa Đá biến chất trước Đệ Tam Đá biến chất nghiên cứu q vùng nên chưa có sở để dự báo, nhiều hay tương tự với đá biến chất khu vực đả Hải Nam Trường Sa, nhìn chung tiềm chứa Đá lục nguyên Tương tự gặp lô 111, 112, 113, 114, 115, 118, 119 thuộc phía Nam bể trầm tích Sơng Hồng, đá chứa cát-sét tồn từ Oligocen tới Pliocen Do nằm độ sâu khơng lớn từ 2000-2500m tầng trầm tích Oligocen 1000m trầm tích Pliocen nên khả độ rỗng, độ thấm biến đổi từ tới tốt 2.3 Đặc trưng tầng chắn Bể Sơng Hồng có tập chắn tuổi Miocen Oligocen Tầng sét chắn có chiều dày dao động từ vài chục tới vài trăm mét, phân bố khắp lát cắt Chiều dày chất lượng tầng chắn thay đổi không phụ thuộc vào bề dày trầm tích Oligocen, Miocen mà cịn phụ thuộc vào đặc điểm tướng đá, mơi trường trầm tích Tập sét biển sâu tuổi Miocen tầng chắn khu vực Đây tầng sét đặc trưng sét màu xám; xám đen, tương đối đồng nhất, phân bố rộng, với chiều dày thay đổi Hàm lượng sét tăng dần từ phía Bắc bể Sơng Hồng đạt tới 98% giếng khoan 119-CH-1X Hàm lượng khoáng vật Kaolinit Ilit cao Ở khu vực thềm lục địa miền Trung, sét đồng nên mặt cắt địa chấn tập có biên độ phản xạ yếu đông Đây tầng chắn quan trọng cho đá chứa đá vôi Miocen chôn vùi cát kết Các tập sét trầm tích tuổi Oligocen Pliocen phân bố không rộng Đây tầng chắn địa phương cho tầng chứa cát kết Oligocen, Miocen móng nứt nẻ Chất lượng tầng chắn địa phương nói chung tốt Các tập cát chứa mặt cắt Oligocen chắn tập sét xen kẽ Tập sét phần mặt cắt Oligocen đóng vai trị chắn cho đá chứa thuộc trầm tích cổ móng Các tầng chắn có tuổi đặc trưng sét, sét than có màu nâu, nâu thẫm Tập có tướng thay đổi từ đầm hồ, đầm lầy ven biển đến ven biển (GK 119-CH-1X độ sâu 2340-2473m dày 10-23m, GK 112-BT-1XR dày 7-50m) Tầng chắn địa phương tuổi Miocen có độ dày thay đổi nhanh, thành phần sét không ổn định Khu vực Quần đảo Hồng Sa: Liên kết từ GK lơ 118, 119, dự kiến đá chắn khu vực tập sét tuổi Miocen muộn sét có tuổi trẻ đóng vai trị chắn khu 89 vực tốt (trừ khu vực gần đảo) Các khu vực đảo đá vôi hoạt động núi lửa xuyên cắt lát cắt lên tận đáy biển nên không bảo tồn tầng chắn khu vực Các khối xây đá vơi khu vực có rủi ro cao khả chắn dầu khí (đặc biệt khí) 2.4 Các dạng bẫy Phân loại bẫy Vì mức độ nghiên cứu hạn chế nên có bẫy cấu tạo quan tâm nghiên cứu Trong vùng nghiên cứu tồn ba loại bẫy chính: Khối nhơ móng, cấu tạo khép kín (có khép kín chiều khối đứt gãy), khối xây đá vôi Loại bẫy khối xây đá vôi phát triển lên đáy biển thường phân bố gần đảo bẫy đá ngầm, có ưu điểm thuận tiện cho việc đặt giàn khoan đáy biển nông gần đảo rủi ro tầng chắn Loại bẫy kết hợp khối nhơ móng khối xây đá vơi chơn vùi có triển vọng Tuổi cấu tạo mỏ khí condensat Yacheng cho cuối Miocen (10.5 Ma), sớm pha dịch chuyển khí 5.8 Ma [4] Trong vùng nghiên cứu, thấy có khối móng nhơ, cấu tạo liên quan với pha nghịch đảo kiến tạo cuối Miocen Dạng cấu tạo liên quan tới pha nghịch đảo