Khu vực nghiên cứu bao gồm các đới nâng và trũng nằm xen kẽ nhau, phát triển chủ yếu theo hƣớng ĐB - TN. Đới nâng có dạng khối – địa lũy hoặc khối đứt gãy có
68
lớp phủ trầm tích Kainozoi dày khoảng 2,5 – 3,5km. Các đới trũng có dạng địa hào, bán địa hào lấp đầy trầm tích Kainozoi dày tới 6 - 7km.
Việc phân vùng cấu tạo nhằm mục đích phân chia khu vực nghiên cứu thành các đơn vị cấu tạo khác nhau. Mỗi đơn vị cấu tạo có các đặc điểm cấu trúc, kiến tạo, cơ chế hình thành và lịch sử phát triển địa chất tƣơng đối đồng nhất. Ranh giới giữa chúng đƣợc lựa chọn trùng với các đứt gãy có quy mô tƣơng đối lớn cả về chiều dài lẫn biên độ dịch chuyển và tuổi hoạt động, kết hợp với các yếu tố cấu trúc đặc biệt nhƣ các chuỗi núi lửa. Trong các đơn vị cấu tạo, tùy theo đặc điểm cấu trúc kiến tạo mà có thể phân chia thành các yếu tố cấu tạo có bậc nhỏ hơn. Việc lựa chọn và phân chia các đơn vị và yếu tố cấu tạo một cách hợp lý sẽ là cơ sở khoa học và làm tăng độ tin cậy cho việc phân vùng triển vọng và đánh giá tiềm năng dầu khí của khu vực nghiên cứu.
Phân tích bộ bản đồ cấu tạo, bản đồ đẳng dày khu vực nghiên cứu và các tuyến mặt cắt địa chấn, đã phân chia khu vực nghiên cứu thành 4 đơn vị cấu tạo chính là: Đới dãn đáy Biển Đông, Đới nâng Tƣ Chính – Đá Lát, Trũng Vũng Mây, Trũng Đông bể Nam Côn Sơn (hình 3.38).
69
Hình 3. 38. Bản đồ phân vùng cấu tạo khu vực nghiên cứu
3.3.4.1 Đới dãn đáy Biển Đông
Diện tích Đới dãn đáy Biển Đông ở khu vực nghiên cứu là phần kéo dài về phía Tây Nam của Dãn đáy Biển Đông nói chung có độ sâu nƣớc biển từ 2000-3500 m. Đây là vùng Vỏ lục địa bị vát mỏng so với các đơn vị cấu tạo kề bên. Bề dày trầm tích Kainozoi, đặc biệt trầm tích Neogen rất mỏng, khoảng 800-1.000 m phủ kề áp lên trầm tích cổ hơn về 2 phía ranh giới của Đới. Bề mặt đáy biển tƣơng đối bằng phẳng, không quan sát thấy hoạt động núi lửa. Các đứt gãy chủ yếu có phƣơng ĐB - TN, riêng đứt gãy phía Nam có phƣơng á vĩ tuyến với biên độ dịch chuyển khá lớn, khoảng 700-800 m.
70
3.3.4.2 Đới nâng Tư Chính – Đá Lát
Đới nâng Tƣ Chính – Đá Lát chiếm gần một nửa diện tích khu vực nghiên cứu và tiếp tục mở rộng về phía Đông Bắc sang khu vực Trƣờng Sa với độ sâu nƣớc biển thay đổi từ vài chục mét đến 1000 m. Tiếp giáp về phía Tây của đới là bể Nam Côn Sơn bởi đứt gãy Sƣờn dốc Đông Việt Nam có phƣơng á kinh tuyến, về phía Đông là Trũng Vũng Mây bởi hệ thống đứt gãy Vũng Mây có phƣơng ĐB - TN, còn về phía Bắc là Đới dãn đáy Biển Đông bởi hệ thống các đứt gãy ngoài 2 hƣớng trên còn có phƣơng á vĩ tuyến. Trong các văn liệu trƣớc đây, toàn bộ diện tích của Đới đƣợc xếp vào Đới nâng rìa Đông Nam Việt Nam. Ở phần Tây Bắc của Đới phát triển các cấu trúc theo hƣớng á kinh tuyến mà trong các công trình nghiên cứu trƣớc đây đƣợc gọi là Đới nâng Phúc Nguyên. Ở các diện tích còn lại các cấu trúc đều theo phƣơng ĐB – TN và tồn tại nhiều cấu tạo dạng địa lũy. Một số cấu tạo dạng này phát triển đến tận đáy biển mà trên đó là các thành tạo cacbonat, phần lớn là ám tiêu san hô. Ở phần rìa Đông của Đới, một số nơi có mặt hoạt động núi lửa của các thời kỳ khác nhau.
