Đá sinh
Những mẫu vụn từ các GK trong khu vực bồn trũng Nam Côn Sơn đã đƣợc tiến hành phân tích TOC và Rock-Eval. Những dữ liệu này cho thấy đá sinh tiềm năng ở khu vực chủ yếu là trong tầng Miocene dƣới và Oligocene trên – giữa, nơi có sự xen kẽ giữa các lớp sét vôi với các lớp than. Đá phiến sét Miocene dƣới và Oligocene là đá mẹ loại III, giàu đến rất giàu vật chất hữu cơ (TOC=0.5-5 %wt) và có khả năng sinh khí là chính (HI=50-2000mg HC/gTOC). Các tập than Miocene dƣới và Oligocene có hàm lƣợng TOC biến thiên từ 50-80%wt nhƣng có khả năng sinh cả dầu và khí do chỉ số HI ở trong khoảng 200-450mg HC/gTOC, nhƣng đôi chỗ có xu hƣớng sinh khí là chính (HI=100-2000 mg HC/gTOC) (hình 3.5)
104
Hình 3.5: Chỉ số TOC và HI các giếng khoan lô B tầng Miocene dƣới và Oligocene.
Trầm tích Miocene dƣới
Các mẫu ở Miocene dƣới thể hiện đá mẹ có hàm lƣợng vật chất hữu cơ từ trung bình đến thấp. Trong một số giếng khoan đó có các mẫu sét than rất giàu vật chất hữu cơ nhƣng thành phần liptinit thƣờng rất thấp 10%, điều này cho thấy đá mẹ có khả năng sinh khí cao. Vật chất hữu cơ trong các mẫu trầm tích Miocene dƣới đƣợc lắng đọng chủ yếu trong môi trƣờng lục địa, đầm lầy và hỗn hợp.
Trầm tích Oligocene
Trầm tích Oligocene có thành phần thạch học chính là cát kết, bột kết và than. Do quá trình trầm tích lắng đọng và bảo tồn vật chất hữu cơ trong từng khu vực khác nhau nên tiềm năng hữu cơ cũng khác nhau. Các tập sét than có khả năng sinh hydrocarbone tốt. Trầm tích Oligocene lắng đọng chủ yếu trong môi trƣờng đầm lầy, lục địa và hỗn hợp. Trầm tích Oligocene thuộc loại đá mẹ trung bình đến tốt, khả năng sinh khí condensate cao. Tuy nhiên, vẫn gặp những tập sét kết giàu vật chất hữu cơ và các tập sét than có ý nghĩa tốt cho việc sinh thành dầu.
Trong lô B, theo mô hình địa hóa đã đƣợc Viện Dầu khí Việt Nam (VPI) xây dựng vào năm 2006. Kết quả cho thấy, đá phiến sét và sét than tuổi Oligocene, Miocene sớm và Miocene giữa đƣợc xem là nguồn đá mẹ trong khu vực lô B. Kerogen chủ yếu là Kerogen loại III có nguồn gốc từ thực vật lục địa nơi thiếu vắng thành phần lipid hay vật liệu sáp. Những phân tích về hóa học cho thấy cả dầu và
105
khí trong khu vực lô B đều đƣợc sinh ra từ nguồn đá mẹ này. Cửa sổ sinh dầu ở khoảng 3800-4300m, trong khi đó, cửa sổ sinh khí từ 4800 – 5200m. Dựa trên mô hình địa hóa, condensat đƣợc tìm thấy trong các mỏ RK và RN tại lô B. Những mẫu condensate này đã đƣợc phân tích và cho thấy nguồn gốc chủ yếu từ đá mẹ môi trƣờng sông - châu thổ, đối với dầu nhẹ tại cấu tạo R-1X và K-1X lại có nguồn gốc từ đá mẹ đầm hồ.