kiến tạo cuối Miocen khơng có vùng nghiên cứu, lại xuất cấu tạo chôn vùi trọng lực (cấu tạo PV 2008-6) có tuổi vào cuối Miocen So sánh với tính tốn địa hóa cấu tạo vùng có tuổi sớm cuối Miocen (ngoại trừ khối xây đá vôi phát triển trẻ cuối Miocen giữa) thích hợp cho pha dịch chuyển dầu khí từ đá mẹ Dịch chuyển dầu khí Các cấu tạo khu vực chia làm nhóm chính: − Các cấu tạo kế thừa khối móng nhơ cao hình thành sớm nên thuận tiện cho việc nạp bẫy pha tạo dầu đá sinh tuổi Oligocen xảy vào khoảng 23 triệu năm trước (suốt Miocen sớm) − Các cấu tạo hình thành hồn chỉnh vào cuối Miocen kế thừa từ khối nhơ móng hình thành hoạt động nâng cục vào cuối Miocen Các cấu tạo dạng có tầng đá vơi tầng chứa có chất lượng tốt thuận tiện cho việc nạp dầu khí tầng sinh, tầng sinh tuổi Oligocen chúng có vị trí thuận lợi Những cấu tạo đánh giá có triển vọng vùng nghiên cứu 90 − Các cấu tạo hình thành vào Miocen muộn hay Pliocen & Đệ Tứ: Các cấu tạo trẻ nên cấu tạo trung tâm bồn trũng sâu có nhiều khả nạp bẫy có khả nạp khí nhiều khả nạp dầu Dự báo tiềm tài nguyên dầu khí 3.1 Phân tích Play Trên sở tổng hợp nghiên cứu địa chất, vật lý đặc biệt hệ thống dầu khí khu vực cụm bể Hồng Sa play chứng minh bể lân cận Sông Hồng, Phú Khánh, Nam Côn Sơn Cửu Long cho thấy khu vục bể Hoàng Sa tồn play tiềm chính: cát kết Oligocen (play 2), cát kết Miocen (play 3) carbonat Miocen (play 4) 3.2 Tiềm tài nguyên dầu khí Trên đồ đẳng sâu cấc tầng Oligocen, Miocen tỉ lệ 1:500000 xây dựng, xác định 27 cấu tạo Cấu tạo có dạng khép kín bốn chiều khép kín đứt gãy đồ cấu tạo Tuy nhiên, bề dày trầm tích khu vực mỏng, đặc biệt trầm tích phủ cấu tạo play cát kết Miocen giữa, carbonat Miocen Theo thông lệ khí phát độ sâu 600m (ử Biển Bắc) hay biển Andaman, khí nguồn gốc không sinh vật phát độ sâu 750m Tại giếng khoan VGP-113-BV-1X, theo tài liệu giếng khoan biểu khoan, vỉa nông thử vỉa 910m-917m cho dòng khí yếu Vỉa độ sâu 1408m cho dịng khí 388m3/ngày đêm 13,44m3condensat/ngày đêm Như trình bày trên, vùng nghiên cứu, tầng Miocen trên, Pliocen & Đệ Tứ tầng chắn tốt Do hệ thống dâù khí cịn chưa xác minh, để trữ lượng tiềm dự báo gần sát với thực tế hoạt động thăm dò khai thác tương lai, nên báo cáo lấy giá trị giới hạn bề dày trầm tích (độ sâu từ đáy biển tới đối tượng chứa) lớn 1000m Giá trị giới hạn thứ hai trữ lượng lớn triệu m3 dầu qui đổi Với hai giá trị giới hạn vậy, 18 cấu tạo với đối tượng chứa đưa vào tính trữ lượng báo cáo Tổng trữ lượng tiềm dầu khí chỗ (DKTC) 18 cấu tạo khu vực nhóm bể Hoàng Sa khoảng 550 triệu m dầu qui đổi, play (cát kết Oligocen) chiếm 76,5%, play (cát kết Miocen) chiếm khoảng 23,5% play (carbonat Miocen) chiếm phần cịn lại có cấu tạo Kết luận Nhóm bể Hồng Sa tồn trầm tích Đệ Tam dày tới 10000m lát cắt Oligocen đạt tới 4000m, độ sâu tới 11000m Nhóm bể bày có tiềm dầu khí 91 Dùng phép so sánh tương tự dự kiến hệ thống dầu khí cho khu vực là: tầng sinh