5.1.2.1. Đá sinh
Tại bể Cửu Long có thể xác định được 3 tầng sinh chính:
- Tầng sét Miocen dưới (N11) có bề dày từ 250 m ở ven rìa và tới 1.250 m ở trung tâm bể. Tầng này có carbon hữu cơ thuộc loại trung bình, các giá trị S1 và S2 rất thấp thuộc loại nghèo, chưa có khả năng sinh hydrocarbon (HC). Vì vậy, dầu khí chứa trong tầng này là các sản phẩm di cư từ nơi khác đến (HI = 0,48-0,5 kg HC/t.TOC). Đối với tầng đá mẹ Miocen dưới loại VCHC thuộc loại III là chủ yếu,
87
có xen kẽ loại II, chỉ tiêu Pr/Ph đạt 1,49 đến 2,23 chứng tỏ chúng được tích tụ trong môi trường cửa sông, đồng bằng ngập nước có xen kẽ biển nông.
- Tầng sét của Oligocen trên (E32) có bề dày từ 100m ở ven rìa và tới 1.200 m ở trung tâm bể. rất phong phú vật chất hữu cơ (loại rất tốt), Corg. (TOC) dao động từ 3,5% đến 6,1% Wt, đôi nơi tới 11-12%, các chỉ tiêu S1 và S2 cũng có giá trị rất cao: S1 - tới 4-12 kg HC/t.đá và S2 – 16,7-21 kg HC/t.đá. Ở các trũng sâu giá trị này có thể rất cao, như các mẫu của giếng khoan CNV-1X, trị số HI có thể đạt tới 477 kg HC/t.TOC. Trong tầng sinh này loại VCHC chủ yếu là loại II, thứ yếu là loại I và ít hơn là loại III. Chỉ tiêu Pr/Ph phổ biến 1.6-2.3 phản ánh chúng được tích lũy trong môi trường cửa sông, vùng nước lợ - biển nông, một số rất ít trong điều kiện đầm hồ.
Hình 5.3. Bản đồ đẳng dày tầng sinh Oligocen – Eocen bể Cửu Long
- Tầng sét Oligocen dưới + Eocen? (E31 + E2) có bề dày từ 0 m đến 600m ở phần trũng sâu của bể. Vật chất hữu cơ tầng Oligocen dưới + Eocen thuộc loại tốt và rất tốt. TOC = 0,97% - 2,5% Wt, với các chỉ tiêu S1 = 0,4-2,5 kg HC/t.đá và S2 = 3,6-8,0 kg HC/t.đá. Ở tầng này lượng hydrocarbon có giảm so với tầng trên là do đã sinh dầu và giải phóng phần lớn hydrocarbon vào đá chứa. Vì vậy, chỉ tiêu HI
88
chỉ còn 163,6kg HC/t.TOC. Đối với tầng sinh Oligocen dưới + Eocen loại VCHC chủ yếu loại II, thứ yếu là loại III, không có loại I. Các giá trị Pr/Ph cũng chỉ đạt 1,7-2,35, phản ánh điều kiện tích tụ cửa sông, nước lợ, gần bờ và một phần đầm hồ.
Các tầng sinh Oligocen trên và Oligocen dưới - Eocen mới đạt mức trưởng thành và trưởng thành muộn và là nguồn cung cấp chủ yếu HC cho các bẫy chứa của bể Cửu Long.
5.1.2.2. Đá chứa
Đá chứa dầu khí trong bể Cửu Long bao gồm: đá granitoid nứt nẻ, hang hốc của móng kết tinh, phun trào dạng vỉa hoặc đai mạch và cát kết có cấu trúc lỗ rỗng giữa hạt, đôi khi có nứt nẻ, có nguồn gốc và tuổi khác nhau.
- Đá chứa granitoid nứt nẻ-hang hốc của móng kết tinh rất đặc trưng cho bể Cửu Long. Nứt nẻ, hang hốc được hình thành do hai yếu tố: nguyên sinh - sự co rút của đá magma khi nguội lạnh và quá trình kết tinh; thứ sinh - hoạt động kiến tạo và quá trình phong hoá, biến đổi thủy nhiệt tương đương với giá trị độ rỗng nguyên sinh (Φns) và thứ sinh (Φts).
- Dầu khí cũng được phát hiện trong đá magma phun trào hang hốc, nứt nẻ ở Đông Bắc Rồng dưới dạng vỉa dày từ vài mét tới 80 m nằm kẹp trong đá trầm tích. Đá phun trào bắt gặp trên hầu hết các cấu tạo, đặc biệt phát triển mạnh về phía Tây và Tây Nam bể. Đó thường là các đá basalt, andesit và diabas.
- Cát kết là một trong những loại đá chứa chính của bể Cửu Long có tuổi từ Oligocen sớm tới Miocen muộn có nguồn gốc từ lục địa tới biển nông ven bờ.
