Nghiên cứu tướng hữu cơ trong phân tích bào tử phấn hoa là phương pháp nghiên cứu liên ngành giữa sinh địa tầng, trầm tích học và địa hóa hữu cơ để xác định môi trường trầm tích và đánh giá khả năng sinh của đá mẹ. Nghiên cứu này được thực hiện trên các mẫu đá trong trầm tích Miocene dưới của giếng khoan CS1 và CS2 nằm ở rìa phía đông của trũng Trung tâm bể Nam Côn Sơn.
THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ TẠP CHÍ DẦU KHÍ Số - 2021, trang - 12 ISSN 2615-9902 NGHIÊN CỨU BÀO TỬ PHẤN HOA VÀ TƯỚNG HỮU CƠ TRONG TRẦM TÍCH MIOCENE DƯỚI, RÌA PHÍA ĐƠNG TRŨNG TRUNG TÂM BỂ NAM CƠN SƠN Mai Hồng Đảm, Nguyễn Thị Thắm, Nguyễn Quang Tuấn Viện Dầu khí Việt Nam Email: dammh@vpi.pvn.vn https://doi.org/10.47800/PVJ.2021.09-01 Tóm tắt Nghiên cứu tướng hữu phân tích bào tử phấn hoa phương pháp nghiên cứu liên ngành sinh địa tầng, trầm tích học địa hóa hữu để xác định mơi trường trầm tích đánh giá khả sinh đá mẹ Nghiên cứu thực mẫu đá trầm tích Miocene giếng khoan CS1 CS2 nằm rìa phía đơng trũng Trung tâm bể Nam Cơn Sơn Mục đích việc nghiên cứu nhằm: (i) xác hóa mơi trường lắng đọng trầm tích liên quan đến điều kiện lý hóa vật chất hữu cơ; (ii) đánh giá mức độ trưởng thành nhiệt vật chất hữu (iii) đánh giá tiềm đá mẹ Kết nghiên cứu xác định tướng hữu (palynofacies) tương ứng với tổ hợp môi trường thuộc trầm tích biển thềm; vật liệu hữu đá xác định từ chưa trưởng thành đến trưởng thành, mức độ trưởng thành nhiệt giếng khoan CS2 cao giếng khoan CS1; tiềm hydrocarbon đá mẹ thiên sinh dầu thuộc palynofacies thiên khí thuộc palynofacies Nghiên cứu tướng hữu có ý nghĩa quan trọng giai đoạn tìm kiếm thăm dị, cung cấp liệu cần thiết để đánh giá triển vọng sinh hydrocarbon đá mẹ bên cạnh thơng tin có từ phân tích cổ sinh thạch học Từ khóa: Bào tử phấn hoa, tướng hữu cơ, tiềm hydrocarbon, đá mẹ, Miocene dưới, bể Nam Côn Sơn Giới thiệu Nghiên cứu bào tử phấn hoa trước chủ yếu xác định tuổi địa chất, cổ môi trường lắng đọng trầm tích yếu tố liên quan đến cổ khí hậu Từ năm 2005 đến nay, nghiên cứu tướng hữu phân tích bào tử phấn hoa nhằm phục vụ cơng tác tìm kiếm thăm dị dầu khí Việt Nam Có mẫu phân tích giàu vật chất hữu nghèo hóa thạch nên thông tin địa tầng bị hạn chế, nghiên cứu tướng hữu tiến hành đồng thời phân tích bào tử phấn hoa Mẫu phân tích bào tử phấn hoa không chứa thông tin địa tầng mà nhiều tham số hữu ích khác hạt vật chất hữu diện mẫu (palynoslide) Vì vậy, nghiên cứu tướng hữu xem kết nối liên ngành cổ sinh, trầm tích địa hóa hữu Những ứng dụng nghiên cứu tướng hữu cơng nghiệp dầu khí gồm: (i) nhận định tiềm Ngày nhận bài: 26/7/2021 Ngày phản biện đánh giá sửa chữa: 26/7 - 15/8/2021 Ngày báo duyệt đăng: 14/9/2021 DẦU KHÍ - SỐ 9/2021 đá mẹ thông qua tổ hợp kerogen; (ii) đánh giá mức độ trưởng thành nhiệt vật liệu hữu số màu bào tử (spore colour index - SCI) số biến đổi nhiệt (thermal alteration index - TAI) thông qua tương quan với số phản xạ vitrinite (Ro); (iii) cung cấp thông tin cổ môi trường điều kiện lắng đọng trầm tích, đặc biệt mơi trường biển dạng hóa thạch bào tử phấn (palynomorph) khơng phải lợi Ngồi ra, tướng hữu với hóa