sét đầm hồ (có thể có tướng vũng vịnh) tuổi Oligocen, sét Miocen Tầng chứa cát tuổi từ Oligocen đến Pliocen-Đệ Tứ, đá vơi tuổi Miocen sớm-giữa nứt nẻ, móng phong hóa nứt nẻ Tầng chắn sét, sét than tuổi Oligocen, sét Miocen đặc biệt sét Pliocen-Đệ Tứ Các cấu trúc bậc xác minh phát hiện: trũng Đơng Tri Tơn, đới phân dị Bắc Hồng Sa, đới phân dị Nam Hoàng Sa nâng Khánh Hịa với vỏ lục địa vát mỏng, đới phân dị Nam Hoàng Sa triển vọng Gần ba mươi cấu tạo (27) phát tính trữ lượng, 18 cấu tạo triển vọng có trữ lượng dầu, khí tiềm chỗ 550 triệu m dầu quy đổi (460 triệu m3 dầu 90 tỷ m3 khí) Những rủi ro khu vực cần tiếp tục nghiên cứu, làm rõ khả sinh dầu khí, khả chắn bẫy đá chứa V.KẾT LUẬN Theo tài liệu nghiên cứu bể Tư Chính – Vũng Mây, Trường Sa, Hồng Sa mà ta có được, chưa có giếng khoan thăm dị thức, việc đánh giá dựa vào giếng khoang PV-94-2X bể Tư Chính Vũng Mây hay giếng khoan lân cận bể Nam Côn Sơn để hiểu rõ đặc trưng cấu trúc địa chất tiềm dầu khí bể, chưa xác hồn thiện nhìn tổng quát tiềm bể để thúc đẩy người kỹ sư doanh nghiệp đưa định giai đoạn khai thác cho ngành dầu khí Việt Nam tương lai Việc tổng hợp đặc điểm hình thành, chế bể (Bảng 3) giúp người kỹ sư dầu khí khoan hiểu đặc điểm bể để đưa phương pháp khai thác tối ưu đạt suất cao, hội tìm tài ngun khác Biển Đơng băng cháy để tạo cách mạng nguồn lượng Bảng 3: Tổng hợp đặc điểm hình thành kiểu bể trầm tích Đệ Tam Việt Nam Bể Loại vô Trái Đất Nam Vỏ lục địa Cơn phía Tây Sơn Vỏ chuyển tiếp phía Đơng Nhóm Vỏ chuyển bể Tư tiếp Chính – Cơ chế tạo bẫy Kiểu bể Trượt cục Căng phía Tây dạng rift Căng giãn phía Đơng Tuổi hình thành giãn Oligocen Rạn nứt tạo bán Bể căng Eocenđịa hạo giãn, chuyển Oligocen Eocen-Oligocen, tiếp đến rìa Các chu kỳ hoạt động Oligocen Rift Miocen Rift Oligocen Rift 92 Vũng Mây Bể Cửu Vỏ lục địa Long Bể Phú Vỏ lục địa Khánh căng giãn vào Miocen Kéo toác cục căng giãn Kéo toác thụ động Căng giãn nội lực Kéo toác nội lục/Rìa thụ động (cịn coi bể kiểu rìa lục địa) chuyển Rạn nứt tạo bán Bể rìa thụ địa hào động Eocen-Oligocen EocenOligocen Oligocen Nhóm bể Hồng Sa Nhóm bể Trường Sa Bắc Sơng Hồng Vỏ tiếp chuyển Rạn nứt tạo bán địa hào Eocen(?)Oligocen Vỏ lục địa vát Trượt mỏng căng/ép ngang Bể rìa thụ Eocenđộng Oligocen Nam Sơng Hồng Vỏ lục địa Kéo toác, Oligocen nội lục Bể MalayThổ Chu Vỏ lục địa bị Kéo toác vát mỏng căng/ép Vỏ tiếp Kéo toác Oligocen Rift EocenOligocen Trượt Eocencăng/ép Oligocen ngang, nội lục Trượt Oligocen căng/ép ngang, nội lục Căng ngang Oligocen Ép ngang cuối Miocen muộn Căng ngang Oligocen đến hết Miocen sớm Căng ngang Oligocen Qua kết trình nghiên cứu, chúng em đánh giá độ tin cậy tiểu luận khoảng 85% VI Tài liệu tham khảo Đỗ Bạt nnk., 2001 Định danh liên kết địa tầng trầm tích Đệ tam thềm lục địa Việt Nam Lưu trữ dầu khí 93 Lê Văn Dung nnk., 2004 Nghiên cứu cấu trúc địa chất địa động lực sở đánh giá tiềm dầu khí vùng biển nước sâu xa bờ Việt Nam Lưu trữ QG Hà Nội Nguyễn Quang Bô nnk., 1994 Minh giải tài liệu, đánh giá địa chất, lựa chọn vị trí thiết kế GK khu vực Tc-93 Lưu trữ Tcty DKVN Nguyễn Trọng Tín nnk., 2010 Nghiên cứu cấu trúc địa chất đánh giá tiềm dầu khí khu vực Trường Sa – Vũng Vây Lưu trữ Quốc gia Hà Nội Nguyễn Trọng Tín nnk., 2012 Báo cáo tổng hợp Dự án “Đánh giá tiềm dầu khí vùng biển thềm lục địa Việt Nam” thuộc “Đề án tổng thể điều tra tài nguyên môi trường biển đến năm 2010, tầm nhìn 2010” Bộ Tài ngun Mơi trường Nguyễn Trọng Tín nnk., 2015 Nghiên cứu cấu trúc địa chất bể trầm tích Kainozoi vùng nước sâu (trên 200m nước) Biển Đông Việt Nam đánh giá tài nguyên lượng khoáng sản Lưu trữ Quốc gia Hà Nội Nguyễn Văn Hội nnk., 2004 Các báo cáo phân tích cổ sinh địa tầng trầm tích Kainozoi GK thềm lục địa Việt Nam” Lưu trữ Viện Dầu Khí Phan Trường Thị nnk., 2010 Địa chất kiến khu vực Tư Chính – Vũng Mây” Tuyển tập Hội nghị 35 năm Thành lập Tập đồn Dầu khí QGVN,tr 392407 Branson D.M, Newman P.G 1997 Hydrocacbon habitat of NW Palawan basin, Philippines, Indonexia Petroleum association-Procceding of the Petroleum system of SE Asia and Australia 10 Bùi Công Quế, Trần Tuấn Dũng nnk., 2005 Xây dụng tập đồ đặc trưng điều kiện tự nhiên môi trường vùng biển Việt Nam kế cận Báo cáo tổng kết đề tài KHCN cấp nhà nước KT-09-02 Chương trình nghiên biển KC-09 11 DMNG PV 1994 Geological study of Tc-93 Area-Report on results of TV-93 seismic dât interpretation Vol 1-2,1/1994 Lưu trưc Tcty DKVN 12 Hall, R., and Morley, C K., 2004 Sundaland Basins In:Cliff P., Wang, P., Kuhnt, W.,and Hayes,D.,eds.,Continent-Ocean interactions within East Asian marginal seas, Geophysical Monograph Series 149, American Geophysical Union p.55-85 94 13 Hutchsion, C D., 2004 Marginal basin evolution: the southern South China Sea Marine and Petroleum Geology, v 21, 1129-1148 14 Ngô Xuân Vinh, 2000: Địa chất tiềm dầu khí khu vực đới Tư Chính, Tây Nam quần đảo Trường Sơn sở nghiên cứu khoan PV-92X Tạp chí Dầu Khí 4+5/2000; trang 2-13 15 Nguyên Hiệp, Nguyễn Giao, Hà Quốc Dân, 1993 Báo cáo tổng kết đề tài : “Đặc điểm địa chất tiềm DK vùng quần đảo Trường Sa” Viện Dầu khí Việt Nam, Hà Nội., 16 R C Selley, David C Moril,1985 Basic concepts of petroleum geology International Human Resources Development Corporation 17 Trịnh Xuân Cường nnk., 2012 Báo cáo tổng hợp đánh giá kết tìm kiếm – thăm dị dầu khí Việt Nam giai đoạn 2000-2010 phương hướng tìm kiếm thăm dị tiếp theo, Viện Dầu khí Việt Nam, Hà Nội 18 Trịnh Xuân Cường nnk., 2014 Đánh giá tiềm dầu khí khu vực Trường Sa –Tư Chính – Vũng Mây, Viện Dầu khí Việt Nam, Hà Nội 19 Vũ Văn Kính, Nguyễn Văn Đắc nnk., 11.2002 Báo cáo tổng hợp đánh giá kết tìm kiếm – thăm dị dầu khí Việt Nam giai đoạn 1988-2000 phương hướng tìm kiếm thăm dị tiếp theo, Viện Dầu khí Việt Nam, Hà Nội 20 Nguyễn Hiệp nnk., 2005 Địa chất tài ngun Dầu khí Việt Nam, Tập đồn Dầu khí Việt