Đá chứa
Trong bồn trũng Nam Côn Sơn cho đến nay hầu hết các phát hiện chủ yếu trong đá trầm tích và Carbonate tuổi từ Oligocen tới Pliocene dƣới, ngoài ra một vài phát hiện dầu khí trong đá móng ở các cấu tạo Đại Hùng, Gấu Chúa.
Trong lô B, đá chứa chủ yếu là các tập cát kết tuổi Miocene sớm và giữa. Trầm tích Miocene sớm với thành phần chủ yếu là những lớp cát kết lắng đọng trong khu vực cửa sông, thủy triều và châu thổ.
Đá chắn
Trong lô B, tập sét giữa tầng Dừa (Middle Dua Shale) đóng vai trò là tầng chắn ở phía trên cho các tập cát kết giữa tầng Dừa (Middle Dua sands), Tập sét kết trễ tầng Dừa (Lower Dua shale) đóng vai trò tầng chắn cho các tập cát kết hệ tầng Cau. Ngoài ra các tập sét kết nằm xen kẽ trong những khoảng vỉa chứa cũng đóng vai trò là các tầng chắn. Do hầu hết những khoảng vỉa chứa trong lô đều chứa hàm lƣợng phiến sét cao nên những lớp sét này đóng vai trò là tầng chắn tốt, nhƣng cũng có vài lớp này không chắn tốt trong một số khoảng cát kết Miocene giữa – dƣới.
Do bề dày của những vỉa chứa khá mỏng, khả năng liên kết giữa các lớp cát khá cao và đa số khe nứt bị nứt nẻ nhỏ xuyên qua nên không đủ khả năng chắn để có thể duy trì cột hydrocarbone. Hầu hết rủi ro về tầng chắn đều từ vấn đề này.
Bẫy và dịch chuyển hydrocacbon
Kết quả phân tích địa hoá cho thấy đá mẹ Miocene có hàm lƣợng vật chất hữu cơ không cao, hầu hết đang ở trạng thái chƣa trƣởng thành nên khả năng sinh hydrocacbon hạn chế, vì vậy sản phẩm dầu khí có mặt trong Miocene – Pliocene dƣới chủ yếu đƣợc di cƣ từ đá mẹ nằm ở độ sâu lớn hơn. Kết quả phân tích dầu thô
106
trong Pliocene ở mỏ Đại Hùng cho thấy hydrocarbone no chiếm một tỷ lệ lớn từ 80 – 90%, chứng tỏ dầu ở đây không phải tại sinh mà di cƣ tới. Sự tăng dần của hydrocacbon no theo chiều sâu ở mỏ Đại Hùng thể hiện quá trình dịch chuyển và nạp dầu khí vào bẫy theo phƣơng chéo ngang từ đá mẹ nằm sâu hơn.
Hydrocarbone sinh ra từ đá mẹ Pliocene bắt đầu di cƣ cách đây 18,2 triệu năm, còn từ đá mẹ tuổi Miocene sớm 2,8 triệu năm.
Nhƣ vậy, các kiểu bẫy có thời gian thành tạo và đƣợc hoàn thiện trƣớc Miocene giữa đều có khả năng đón nhận sản phẩm dầu khí. Đặc biệt các bẫy cấu tạo và hỗn hợp phát triển kế thừa trên các khối móng cao. Song do hoạt động kiến tạo ở bồn trũng Nam Côn Sơn xảy ra rất mạnh kể từ Pliocene cho đến cuối Pliocene sớm với nhiều pha khác nhau, nên nhiều tích tụ dầu khí đã không đƣợc bảo tồn. Dầu khí đã bị thoát ra khỏi bẫy và dịch chuyển tiếp theo các đứt gẫy. Dấu vết dầu nặng gặp trong đá móng nứt nẻ ở một số giếng khoan đã chứng minh cho nhận xét đó.
Hình 3.6: Mặt cắt địa chấn đi qua cụm cấu tạo X thuộc lô B.