đá vi cổ sinh tảo vôi sử dụng để nhận biết xu hướng thay đổi mực nước biển (regressive - transgressive) nghiên cứu địa tầng phân tập Trong nghiên cứu này, giếng khoan nằm rìa Đơng, trũng Trung tâm bể Nam Cơn Sơn lựa chọn để thực nghiên cứu tướng hữu (Hình 1) Mục tiêu nghiên cứu nhằm xác định địa tầng, nhận định tiềm năng, mức độ trưởng thành nhiệt vật chất hữu đá mẹ mơi trường lắng đọng trầm tích giai đoạn Miocene sớm PETROVIETNAM 50 N N 100km W W E E S THỀM PHAN RANG 01/97 S 128 15-1 15-2 20 0N 16-1 16-2 Bể Cửu ong L 129 Phương pháp nghiên cứu 09-2 09-3/12 130 03 131 CÔ NS ƠN 17 09-2/17 04-1 ÂN G 25 10&11/11 MĐ ỚI N 15 N 132 10&11-1 05-3/11 133 B Cái Mép 10 N ĐỚI ND PHÂ 05-2/10 20 Ị PH B Sa Bin B Trăng Kuyết 11-2/11 Y ÍA TÂ ĐỚ IT 27 Đ Hợp Kim Vành Khăn RŨ NG T RU 19 NG T RÌA 26 ÂM ĐÔ NG NA 18 Nguyên 134 06/94 o 28 135 12/11 NEO BOR B 29/03 IN ÂN G HỒ NG -N AT UN A 21 ĐỚ 0E (TOC: - 3% khối lượng), có đủ độ giàu vật chất hữu để sinh hydrocarbon mức độ trung bình đến tốt tốt Đá mẹ Miocene đạt tới độ trưởng thành để sinh hydrocarbon di cư tới cấu trúc [1] 13/03 07/16 22/03 Khu vực nghiên cứu 136/03 Hình Vị trí khu vực nghiên cứu (trên đồ cấu trúc bể Nam Côn Sơn) [1] Ở bể Nam Côn Sơn, Miocene sớm giai đoạn tương đối bình ổn, tập địa chấn phản xạ song song song song, lượng thấp, trầm tích lắng đọng từ mơi trường tam giác châu phía Tây sang biển nơng ven bờ phía Đơng (Hình 2) [1] Đặc điểm cổ sinh trầm tích Miocene (hệ tầng Dừa) đặc trưng thưa thớt hóa thạch trùng lỗ tảo vôi trở nên phong phú phần tầng trầm tích Miocene Đặc biệt theo kết nghiên cứu cổ sinh gần ghi nhận có tập mỏng pha biển đáy Miocene với phong phú đột biến hóa thạch trùng lỗ tảo vơi Pha biển thể rõ giếng khoan thuộc Lô 06-1, Lô 05-1, Lô 12/11 với khoảng cách mẫu phân tích từ - 10 m [2] Điều cho thấy, vào giai đoạn đầu Miocene sớm, trầm tích lắng đọng mơi trường biển nơng Tuổi Miocene sớm xác định tổ hợp hóa thạch trùng lỗ trôi thuộc đới N5-N8, đới tảo vôi từ NN3 đến phần đới NN4 bào tử phấn hoa chủ yếu nhóm dinoflagellate biển nhóm Florschuetzia levipoli, Florschuetzia semilobata, Florschuetzia trilobata Ngồi ra, khu vực có diện đá vôi sét vôi khoảng địa tầng Miocene sớm, xác định đới trùng lỗ kích thước lớn (Letter stages) từ phía Te đến phần Tf1 Hệ thống dầu khí trầm tích Miocence phức tạp phân dị lớn mặt cấu trúc bể Theo kết tổng hợp Nguyễn Giao Nguyễn Trọng Tín (2019), vật chất hữu xung quanh khu vực nghiên cứu từ trung bình đến tốt Tất 144 mẫu vụn dùng để nghiên cứu xử lý HCl HF để loại bỏ thành phần carbonate silicate, sau tuyển mẫu dung dịch nặng với tỷ trọng 2,2 theo phương pháp Traverse (2007i diện phức hệ hóa thạch cạn lẫn hóa thạch nguồn gốc biển Phức hệ hóa thạch cạn xuất chủ yếu dạng bào tử nước ngọt: Polypodiaceaesporites undiff., Osmundacidites spp., Triletes spp., Lygodiumsporites spp.; nhóm đầm lầy: Magnastriatites howardi, Polypodiisporites perverrucatus, Stenochlaena palustris, Palmaepollenites DẦU KHÍ - SỐ 9/2021 spp nhóm rừng núi: Pinuspollenites spp., Piceapollenites spp., Tsugapollenites spp Phức hệ hóa thạch nguồn gốc biển xuất thường xuyên phổ biến Tasmanites spp., Foraminifera test lining, Dinoflagellate cyst undiff., Selenopemphix spp (Hình 3) Nhóm hóa thạch có nguồn gốc biển xem nhóm chủ đạo, có ý nghĩa việc nghiên cứu mơi trường lắng đọng trầm tích Các nhóm hóa thạch cạn chủ yếu vận chuyển dịng sơng từ lục địa đổ vào bồn trũng vận chuyển gió, có ý nghĩa để nghiên cứu tuổi, khí hậu phân tập trầm tích PETROVIETNAM AOM PM2 AOM Pollen PM1 µm PM1 Spore Pollen b a c Opaque Pollen PM1 PM2 Spore PM1 PM2 Dinoflagellate cyst d PM1 PM1 e f AOM PM1 PM1 µm g h i j k Hình Các dạng phytoclast, AOM palynomorph đặc trưng giếng khoan nghiên cứu: (a) thuộc tướng PF-1; (b) thuộc tướng PF-2; (c - f) thuộc tướng PF-3; (g - k) dạng bào tử sử dụng cho nghiên cứu màu bào tử (SCI: 4,5 - 5,5) Tuổi trầm tích xác định diện phức hệ hóa thạch có tuổi khơng trẻ Miocene sớm gồm: Sporotrapoidites spp., Apteodinium spp., Cribroperidinium spp Đồng thời, với có mặt phức hệ hóa thạch có tuổi khơng cổ Miocene sớm gồm: Arenga spp., Eugeissona minor, Echiperiporites stelae, Florschuetzia levipoli Trong giai đoạn đầu Miocene sớm khu vực Đông Nam Á, lục địa xuất phát triển phong phú phụ đới thực Florschuetzia levipoli Tuy nhiên, mặt cắt nghiên cứu khơng có phong phú bị chi phối điều kiện môi trường lắng đọng 3.2 Phân tích tướng hữu Trên sở phân loại định lượng tỷ lệ % thành phần vật liệu hữu cơ, tướng hữu giếng khoan phân chia thành loại có tương đồng với mô tả chi tiết Palynofacies (PF-1) đặc trưng phong phú AOM (50 - 90%); xuất thường xuyên phytoclasts (10 - 50%) palynomorphs (1 - 5%) (Hình 3) AOM diện chủ yếu dạng phân tán thành đám hay dạng hạt màu vàng nhạt đến màu da cam lượng nhỏ dạng sapropel (Hình 4a) Trong giếng khoan CS2, tỷ lệ AOM cao so với CS1 khơng có sapropel; phytoclast gồm chủ yếu mảnh PM màu nâu đậm, mảnh PM nâu nhạt lác đác vài mảnh PM với hình dạng bị rửa lũa, gặm mòn, mỏng với màu nâu nhạt; palynomorph với thành phần phong phú, đó, nhóm nội lục chủ yếu nhóm thủy sinh, vùng đầm lầy Magnastriatites howardi, Stenochlaena palustris, Polypodiisporites perverrucatus nhóm rừng ngập mặn Acrostichum aureum, Avicennia spp.; nhóm hóa thạch nguồn gốc biển có xuất thường xuyên Tasmanites spp., Dinoflagellate cyst undiff Foraminifera test lining DẦU KHÍ - SỐ 9/2021 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ PHYTOCLASTS PHYTOCLASTS 95 95 10 10 PHYTOCLASTS PHYTOCLASTS 95 95 10 10 GK GKCS1 CS1 20 20 80 80 40 40 20 20 VIVI IIII IVa IVa 60 60 40 40 IIIIII IVb IVb 60 60 VV VII VII IXIX 80 80 IVa IVa 60 60 40 40 80 80 20 20 VIII VIII AOM AOM 20 20 80 80 IIII GK GKCS2 CS2 VIVI 40 40 IIIIII IVb IVb 60 60 VV VII VII IXIX 80 80 VIII VIII 60 60 40 40 PALYNOMOPHRS 20 20 PALYNOMOPHRS (a) AOM AOM 80 80 60 60 40 40 PALYNOMOPHRS 20 20 PALYNOMOPHRS (b) Hình Biểu đồ phân loại tổ hợp môi trường lắng đọng theo tướng hữu (a) Tổ hợp PF giếng khoan CS1 (I, II, VI, IX); (b) Tổ hợp PF giếng khoan CS2 (I, II, IX) Palynofacies (PF-2) đặc trưng ưu phytoclast (70 - 95%), thường xuyên AOM (5 - 25%) palynomorph (1 - 3%) (Hình 3) Phytoclast có màu nâu đến nâu đậm, mức độ bảo tồn tương đối tốt, với thành phần chủ yếu gồm PM PM (Hình 4b) Nguồn gốc chủ yếu từ dạng vỏ (cortex) từ thân cành thực vật bền vững, lại lượng nhỏ biểu bì (cuticle), mơ (tissue) từ thực vật khỏa tử, thường bền nên dễ bị phá hủy trình vận chuyển xa nguồn Trong giếng khoan CS2 có diện lượng nhỏ PM PM (PM bị oxy hóa biến đổi thành dạng khơng thấu quang với độ cao); AOM chủ yếu dạng phân tán dạng đám hay dạng hạt màu vàng đến màu da cam Trong giếng khoan CS2 tỷ lệ AOM cao CS1 có lên đến 30%; palynomorph nghèo nhóm hóa thạch nội lục, lác đác dạng bào tử khỏa tử, nhóm hóa thạch biển diện thường xuyên phổ biến Tasmanites Hiếm thấy diện diện Foraminifera test lining dạng Dinoflagellate cyst khác giếng khoan CS1 Palynofacies (PF-3) đặc trưng chi phối phytoclast (trên 96%), tỷ lệ palynomorph tương đối thấp (1 - 2%) khơng có diện AOM giếng khoan CS1 diện với tỷ lệ nhỏ (1 - 3%) giếng khoan CS2 (Hình 3) Phytoclast có thành phần chủ yếu PM PM với tỷ lệ gần có nguồn gốc tương tự PF-2 (Hình c - f ) Trong giếng khoan CS2 có diện lác đác mảnh PM PM 4; palynomorph với thành phần hóa thạch biển xuất thường xuyên Tasmanites spp., Dinoflagellate cyst undiff Foraminifera test lining DẦU KHÍ - SỐ 9/2021 3.3 Minh giải cổ mơi trường Trầm tích Miocene khu vực nghiên cứu lắng đọng môi trường biển thềm giới hạn khoảng thềm đến thềm ngồi (Hình 6) Kết luận giải sở nghiên cứu phức hệ hóa thạch palynomorph, thành phần mảnh vụn phytoclast thành phần vật liệu hữu theo sơ đồ tam giác Tyson (1993, 1995) Sơ đồ chia thành tổ hợp tướng hữu môi trường tương ứng Kết nghiên cứu giếng khoan CS1 CS2 cho thấy, mẫu phân tích phân bố tổ hợp I, II, VI IX, tập trung vào tổ hợp I II (Hình 5) Palynofacies (PF-1) với thành phần ưu AOM (60 - 90%), phytoclast 40% palynomorph 5% thuộc tổ hợp IX Tổ hợp lắng đọng điều kiện khí (suboxic) đến môi trường khử (anoxic) thuộc đới thềm biển sâu, bồn trầm tích sâu, bồn trũng thiếu trầm tích (Tyson, 1993) Theo nghiên cứu Levin (2003) khu vực Đơng Thái Bình Dương (Nam Mỹ), Đông Đại Tây Dương (Nam Phi) Ấn Độ Dương (Nam Ấn Độ), đới tồn oxy thấp (oxygen minimum zone - OMZ) đáy biển thường vào khoảng độ sâu 200 m [15] Vì vậy, AOM bảo tồn tốt phong phú thường lắng đọng đới thềm (outer neritic) Khi tỷ lệ AOM có xu hướng tăng cao độ sâu mực nước biển tăng, tính khử mơi trường tăng tỷ lệ cát giảm Thành phần palynomorph chủ yếu dạng tảo biển (dinoflagellate cyst): Foraminifera test lining, Tasmanites spp Trong giếng CS1, PF-1 với AOM (50 - 60%) PETROVIETNAM Đồng Mực nước biển ~0 m ~20 m Thềm Thềm Đới ánh sáng ~100 m Thềm ~200 m PF-3 OMZ Sườn ~500 m PF-2 PF-1 Sườn ~1.000 m Sườn ~2.000 m Biển thẳm Hình Sơ đồ phân đới mơi trường lắng đọng trầm tích PF (được chỉnh sửa từ Morley, 2014) thuộc tổ hợp VI Tổ hợp lắng đọng điều kiện khí (suboxic) đến môi trường khử (anoxic) giới hạn đới thềm thuộc phần tổ hợp IX Tổ hợp xác định kerogen loại II với ưu sinh dầu Palynofacies (PF-2) với thành phần ưu phytoclast (70 - 95%) AOM (5 - 30%) thuộc tổ hợp II Tổ hợp đặc trưng pha loãng AOM thành phần phytoclast AOM bảo tồn trung bình đến tốt phụ thuộc vào điều kiện oxy hóa khử đáy thềm bồn trũng; lắng đọng điều kiện oxy thấp đến