Nam Nhà xuất khoa học kỹ thuật, trang 427-443 21 BP,1991 Well Evaluation Report:118-CVX-1X 22 BP, 1992 Block Evaluation Report Danang PSA: Basin analysis & Prospectivity Evaluation 23 Hao Fang, 1996 Characteristics and origin of the gas and condensate in Yinggehai basin, offshore South China sea:Evidence for effects of overpressure on petroleum generation and migration Org Geochem Vol 24, No 3,pp, 363-375 24 Chen Sizhong, 1993 Geology and geochemistry of source rocks of the Eastern Pearl rver mouth basin, South China Sea Journal of Southeast Asian Earth Sciences, Vol 8, Nos 1-4, pp 393-406 25 Nguyến Quý Hùng, 1997: Minh giải tài liệu địa chấn vật lý khu vực nhằm nghiên cứu cấu trúc địa chất đánh giá triển vọng dầu khí khu vực Quần Đảo Hồng Sa phần miền Trung 95 26 Nguyễn Huy Quý, 2004 Nghiên cứu cấu trúc địa chất địa động lực làm sở đánh giá tiềm dầu khí vùng biển sâu xa bờ Việt Nam 27 Nguyễn Văn Phòng, 2008: Đánh giá tiềm dầu khí khu vực Tây Nam Hồng Sa, lơ 140-143, thềm lục địa Việt Nam 28 Nguyễn Văn Phòng, 2013 Đánh giá tiềm dầu khí cụm bể Hồng Sa 29 Nguyễn Thị Dậu nnk., 1998 Mơ hình địa hóa đá mẹ bể trầm tích sơng Hồng 30 Nguyễn Trọng Tín nnk., 1996 Tổng hợp tài liệu có đánh giá địa chất xác định cấu tạo, vị trí tối ưu cho giếng khoan tìm kiếm thăm dị lơ 112 31 Nguyễn Văn Đắc, Đào Quang An, Trần Đức Chính, 1997: Đặc điểm cấu trúc địa chất vùng Bắc Trung Bộ Hoàng SA 32 Nguyễn Hoàn: Địa danh hai Quần Đảo Hoàng Sa, Trường Sa 33 Nguyễn Thế Tiệp, 1996: Đặc điểm địa mạo vùng biển Quần Đảo Hoàng Sa vùng biển kế cận 34 Nguyễn Hiệp (chủ biên), 2007 Địa chất Tài Nguyên Dầu Khí Việt Nam NXB Khoa học Kỹ thuật, Hà Nội 35 PVSC, 1994 Báo cáo “Tổng kết cơng tá Thăm dị lơ 120-121” 36 Henri Fontaine, 1985 Pre-tertiary oil and gas potential in the South China sea Energy, V.10 (3-4), March-April 1985 37 Shell,1991 Evaluation od the geology and hydrocarbon potential of blocks 112, 114, 116, Hue Basin, Vietnam 38 H M Lieberman, December, 1995 Techncal evaluation of block 111 Gulf of Tonkin S.R of Vietnam 39 Shisheng Hao, 2000 Geophysical properties of cap rocks in Qiongdongnan Basin Mineral and petroleum geology,17,2000 40 Yi Zhou, 2003 Triterpane and sterane biomarkers in the YA 13-1 condensates from Qiongdongnan basin, South China Sea Chemical Geology 2003 96 ... phân tích, đánh giá q trình hình thành bể Tư Chính- Vũng Mây, Trường Sa Hồng sa 1.Vị trí địa lý khu vực 1.1 Bể Tư chính- Vũng mây Hình Bể Tư Chính- Vũng Mây Bể trầm tích Tư Chính- Vũng Mây có đặc. .. Khu vực đánh giá có tiềm dầu khí thềm lục địa Việt Nam (Hình 1) Hình Sơ đồ vị trí bể Tư Chính- Vũng Mây 1.2 Bể trầm tích Trường Sa Hình Bể trầm tích Trường Sa Quần đảo Trường Sa (QĐTS) nằm phía... bãi đá đảo san hô bị chìm ngập dễ gây nguy hiểm cho tàu bè qua lại Hình Bản đồ vùng nghiên cứu Bể trầm tích Trường Sa 1.3 Bể trầm tích Hồng Sa Hình Bể trầm tích Hồng Sa Quần đảo Hoàng Sa nằm thềm