5.1.2.3. Đá chắn
Có 4 tầng chắn được xếp theo thứ tự chất lượng như sau:
Tầng I. Trầm tích Miocen hạ với một tầng sét rotalit dày từ 60 - 150m đóng
vai trò là tầng chắn khu vực có thể gọi là hoàn hảo. Tầng sét này khá đồng nhất, sự xen kẽ các lớp bột kết rất ít, khoáng vật chủ yếu là monmorilonit là thành phần có tính trương nở làm màn chắn lý tưởng.
89
Tầng II. Nằm trong hệ tầng Bạch Hổ và nằm trên mặt phản xạ SH5. Tầng
này có chiều dài từ 80 - 110m. Thành phần khoáng vật sét chủ yếu là hydromica, monmorilonit, 1 ít kaolinit và clorit thuộc tướng biển nông.
Tầng III. Nằm phía trên hệ tầng Trà Tân, trùng với mặt phản xạ SH7. Chiều
dày thay đổi từ 101 - 210m ở phía Đông mỏ Rồng và giảm xuống ở trũng phía Tây. Ở mỏ Rồng tập trầm tích này rất mỏng, lại pha bột và cát vì vậy không còn khả năng chắn dầu khí.
Tầng IV. Nằm sát nóc của hệ tầng Trà Cú có chiều dày thay đổi từ 39m R3
đến 210m R6. Nhìn chung hàm lượng sét không cao, thường chứa các cấp hạt bột và cát. Tuy nhiên đá được nén ép mạnh, độ gắn kết chắc nên có độ thấm rất thấp đạt chất lượng loại B theo phân loại của Khanin A.N, 1969.
5.1.2.4. Di chuyển và nạp bẫy
Sau khi dầu được sinh ra, chúng được di chuyển từ các tập đá mẹ vào các tập đá chứa bằng các con đường khác nhau và theo các hướng khác nhau. Con đường mà dầu di chuyển có thể là các tập hạt thô phát triển rộng trong lát cắt và theo diện, tiếp xúc trực tiếp với các tập sét sinh dầu hoặc dọc theo các đứt gãy kiến tạo có vai trò như kênh dẫn. Trên đường di chuyển dầu có thể được giữ lại và trở thành những tích tụ hydrocarbon, nếu tại đó tồn tại yếu tố chắn kín (bẫy chứa), ngược lại chúng bị phân tán và thoát đi
Theo lịch sử phát triển địa chất của bể, về cơ bản các dạng bẫy đã được hình thành vào giai đoạn tạo rift và đầu giai đoạn sau tạo rift (Miocen sớm), sớm hơn thời gian dầu khí trong bể bắt đầu được sinh. Như vậy, bể Cửu Long có được một điều kiện rất thuận lợi là khi dầu sinh ra từ các tầng sinh thì các bẫy đã sẵn sàng tiếp nhận. Điển hình là các khối nhô móng, thuộc phần Trung tâm bể thường được bao quanh bởi các tầng sinh dày: E32, E31 + E2, nên chúng dễ dàng được nạp ngay vào đá chứa và được lưu giữ nếu ở đó đủ điều kiện chắn
5.1.2.5. Các play hydrocacbon và các kiểu bẫy
Căn cứ vào đặc tính hệ thống dầu khí và đặc điểm chắn chứa của các phát hiện dầu khí, trong bể Cửu Long có thể phân ra 4 play hydrocarbon: đá móng nứt nẻ
90
trước Đệ Tam (play 1), đá phun trào Oligocen (play 5), cát kết Oligocen (Oligocen dưới và trên) (play 2) và cát kết Miocen dưới (play 3). Mỗi đối tượng chứa dầu khí thường gắn liền với một vài kiểu bẫy chứa khác nhau.
a. Play móng nứt nẻ trước Đệ Tam (play 1) gồm đá magma xâm nhập granitoid và một phần không đáng kể đá biến chất. Đá móng granitoid nứt nẻ, phong hoá là đối tượng chứa dầu khí quan trọng nhất của bể.
Những phát hiện dầu khí lớn trong bể đều liên quan đến Play này, ví dụ như: mỏ Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông, Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng, Cá Ngừ Vàng, Hồng Ngọc, các cấu tạo có phát hiện như: Tam Đảo, Đu Đủ, Vải Thiều, Diamond, Turquoise, Emerald, Vừng Đông, Ba Vì, Bà Đen, Cam, Sói...
Các bẫy thường bắt gặp có liên quan đến các khối móng nhô dạng địa luỹ, hoặc núi sót bị chôn vùi, khép kín 3 chiều bởi các tập trầm tích hạt mịn Oligocen phủ trên và nằm gá đáy bao xung quanh.
Bẫy chứa dạng hỗn hợp, có liên quan mật thiết với đứt gãy và phá huỷ kiến tạo. Thân dầu dạng khối, chiều cao thân dầu thường lớn, có thể đạt tới khoảng 2.000m, tuỳ thuộc vào mức độ chắn và biên độ khép kín của khối móng nâng cao. Ranh giới dưới của bẫy có thể là ranh giới dầu nước như ở Đông Nam Rồng, Rạng Đông, nhưng đa phần là đới đá chặt sít nằm phía dưới như: móng Bạch Hổ, Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng, Đông Rồng.