3.3.4.3 Trũng Vũng Mây
Trũng Vũng Mây chiếm một phần diện tích Đông Nam của khu vực nghiên cứu với độ sâu nƣớc biển thay đổi từ 200-2000 m. Trầm tích Kainozoi trong đới này có bề dày khá lớn, đạt tới 4500 m, đặc biệt lát cắt Eocen? – Oligocen. Ngoài hệ thống đứt gãy Vũng Mây là ranh giới phía Tây của đới có phƣơng ĐB - TN, hầu hết các đứt gãy còn lại có phƣơng á vĩ tuyến, TB - ĐN và á kinh tuyến, phân chia cấu trúc thành các vi địa lũy, địa hào và bán địa hào. Các cấu tạo phát triển kế thừa trên các vi địa lũy đều có điều kiện thuận lợi về triển vọng dầu khí, đặc biệt các bẫy nằm kề các địa hào Syn- Rift. Hoạt động đứt gãy trong phạm vi của Đới đều kết thúc vào trƣớc Miocen giữa, trầm tích Pliocen – Đệ Tứ ít bị biến vị và gần nhƣ phân bố nằm ngang. Về phía Tây của Đới ở một số nơi quan sát thấy hoạt động núi lửa trên mặt cắt địa chấn.
3.3.4.4 Trũng Đông bể Nam Côn Sơn
Trũng Đông bể Nam Côn Sơn là phần tiếp tục của Trũng Trung tâm bể Nam Côn Sơn, có bề dày trầm tích Kainozoi đạt tới 7000 m. Diện tích của Trũng trong khu vực nghiên cứu không lớn và ranh giới phía Đông là đứt gãy Sƣờn dốc Đông Việt Nam. Vì
71
vậy tại đây chỉ quan sát thấy một vài cấu tạo phát triển kế thừa trên địa lũy của thời kỳ Syn-Rift với chiều sâu tới đỉnh cấu tạo khá lớn (4200-4500 m). Hoạt động đứt gãy kết thúc vào trƣớc Miocen giữa, không quan sát thấy biểu hiện núi lửa trên mặt cắt địa chấn.
72
CHƢƠNG 4
ĐÁNH GIÁ TIỀM NĂNG DẦU KHÍ 4.1. Hệ thống dầu khí
4.1.1. Đá sinh
Ở khu vực nghiên cứu có khả năng tồn tại 2 nguồn đá mẹ: sét và sét than tuổi Oligocen và Miocen sớm. Tiềm năng đá mẹ tuổi Oligocen và Miocen sớm đã đƣợc phát hiện ở nhiều giếng khoan của bể Nam Côn Sơn, đây là các tầng đá mẹ phổ biến trong cả khu vực. Các nghiên cứu địa nhiệt ở phía Đông bể Nam Côn Sơn cho thấy dòng địa nhiệt thay đổi từ 60 mW/m2 tại 35 triệu năm đến 70-72 mW/m2 tại 10 triệu năm sau đó giảm xuống 60-62 mW/m2 nhƣ hiện nay. Đá mẹ Oligocen nằm chủ yếu trong đới sinh khí khô với cửa sổ từ 4.400 - 4.900 m. Về thời gian, đá mẹ Oligocen bắt đầu sinh dầu tại 26 triệu năm. Đá mẹ Miocen sớm bắt đầu sinh dầu ở 15 triệu năm và đạt đỉnh tạo condensat ở 5 triệu năm. Khoảng cách giữa nguồn đá mẹ và các cấu tạo có khả năng chứa là rất ngắn nên thuận lợi cho sự di cƣ, tích tụ dầu khí. Hydrocarbon có thể tích tụ vào các tập cát kết tuổi Oligocen, Miocen sớm. Hydrocarbon cũng có thể dịch chuyển theo chiều thẳng đứng theo các đứt gãy lên các tập cát kết Miocen giữa - trên hoặc nạp vào các thể đá vôi thuộc hệ tầng Tƣ Chính, Phúc Tần [4].