môi trường khử (marginal dysoxic - anoxic basin) Thành phần palynomorph có diện đặc trưng nhóm dinoflagellate biển: Foraminifera test lining, Tasmanites spp., Selenopemphix spp Vì vậy, dự đốn tổ hợp lắng đọng đới thềm (middle neritic) Palynofacies (PF-3) đặc trưng với tỷ lệ cao phytoclast (> 96%) thuộc tổ hợp I; cung cấp nhóm thực vật cạn với đặc điểm: nguồn cung cấp phong phú, bảo tồn cao trạng thái cân thủy động lực Ngoài ra, giếng khoan CS2, diện tỷ lệ nhỏ AOM (dưới < 5%) cho thấy liên quan đến phương thức mảnh vụn hữu lắng đọng trạng thái cân thủy động lực Thành phần palynomorph có diện đặc trưng nhóm dinoflagellate biển: Foraminifera test lining, Tasmanites spp., Selenopemphix spp Vì vậy, tổ hợp I lắng đọng thuộc đới thềm (inner neritic) đến đới thềm Theo kết phân tích trùng lỗ giếng khoan CS1 CS2 khoảng độ sâu mặt cắt nghiên cứu, trầm tích lắng đọng từ đới biển thềm đến thềm ngồi [16] Trong đó, khoảng độ sâu tương ứng với PF-1 xác định đới biển thềm đến thềm ngoài; PF-2 PF-3 xác định đới lắng đọng trầm tích từ biển thềm đến thềm Kết so sánh cho thấy phù hợp phương pháp nghiên cứu tướng hữu trùng lỗ 3.4 Sự trưởng thành nhiệt vật liệu hữu Màu bào tử (SCI) hóa thạch Crassoretitriletes spp., Magnastriatites howardi, Pterisisporites spp dùng để xác định độ trưởng thành nhiệt vật liệu hữu giếng khoan nghiên cứu (Hình g - k) Ngồi số SCI, số biến đổi nhiệt (TAI) - nhà nghiên cứu xác định phịng thí nghiệm quan sát thay đổi màu bào tử phấn trình xúc tác nhiệt nhằm xác định độ trưởng thành nhiệt vật liệu hữu Mối tương quan số xây dựng nghiên cứu khác [7 - 14] có sai số định nghiên cứu Tuy nhiên, sai số chủ yếu phụ thuộc vào việc xác định bậc màu bào tử (SCI), liên quan đến việc chọn hóa thạch đại diện để xác định SCI Hơn nữa, số SCI TAI thông số xu hướng nên xác định khoảng mẫu lớn xu hướng xác Ngưỡng trưởng thành nhiệt vật chất hữu xác định Ro khoảng 0,50 - 0,55 tùy thuộc vào khu vực, tuổi, độ sâu đá mẹ [7 - 14, 17, 18] Theo nghiên cứu Dow (1977), Leckei (1988), cửa sổ tạo dầu ứng với Ro khoảng 0,5, nghiên cứu khác Marshall (1990), Hartkopf-Froder (2015) tương ứng với Ro khoảng 0,55 - 0,60 Vì vậy, phân chia Ro khoảng 0,50 - 0,55 ngưỡng trưởng thành sớm (oil birth) để xem xét nghiên cứu DẦU KHÍ - SỐ 9/2021 THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ Palynofacies thuộc tổ hợp II tương ứng với kerogen loại III cho ưu sinh khí Kết phân tích giếng khoan CS1 cho thấy cường độ màu bào tử tăng dần theo độ sâu Sự thay đổi giá trị SCI khó quan sát khoảng độ sâu mẫu nhỏ Trong mặt cắt giếng khoan CS1, giá trị SCI giới hạn khoảng 3,0 - 5,5 (vàng chanh - cam vàng) tương đương với giá trị TAI khoảng 2,0 - 2,4 So sánh với Hình cho thấy giá trị tương đương Ro 0,3 - 0,6 Palynofacies thuộc tổ hợp I tương ứng với kerogen loại III cho ưu sinh khí Ngồi ra, kết phân tích địa hóa trầm tích Miocene sớm khu vực nghiên cứu cho thấy, đá sinh với độ giàu vật chất hữu đạt loại tốt (TOCtb khoảng 1,1% khối lượng), tiềm sinh tốt (S2 khoảng 4,11 kg/tấn), chủ yếu kerogen loại II - III cho khả sinh khí - dầu mức 1,5 0,3 Lemonyellow 3.5 Tiềm đá mẹ Goldenyellow 