Cấu tạo kiến tạo và cấu tạo địa chất của Bồn trũng Cửu Long
MỤC LỤC
Kiến tạo – Cấu tạo
Đặc điểm kiến tạo. ( Hình 1.5 )
Về phía Bắc, nó bị phân tách bởi mảng Trung Quốc qua hệ đứt gãy sông Hồng và về phía Đông, nó được phân tách bởi hệ đứt gãy Đông Việt Nam và Tây Baram. Giai đoạn 1 và 2 đã tạo nên đai macma trong đó gồm các đá macma đang lộ ra ở khắp Nam Việt Nam và nằm dưới các trầm tích Kainozoi ở bồn trũng Cửu Long và Nam Côn Sơn. Giai đoạn 3 đã tạo nên các bể trầm tích trong đó có Cửu Long phủ chồng gối lên các đai đá macma.
Đặc điểm cấu tạo ( Hình 1.6 ) a. Các đơn nghiêng
Đới nâng này bị khống chế bởi hệ thống đứt gãy Đông Bắc – Tây Nam, bị phân cắt bởi các đứt gãy Tây Bắc – Đông Nam, bị chặn lại phía Tây Nam bởi đứt gãy có hướng Tây Nam. Đới nâng Tam Đảo – Bà Đen: phát triển kế thừa trên các khối nhô của móng trước Kainozoi và liên tục tới đầu Miocene. Đới phân dị cấu trúc Tây Nam: gồm một loạt các cấu trúc địa phương tạo thành do hệ thống đứt gãy Đông – Tây và bị phân cắt bởi các đứt gãy địa phương có hướng Đông Bắc – Tây Nam và Tây Bắc – Đông Nam tạo ra các khối nâng và khối sụt cục bộ và phân dị về phía Trung Tâm của bồn.
Chúng hoạt động mạnh trong móng và trầm tích Oligocene, chỉ có rất ít đứt gãy hoạt động trong trầm tích Miocene dưới. Các đứt gãy Đông Bắc – Tây Nam thường là các đứt gãy giới hạn cấu tạo và các đứt gãy hướng Đông – Tây, Bắc – Nam có vai trò quan trọng đặc biệt trong phạm vị từng cấu tạo. Hoạt động nén ép vào cuối Oligocene đã gây ra nghịch đảo nhỏ trong trầm tích Oligocene và các đứt gãy nghịch ở một số nơi.
Lịch sử hình thành – phát triển bồn trũng Cửu Long
Liên quan đến hoạt động này là các hoạt động macma mà các thành tạo của nó có thể quan sát thấy tại các vết lộ trên đất liền cũng như bắt gặp trong các giếng khoan ngoài khơi. Phổ biến là các loại đá diorit, granodiorit thành phần kiềm vôi thuộc phức hệ Định Quán, granit giàu kiềm thuộc phức hệ Đèo Cả, Cà Ná và các đá mạch, phun trào andezit, riolit. Hiếm hơn là các loại đá cổ như diorit thuộc phức hệ Hòn Khoai, các trầm tích núi lửa tương ứng với hệ tầng Bửu Long, Châu Thới trên đất lieàn Nam Vieọt Nam.
Vào cuối Kreta đầu Paleogen, có hoạt động nâng và bào mòn trải rộng trên toàn bộ khu vực, tạo ra sự phong hoá mạnh mẽ các đá granit có tuổi thuộc Mezozoi, một trong những đối tượng chứa dầu khí chính trong khu vực. Vào cuối Miocene dưới, sự thành tạo tầng sét biển Rotalit trên toàn bộ khu vực minh chứng cho biến cố lún chìm của bồn trũng và tầng sét này trở thành tầng đánh dấu địa chấn và tầng chắn khu vực tốt nhất. Từ Miocene trên đến nay, bồn trũng Cửu Long đã hoàn toàn thông với bồn trũng Nam Côn Sơn và sông Cửu Long trở thành nguồn cung cấp vật liệu chính cho khu vực này.
Hệ thống dầu khí bồn trũng Cửu Long 1 Đặc điểm tầng sinh
Đặc điểm tầng chắn
- Các thành tạo lục nguyên mịn chủ yếu là sét - Các hệ thống đứt gãy kín. Tầng sét biển chứa phong phú Rotalia phân bố rộng rãi trong khu vực được đánh giá là thành tạo chắn tốt nhất. Sét kết đầm hồ thuộc Oligocene bao gồm các lớp sét kết xen kẽ với lớp cát kết trầm tích trong môi trường sông, đầm hồ.
Đặc điểm tầng chứa
Khả năng chứa của đá trầm tích từ trung bình đến tốt, độ rỗng thay đổi từ 12% –23%, ngoại trừ các tầng Oligocene dưới của cấu tạo Jade và cấu tạo Diamond có độ rỗng nhỏ hơn 8%. Các vỉa cát kết tuổi Oligocene có độ sâu trên 3000m với độ thấm tính được nhỏ hơn 10mD. Trong móng chứa đá granit nứt nẻ và phong hoá nhưng chỉ có Ruby là có dầu trong móng nhưng thời gian khai thác rất ngắn.
CÁC PHƯƠNG PHÁP NGHIấN CỨU ĐỊA HểA ĐÁ MẸ
Giai đoạn chuẩn bị mẫu
Đối với các mẫu đá là SWC có dính mùn khoan cũng được xử lý như trên. Các mẫu thực địa cần cạo bỏ phần mặt ngoài do bị dính tạp chất hay bị phong hoá trong môi trường. Mẫu dầu, condensate lấy lên trong quá trình thử vỉa hoặc khai thác có lẫn mùn khoan, vụn trầm tích, nước kỹ thuật… Trước khi phân tích cần phải dùng máy li tâm để loại bỏ các chất nặng hơn dầu như bùn, cát, nước… theo nguyên lý dầu nhẹ ở trên, các chất nặng lắng xuống dưới đáy ống ly tâm.