4.1.2. Đá chứa
Đá chứa tiềm năng ở khu vực nghiên cứu có thể là granit phong hóa nứt nẻ, cát kết tuổi Oligocen - Miocen và đá vôi Miocen giữa - muộn - Pliocen sớm.
Granit phong hóa nứt nẻ là tầng chứa quan trọng ở bể Cửu Long, chứa dầu khí ở mỏ Đại Hùng thuộc bể Nam Côn Sơn. Ở Tƣ Chính, móng granit có thể gặp ở đới cao Tƣ Chính, Đông Sơn, Phúc Nguyên - Phúc Tần. Tài liệu trọng lực và các dị thƣờng địa chấn cho phép dự báo sự tồn tại các đới nứt nẻ với mật độ thấp ở trong móng này.
Cát kết Oligocen hình thành trong môi trƣờng châu thổ đầm hồ có khả năng chứa nhƣng chất lƣợng không cao. Cát kết Miocen sớm hạt mịn, pha bột, rắn chắc nên khả năng chứa kém đến trung bình. Cát kết Miocen giữa của hệ tầng Tƣ Chính cũng chứa tốt. Tại giếng khoan PV-94-2XN, cát kết Miocen giữa có độ rỗng rất tốt từ 28-33%. Cát kết Miocen trên của hệ tầng là tầng chứa tốt nhất ở khu vực này.
73
Đá vôi phát triển khá phổ biến ở địa lũy Tƣ Chính, đới cao Phúc Nguyên - Phúc Tần, đới cao Vũng Mây, tuổi từ Miocen giữa đến hiện tại. Giếng khoan PV-94-2XN bắt gặp đá vôi từ khoảng 1650m đến đáy biển có xen kẽ các tập sét, sét vôi, cát thạch anh, độ rỗng lớn, từ 20-30%.[6], [7].
4.1.3. Đá chắn
Đá chắn ở khu vực bể Nam Côn Sơn và vùng lân cận là tập sét biển tuổi Pliocen - Đệ Tứ của hệ tầng Biển Đông. Tập sét này có mặt ở hầu khắp khu vực nghiên cứu, ngoại trừ các đới nâng cao, nơi đá vôi phát triển lên đến tận đáy biển. Ngoài ra, có thể là các tập sét biển ở phần trên của Miocen sớm, bắt gặp trong hầu hết các giếng khoan bể Nam Côn Sơn. Tập sét này có thể tƣơng ứng với tập sét Rotalia ở bể Cửu Long [4]. Các tập đá chắn nằm xen kẽ không mang tính khu vực cũng có thể tồn tại và phát triển trong Oligocen và Miocen sớm. Do biển tiến bắt đầu từ Miocen nên các tập cát châu thổ Miocen có thể đƣợc phủ bởi các tập sét này. Phần trên của Miocen sớm, Miocen muộn có thể tồn tại các tập sét biển và sét vôi,
Năm 1998, Conoco nghiên cứu khả năng chắn của sét, kết quả cho thấy sét Oligocen trên có khả năng chắn từ trung bình đến tốt và sét Pliocen dƣới có khả năng chắn tốt.
4.1.4. Dịch chuyển và tạo bẫy
Hydrocacbon đƣợc hình thành từ cuối Oligocen - Miocen sớm với đỉnh cửa sổ tạo dầu vào Miocen sớm ở khu vực trung tâm, phần Nam khu vực nghiên cứu và Miocen muộn - Pliocen sớm vùng Bắc khu vực nghiên cứu. Nhƣ vậy, dầu bắt đầu di cƣ từ Miocen sớm, Miocen giữa hoặc Miocen muộn - Pliocen tùy thuộc từng đơn vị cấu trúc địa chất.