0,4 Tiềm đá mẹ nhận định sở phân tích tướng hữu để phân loại kiểu kerogen mà đá mẹ thiên sinh dầu hay sinh khí Đồng thời kết hợp với số màu bào tử (SCI) để đánh giá mức độ trưởng thành nhiệt đá mẹ Theo phương pháp nghiên cứu tướng bào tử phấn hoa Tyson (1993, 1995), kerogen phân chia thành kiểu Trong kerogen loại I - II thiên sinh dầu kerogen loại III - IV thiên sinh khí [5, 6] Yelloworange 2,4 0,5 Orange Orangebrown Darkbrown 2,2 2,6 2,8 3,0 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 3,5 Post mature Darkbrown-black 2,0 515 oC Black 10 4,0 3,0 4,0 5,0 Over-mature 2,5 Palynofacies bao gồm tổ hợp IX với kerogen loại I - II (II ≥ I) với ưu sinh dầu tổ hợp VI tương ứng với kerogen loại II thiên sinh dầu Oil birth line 424 oC 1,2 o 1,32 471 C 1,5 Zones of Hydrocarbon Generation and Destruction Biogenic dry gas Oil Condensate Vitrinite Hydrocarbon VR (%) Stages Types Tmax 0,2 Thermogenic dry gas Paleyellow Paleyellowlemonyellow SCI TAI Immature Sporecolour Mature Đối với giếng khoan CS2, cường độ SCI dao động khoảng nhỏ 4,0 - 6,0 (cam nhạt - cam) tương ứng với giá trị TAI khoảng 2,3 - 2,5 So sánh với bảng chuyển đổi Hình cho thấy giá trị tương đương Ro 0,40 - 0,65 Peak oil gen Oil Oil death line Peak wet gas gen Wet gas Wet gas floor Dry gas Hình Mối tương quan SCI, TAI, Ro đới sản phẩm hydrocarbon (từ Marshall, 1990 Hartkopf-Froder, 2015) Bảng Kết nhận định mức độ trưởng thành vật chất hữu theo SCI giếng khoan CS1 Loại PF SCI TAI Ro Mức độ trưởng thành nhiệt vật chất hữu PF-1 3,0 - 4,0 2,0 - 2,3 0,3 - 0,4 Chưa trưởng thành PF-2 4,0 - 5,0 2,3 - 2,4 0,4 - 0,5 Chưa trưởng thành PF-3 5,0 - 5,5 ~ 2,4 0,5 - 0,6 Trưởng thành sớm - Trưởng thành Bảng Kết nhận định mức độ trưởng thành vật chất hữu theo SCI giếng khoan CS2 10 Loại PF SCI TAI Ro Mức độ trưởng thành nhiệt vật chất hữu PF-1 4,0 - 5,0 2,3 - 2,4 0,4 - 0,5 Chưa trưởng thành PF-2 5,0 - 6,0 2,4 - 2,5 0,5 - 0,65 Trưởng thành sớm - Trưởng thành PF-3 5,0 - 6,0 2,4 - 2,5 0,5 - 0,65 Trưởng thành sớm - Trưởng thành DẦU KHÍ - SỐ 9/2021 Peak dry gas gen PETROVIETNAM 2.500 0,45 0,55 R0 1,0 0,72 GK CS1 GK CS2 khoảng 2,0 - 2,5, giá trị phản xạ vitrinite Ro khoảng 0,3 - 0,65, cho thấy vật liệu hữu từ chưa trưởng thành đến trưởng thành theo độ sâu tăng dần mẫu Tiềm hydrocarbon đá mẹ palynofacies 1, tương ứng với kerogen loại I - II II thiên sinh dầu Palynofacies tương ứng với kerogen loại III tiềm thiên sinh khí 3.000 3.500 Tài liệu tham khảo 4.000 [1] Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, Địa chất tài nguyên dầu khí Việt Nam Nhà xuất Khoa học Kỹ thuật, Hà Nội, 2019 Cửa sổ tạo dầu Trưởng thành Chớm trưởng thành Độ sâu mẫu (m) Chưa trưởng thành 4.500 Hình Giá trị phản xạ vitrinite theo độ sâu mẫu [19] độ trưởng thành nhiệt vật chất hữu chủ yếu từ chớm trưởng thành đến trưởng thành Ro > 0,45 (Hình 8) [19] Kết nghiên cứu so sánh với kết phương pháp nghiên cứu địa hóa, cho thấy phù hợp nhận định tiềm đá mẹ mức độ trưởng thành nhiệt vật chất hữu chủ yếu từ trưởng thành sớm - trưởng thành Phương pháp đánh giá mức độ trưởng thành nhiệt vật chất hữu tiềm sinh hydrocarbon đá mẹ nghiên