Dầu được nạp vào bẫy từ các tầng sinh bao quanh E32 và E31 + E2 . Rủi ro lớn nhất của Play này là ở khả năng bao kín của đá chắn và mức giập vỡ của đá móng. b. Play Oligocen (play 2) được chia thành 2 phụ play: Oligocen dưới và Oligocen trên.
- Phụ play Oligocen dưới là một trong những đối tượng thăm dò, khai thác chính của bể Cửu Long. Các vỉa dầu thương mại được phát hiện trên mỏ Bạch Hổ và Rồng. Đá chứa là cát kết thạch anh, feldspar hạt thô màu xám, nâu xám, có nguồn gốc đồng bằng bồi tích, sông ngòi, phát triển ở cánh cấu tạo, nằm gá vào móng bào mòn. Đôi chỗ cát kết cùng với đá móng hợp thành một thân dầu thống nhất. Cát lòng sông cắt xẻ vào nhau, xếp chồng lên nhau tạo thành các tập cát dày.
91
Các thân cát này bị các đứt gãy từ móng cắt qua tạo thành các khối riêng biệt, bẫy chứa dầu kiểu địa tầng hay phi cấu tạo, có ranh giới dầu nước riêng, bị chắn thạch học và kiến tạo.
Tầng chắn của phụ play này là tập hạt mịn nằm phần trên của lát cắt. Đôi khi chính các tập sét nội tầng cũng đóng vai trò chắn cục bộ. Cũng như play móng nứt nẻ, dầu của các tích tụ thuộc Oligocen dưới được nạp từ chính tầng sinh cùng tên hoặc già hơn E31
+ E2.
- Phụ play Oligocen trên. Cát kết chứa dầu Oligocen trên là cát arkos xám sáng, nâu vàng hạt xen lớp mỏng với sét, bột kết, đá vôi và than thành tạo trong môi trường đầm hồ, đồng bằng, sông ngòi. Trên mỏ Bạch Hổ mặt cắt có dị thường áp suất cao. Các vỉa dầu đã phát hiện trên Bạch Hổ, Rồng, Sư Tử Đen, Rạng Đông, Sư Tử Trắng.., thuộc dạng bẫy địa tầng, bị chắn thạch học ở mọi phía. Tầng chắn đồng thời cũng là tầng sinh của play này các tập sét nằm trong lát cắt.
c. Play Miocen dưới (play 3), cát kết chứa dầu Miocen dưới có nguồn gốc sông ngòi, đồng bằng và biển nông ven bờ. Tại một số mỏ như Rồng, Rạng Đông, Sư Tử Đen, Hồng Ngọc ở phần trên của tập cát kết arkos hạt mịn, thô mỏng chứa dầu xen lớp mỏng với sét. Ở phần dưới của tập trên các khu vực mỏ Bạch Hổ, Đông Bắc Rồng dầu được phát hiện trong các vỉa cát dày hơn. Các bẫy chủ yếu là dạng cấu trúc, dạng vòm, vỉa, bị chắn thạch học và kiến tạo.
Hình 5.4. Bẫy cấu trúc bể Cửu Long
d. Play đá phun trào hang hốc - nứt nẻ (play 5), đá phun trào gặp khá phổ biến trong lát cắt đã mở ra của bể Cửu Long. Các đá thường gặp là basalt diabas, andesit
92
diabas và đá núi lửa. Trong trường hợp chúng nằm phủ trực tiếp lên bề mặt của đá móng phong hoá - nứt nẻ (mỏ Bạch Hổ, Đông Nam Rồng, Hồng Ngọc, v.v.) thì được xem như một phần của play móng nứt nẻ trước Đệ tam, mặc dù chúng có tuổi trẻ hơn nhiều. Khi các thể đá phun trào có cấu trúc hang hốc, đôi khi nứt nẻ, nằm trong mặt cắt trầm tích tuổi Oligocen (Đông Bắc Rồng) thì chúng được xét đến như một play độc lập. Tầng sét phủ trên và bao quanh vừa đóng vai trò tầng chắn vừa là tầng sinh, cung cấp dầu cho bẫy. Dầu còn có thể được cung cấp từ tầng sinh phía dưới, di chuyển theo các đứt gãy. Các bẫy đã được phát hiện thường nhỏ, phát triển cục bộ, kiểu địa tầng, bị chắn thạch học ở mọi phía. Công tác tìm kiếm thăm dò play này có mức độ rủi ro cao do bị hạn chế về quy mô phát triển và do khả năng tồn tại hang hốc, nứt nẻ của đá thấp.
Hình 5.5. Bẫy địa tầng bể Cửu Long
Tóm lại, trong bể Cửu Long có hệ thống dầu khí hoàn chỉnh, với đầy đủ các yếu tố thuận lợi từ khả năng sinh dầu của 2 tầng đá mẹ, các tầng chắn, đá chứa, đến mối tương quan phù hợp giữa thời gian tạo bẫy và sinh dầu.