Phần lớn đá mẹ trong các vùng sinh ở địa hào Phúc Nguyên và phần Nam của khu vực nghiên cứu đã ở vào giai đoạn tạo dầu trƣớc khi xảy ra các hoạt động nghịch đảo vào Miocen giữa. Vào thời kỳ nghịch đảo, các trũng ở Bắc Phúc Tần, Tây Bắc Vũng Mây chịu ảnh hƣởng nâng lên và đứt gãy. Điều này làm cho quá trình sinh dầu bị đình trệ và một lƣợng hydrocarbon bị thất thoát. Địa hào Phúc Nguyên cũng chịu một phần của hoạt động nghịch đảo nhƣng không bị nhiều đứt gãy do đó hy vọng
74
hydrocarbon còn giữ đƣợc trong bẫy đã nạp trƣớc đó hoặc tài nạp vào các bẫy mới kề cận.
4.2. Phân vùng triển vọng dầu khí
Vùng triển vọng dầu khí của khu vực nghiên cứu đƣợc đánh giá trên sơ sở các chỉ tiêu sau:
- Đặc trƣng về cấu kiến tạo vùng nghiên cứu
- Mức độ trƣởng thành của vật chất hữu cơ, diện tích và bề dày phân bố đá sinh hydrocarbon, vùng cung cấp và hƣớng dịch chuyển dầu khí.
- Phạm vi phân bố, quy mô và số lƣợng các tập hợp cấu tạo triển vọng (Play). - Mức độ rủi ro về hệ thống dầu khí (sinh, chứa, chắn, bẫy, thời gian) và thành phần vật chất lƣu đƣợc đánh giá cho play và cấu tạo triển vọng.
Dựa vào các chỉ tiêu phân loại nêu trên, phân vùng triển vọng dầu khí của khu vực nghiên cứu đƣợc trình bày trên hình 4.1.
75
Hình 4. 1. Bản đồ phân vùng triển vọng dầu khí khu vực nghiên cứu
Vùng có triển vọng dầu khí cao
Vùng triển vọng dầu khí cao tập trung chủ yếu ở phần trung tâm lô 2, phần Đông lô 6. Trong vùng này có mặt đầy đủ các tập hợp triển vọng dầu khí và hầu hết các cấu tạo triển vọng đều phát triển kế thừa khá ổn định từ móng trƣớc Kainozoi đến hết Miocen giữa, đồng thời các cấu tạo đều có khả năng nạp dầu khí thuận lợi. Mặt khác, tại đây gần nhƣ không quan sát thấy các hoạt động núi lửa. Đối sánh các điều kiện địa chất dầu khí khu vực của Malaysia, Brunei cho thấy các cấu tạo ở phía Nam của khu vực nghiên cứu có triển vọng tích tụ dầu cao hơn ở các diện tích khác.
76
Vùng triển vọng dầu khí tốt
Vùng triển vọng dầu khí tốt tập trung ở phần trung tâm và Đông Bắc của lô 1, 2 phần Đông của lô 5,6 và một phần Đông Nam của lô 3. Các cấu tạo trong vùng này có tuổi hình thành, mức độ phát triển kế thừa và thời gian hoàn thiện khác nhau. Một số ít cấu tạo tồn tại từ móng trƣớc Kainozoi đến Miocen giữa. Đa số các cấu tạo chỉ thể hiện trên bình đồ cấu tạo trầm tích Oligocen. Hầu hết các cấu tạo đều nằm gần với đới đá mẹ đang ở thời kỳ tạo dầu, vì vậy khả năng nạp bẫy thuận lợi.