cứu sở nghiêng định tính Hơn nữa, giá trị quy đổi tương đương từ SCI sang TAI Ro khoảng nhỏ nên có sai số định Vì vậy, kết nghiên cứu phương pháp mang tính bao quát mặt cắt địa tầng nên không tránh khỏi hạn chế xác định giá trị cụ thể khoảng độ sâu hẹp Kết luận Mặt cắt nghiên cứu giếng khoan CS1 CS2 xác định địa tầng Miocene bể Nam Côn Sơn Kết xác định tướng (PF-1, PF-2 PF-3) phân bố tổ hợp môi trường trầm tích (I, II, VI IX) lắng đọng giới hạn biển thềm đến thềm Các số màu bào tử SCI tăng dần theo độ sâu khoảng 3,0 - 6,0, tương ứng với số biến đổi nhiệt TAI [2] Mai Hoàng Đảm, Bùi Thị Ngọc Phương, Trương Tuấn Anh, Nguyễn Thị Thanh Ngà, Trần Đức Ninh, Vũ Thị Tuyền, Cao Quốc Hiệp, Nguyễn Văn Sử, Nguyễn Thị Thắm, Phan Văn Thắng, “Đặc điểm trầm tích Oligocene khu vực Lơ 05-1 (a) bể Nam Cơn Sơn”, Tạp chí Dầu khí, Số 2, trang - 14, 2021 DOI: 10.47800/PVJ.2021.02-01 [3] Alfred Traverse, Paleopalynology Springer, 2007 DOI: 10.1007/978-1-4020-5610-9 [4] M.F Whitaker, “Usage of palynostratigraphy and palynofacies in definition of Troll field geology”, Offshore Northern Seas Conference, Stavanger, Norway, 21 August 1984 [5] Richard V Tyson, “Palynofacies analysis”, Applied Micropalaeontology, pp 153 - 191, 1993 DOI: 10.1007/97894-017-0763-3_5 [6] Richard V Tyson, Sedimentary organic matter: Organic facies and palynofacies analysis Chapman and Hall, 1995 [7] M.J Fisher, P.C Barnard, and B.S Cooper, “Organic maturation and hydrocarbon generation in the Mesozoic sediments of the Sverdrup basin, Arctic Canada”, 4th International Palynological Conference, 1980 [8] D.J Batten, “Palynofacies, palaeoenvironments and petroleum”, Journal of Micropalaeontology, Vol 1, pp 107 - 114, 1982 DOI: 10.1144/jm.1.1.107 [9] D.L Pearson, Pollen/spore color “standard” Phillips Petroleum Company, 1984 [10] J.E.A Marshall, “Determination of thermal maturity”, Palaeobiology - A synthesis Blackwell Scientific Publications, UK, pp 511 - 515, 1990 [11] C.J Van der Zwan, “Palynostratigraphy and palynofacies reconstruction of the Upper Jurassic to DẦU KHÍ - SỐ 9/2021 11 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ lowermost Cretaceous of the Draugen field, offshore Mid Norway”, Review Palaeobotany Palynology, Vol 62, No - 2, pp 157 - 186, 1990 DOI: 10.1016/0034-6667(90)90021-a Adaptation and community response to hypoxia”, Oceanography and Marine Biology: An annual review 2, Vol 41, pp - 45, 2003 [12] John Utting and Anthony P Hamblin, “Thermal maturity of the lower carboniferous Horton group, Nova Scotia”, International Journal of Coal Geology, Vol 19, No 4, pp 439 - 456, 1991 DOI: 10.1016/0166-5162(91)90029-I [16] Viện Dầu khí Việt Nam, “Báo cáo sinh địa tầng giếng khoan CS1 CS2 bể Nam Côn Sơn” [13] David J Batten, “Palynofacies and petroleum potential”, Palynology: Principles and Applications, American Association of Stratigraphic Palynologists Foundatio, Dallas, pp 1065 - 1084, 1996 [14] Christoph Hartkopf-Fröder, Peter Königshof, Ralf Littke, and Jan Schwarzbauer, “Optical thermal maturity parameters and organic geochemical alteration at low grade diagenesis