Trong quá trình ly tâm, người ta gắn các nam châm vào ống ly tâm để hút các mạt sắt có trong mẫu dầu (các mạt sắt này hình thành từ ống lấy mẫu hay ống khai thác bị rỉ sét). Sau đó, dùng tiếp giấy lọc để loại bỏ những tạp chất là cặn bã có tỷ trọng gần bằng tỷ trọng dầu. Thành phần parafin trong dầu nếu để một thời gian lâu sẽ đông lại thành chất rắn rất khó xử lý.
Vì vậy, đối với những mẫu dầu nhiều parafin trước khi ly tâm và lọc nên dùng dung môi hữu cơ để hoá lỏng parafin. Mẫu nước vỉa có thể bị lẫn nhiều mùn khoan, dầu, cặn hữu cơ… cần loại bỏ bằng cách lọc qua giấy lọc nhiều lần, ly tâm, dùng chất hấp phụ loại bỏ cặn hữu cơ lơ lửng. Mẫu khí phải bảo quản trong dụng cụ chuyên dùng, tránh để mẫu thoát ra ngoài hoặc không khí lẫn vào mẫu.
Các phương pháp nghiên cứu đá sinh dầu
Phương pháp đo phản xạ vitrinit ( Vitrnit Refrelectanceg - %Ro ) Khi nghiên cứu vùng chứa dầu ở phía Đông nước Mỹ, năm 1915 White đã ghi nhận rằng dầu tồn tại trong các trầm tích chứa than có độ biến chất thấp hoặc trung bình, khí khô có mặt trong than biến chất cao hơn và dầu hầu như vắng mặt trong các trầm tích chứa than lửa dài. Nhưng mãi tới năm 1960 – 1970 các nhà địa chất Nga và Đức mới ứng dụng luận điểm của White khi nghiên cứu sự biến chất của than và đã phát minh ra phương pháp nghiên cứu độ phản xạ của khoáng vật vitrinit như là một chuẩn mực đánh giá sự tiến hoá của Kerogen. Phương pháp nhiệt phân Rock –Eval được ứng dụng trong nghiên cứu địa hoá dầu khí nhằm đánh giá tiềm năng đá mẹ dựa vào quá trình chuyển hoá VCHC tuỳ theo nhiệt độ cho ra các sản phẩm khác nhau.
- Tiếp tục cracking nhiệt đối với Kerogen tới khoảng nhiệt độ từ 3000C – 5500C (<6000C) sẽ nhận được lượng hydrocacbon tiềm năng lớn và ký hiệu S2, là lượng hydrocacbon được tách ra do phân hủy nhiệt. Nếu các mẫu đá lấy từ đới quá trưởng thành hay cuối đới trưởng thành muộn thì các giá trị của chỉ tiêu trên giảm đi rất nhiều vì lượng VCHC bị nghèo đi sau khi một lượng hydrocacbon được sinh ra và di cư khỏi đá mẹ. Nhờ sự hổ trợ của khí trơ, các phân tử hydrocacbon lần lượt xuất hiện và được ghi trên sắc đồ theo trọng lượng phân tử từ nhẹ đến nặng vì các phân tử có nhiệt độ bay hơi khác nhau.
Nhờ FID mà thời gian xuất hiện và hàm lượng từng phân tử HC được tự động ghi từ CH4 tới các phân tử có trọng lượng cao khi nhiệt độ của cột sắc ký tăng dần đến >5500C hoặc cao hơn khi phân tích dầu nặng. Sự tồn tại của nó xác định các đá nguồn có mức độ trưởng thành rất thấp hoặc chưa trưởng thành, đồng thời cũng cho ta những cơ sở về nguồn goác VCHC sinh daàu. Trước khi phân tích mẫu cần được lọc kỹ qua zeolit phân tử 5A° nhằm làm giàu thêm các cấu tử hydrocacbon vì các biomarkers có mặt trong hydrocacbon với hàm lượng rất thấp.
Kết quả phân tích sắc ký khối phổ được ghi trên biểu đồ và tính toán các biomarker theo phần trăm cũng như mối quan hệ giữa các thành phần biomarkers nhằm xác định dạng môi trường tồn tại VCHC giúp việc phân loại chúng dễ dàng. Nguyên lý của phương pháp này là các phản ứng đứt mạch của VCHC xảy ra để hình thành các hydrocacbon lỏng và khí còn phụ thuộc vào thời gian địa chất và gọi là chỉ tiêu thời nhieọt (TTI). Từ lớp đá mẹ đó tăng được 100C phải trải qua một khoảng thời gian nhất định và gọi là ∆t, từ đó tính tích của hai thông số này r*∆t sẽ là chỉ số thời nhiệt của VCHC trong khoảng thời gian đó.
Đối với các bể trầm tích Kainozoi có tốc độ tích lũy trầm tích nhanh, đặc biệt vào Neogen và Đệ Tứ phương pháp này cho nhiều sai số có khi tới vài trăm mét, thậm chí đến nghìn mét vì tốc độ tích luỹ ở đây nhanh, đặc biệt nguồn nhiệt do hoạt động Tân kiến tạo gây nên (từ các nguồn dưới sâu đi lên dọc theo các đứt gãy sâu) thì vật liệu hữu cơ chưa có đủ thời gian để cảm nhận và chuyển hoá theo chế độ nhiệt mới.