Vùng triển vọng dầu khí trung bình
Vùng triển vọng dầu khí trung bình chiếm hầu hết diện tích khu vực nghiên cứu. Tại đây, các cấu tạo có kích thƣớc không lớn hoặc tuổi hoàn thiện muộn cũng nhƣ mức độ phát triển kế thừa qua các thời kỳ thấp. Trong phạm vi của vùng có thể tồn tại các bẫy phi cấu tạo giữ một vai trò quan trọng, song rủi ro lớn nhất là độ rỗng bởi vì chiều sâu của các bẫy này tƣơng đối lớn. Mặt khác, ở một số nơi quan sát thấy ảnh hƣởng của hoạt động núi lửa.
Vùng triển vọng dầu khí thấp
Vùng triển vọng dầu khí thấp tập trung ở diện tích một phần nhỏ trung tâm lô , Nam lô 4 và Bắc lô 5. Trong vùng này, hầu hết các cấu tạo đều bị hoạt động núi lửa phá hủy cấu trúc, một số nơi lên tận bề mặt đáy biển. Ngoài ra, trầm tích Oligocen mỏng hoặc thiếu vắng.
4.3. Tiềm năng dầu khí
4.3.1 Tập hợp các cấu tạo triển vọng (Play).
Trên cơ sở phân tích hệ thống dầu khí, lịch sử tiến hóa địa chất, các bản đồ cấu tạo, đẳng dày, bản đồ phân vùng cấu tạo, hoạt động đứt gãy và các mặt cắt liên kết địa chất - địa vật lý với các bể trầm tích và khu vực xung quanh, trong khu vực nghiên cứu có thể phân chia thành 2 tập hợp cấu tạo triển vọng dƣới đây:
- Tập hợp cấu tạo triển vọng móng trước Kainozoi và trầm tích Oligocen: đặc
trƣng bởi đá mẹ là trầm tích đầm hồ tuổi Oligocen phân bố trong các địa hào, bán địa hào tập trung ở diện tích Đông Nam, Tây Nam, phần Đông và Tây của khu vực nghiên cứu, trong đó khả năng sinh dầu của đá mẹ ở phần Đông Nam là tốt hơn. Các cấu tạo
77
phát triển kế thừa trên các địa lũy của móng phân bố chủ yếu trên Đới nâng Tƣ Chính – Đá Lát, một số bị ảnh hƣởng của hoạt động núi lửa. Thành phần và mức độ nứt nẻ của đá móng ở các cấu tạo này còn chƣa rõ và đó là rủi ro địa chất chính. Các cấu tạo trong trầm tích Oligocen nhìn chung có điều kiện thuận lợi để tích tụ dầu khí. Rủi ro địa chất ở đây là độ rỗng của đá chứa cát kết Oligocen. Phân bố của các cấu tạo và triển vọng dầu khí đƣợc thể hiện trên hình 4.2.
Hình 4. 2. Bản đồ phân bố tập hợp cấu tạo triển vọng móng trƣớc Kainozoi và trầm tích Oligocen của khu vực nghiên cứu
-Tập hợp các cấu tạo triển vọng trầm tích Miocen: đặc trƣng bởi các cấu tạo xác định trên các bản đồ cấu tạo nóc Miocen hạ, trung, thƣợng có mức độ phát triển kế thừa khác nhau, có chung một nguồn đá mẹ trầm tích Oligocen. Một số khối xây
78
ám tiêu san hô tuổi Miocen giữa – muộn phát triển trên các đới nâng cũng thuộc tập hợp này. Diện tích các cấu tạo triển vọng có điều kiện thuận lợi tích tụ dầu khí tốt hơn tập trung ở lô 1, 2. Rủi ro địa chất lớn nhất của tập hợp triển vọng này là đá chắn, đặc biệt đối với các khối xây ám tiêu san hô. Phân bố và triển vọng dầu khí của các cấu tạo trong tập hợp triển vọng đƣợc thể hiện trên hình 4.3.
Hình 4. 3. Bản đồ phân bố tập hợp cấu tạo triển vọng trầm tích Miocen của khu vực nghiên cứu
4.3.2. Mô tả cấu tạo
Từ kết quả minh giải tài liệu địa chấn, các bản đồ cấu tạo tầng móng, nóc