to anchimetamorphism: A review”, International Journal of Coal Geology, Vol 150 - 151, pp 74 - 119, 2015 DOI: 10.1016/j.coal.2015.06.005 [15] Lisa A Levin, “Oxygen minimum zone benthos: [17] Wallace G Dow, “Kerogen studies and geological interpretations”, Journal of Geochemical Exploration, Vol 7, pp 79 - 99, 1977 DOI: 10.1016/0375-6742(77)90078-4 [18] D.A Leckie, W.D Kalkreuth, and L.R Snowdon, “Source rock potential and thermal maturity of Lower Cretaceous strata: Monkman Pass area, British Columbia”, AAPG Bulletin, Vol 7, No 7, pp 820 - 838, 1988 DOI: 10.1306/703C8F38-1707-11D7-8645000102C1865D [19] Nguyễn Thị Oanh Vũ, Nguyễn Thị Tuyết Lan, Phan Văn Thắng, Nguyễn Thị Thanh Ngà, “Đặc điểm địa hóa đá mẹ khu vực giếng nước sâu bể Nam Cơn Sơn Tư Chính - Vũng Mây”, Tạp chí Dầu khí, Số 8, trang 26 33, 2020 PALYNOMORPH AND PALYNOFACIES STUDIES ON THE LOWER MIOCENE SUCCESSION IN THE EASTERN MARGIN OF THE CENTRAL TROUGH OF NAM CON SON BASIN Mai Hoang Dam, Nguyen Thi Tham, Nguyen Quang Tuan Vietnam Petroleum Institute Email: dammh@vpi.pvn.vn Summary Palynofacies study in palynology analysis is an interdisciplinary method of research combining stratigraphy, sedimentology and organic geochemistry to determine the depositional environment and assess the source rock potential This study was caried out on rock samples collected from the Lower Miocene sediments of the CS1 and CS2 wells at the eastern margin of the central trough of the Nam Con Son basin The aim of the study is (1) to clarify the sedimentary deposition environment in relation to the physicochemical conditions of the organic matter, (2) to evaluate the thermal maturity of the organic matter, and (3) to assess the source rock potential The studied results show that three palynofacies were identified, corresponding to four environmental assemblages belonging to shelf marine sediments; the thermal maturity level of organic matter from immature to mature, in which the thermal maturity level of the CS2 well is higher than that of CS1; the hydrocarbon potential of the source rock is oil prone in palynofacies and gas prone in palynofacies and Palynofacies study is important in the exploratory phase, providing necessary data to evaluate the hydrocarbon potential of the source rock, in addition to the information obtained from the biostratigraphy and sedimentary petrology analysis Key words: Palynomorph, palynofacies, hydrocarbon potential, source rock, Lower Miocene, Nam Con Son basin 12 DẦU KHÍ - SỐ 9/2021 ...ặc trưng giếng khoan nghiên cứu: (a) thuộc tướng PF-1; (b) thuộc tướng PF-2; (c - f) thuộc tướng PF-3; (g - k) dạng bào tử sử dụng cho nghiên cứu màu bào tử (SCI: 4,5 - 5,5) Tuổi trầm tích xác đị... trúc bể Nam Côn Sơn) [1] Ở bể Nam Côn Sơn, Miocene sớm giai đoạn tương đối bình ổn, tập địa chấn phản xạ song song song song, lượng thấp, trầm tích lắng đọng từ mơi trường tam giác châu phía. ..ĩa việc nghiên cứu mơi trường lắng đọng trầm tích Các nhóm hóa thạch cạn chủ yếu vận chuyển dịng sơng từ lục địa đổ vào bồn trũng vận chuyển gió, có ý nghĩa để nghiên cứu tuổi, khí hậu phân tập tr