Ở bể Nam Côn Sơn dầu được phát hiện đầu tiên tại giếng khoan Dừa - 1X vào năm 1975. Tính đến năm 2004 đã có 78 giếng khoan thăm dò, trong đó 28 giếng khoan phát hiện và có biểu hiện dầu khí, chiếm tỷ lệ thành công 35%. Đã đưa được 3 mỏ vào khai thác: mỏ dầu khí Đại Hùng, các mỏ khí Lan Tây và Lan Đỏ. Đang phát triển để đưa vào khai thác các mỏ khí Rồng Đôi - Rồng Đôi Tây và Hải Thạch. Dầu và khí được phát hiện trong tất cả các đối tượng: Móng nứt nẻ trước Đệ Tam (Mỏ Đại Hùng, các cấu tạo 04-A, Bồ Câu, Gấu Ong), cát kết tuổi Oligocen (các cấu tạo Dừa, Hải Thạch, Thanh Long, Nguyệt Thạch, Hướng Dương Bắc, Bồ Câu, 12-C), cát kết tuổi Miocen (các mỏ Đại Hùng, Rồng Đôi, Rồng Đôi Tây, Hải
94
Thạch, các cấu tạo Kim Cương Tây, Mộc Tinh, Sông Tiền, Ngựa Bay, Hươi Trắng, Đại Bàng, 04-A, Thanh Long, Rồng Bay, Gấu Ong, Ngân Hà, Phi Mã, Cá Pecca Đông, Rồng Vĩ Đại, 12-C, Hải Âu), Carbonat tuổi Miocen (các mo Lan Tây, Lan Đỏ, Đại Hùng, các cấu tạo Thanh Long, Đại Bàng, Mía, Bạc, Dừa, 04-A), cát kết tuổi Pliocen (mỏ Hải Thạch, các cấu tạo Mộc Tinh, Thanh Long, Kim Cương Tây).
Ở bể Nam Côn Sơn, chiều sâu của vỉa dầu khí trong trầm tích Đệ Tam đạt tới gần 4.600m (GK 05-1B-TL-2X), là chiều sâu lớn nhất phát hiện dầu khí trên thềm lục địa Việt Nam hiện nay. Các phát hiện dầu khí trong thời gian qua chủ yếu là khí và khí condensat.
95
5.2.2. Hệ thống dầu khí
5.2.2.1. Đá sinh
Trầm tích có tuổi Miocen sớm và Oligocen có khả năng sinh dầu khí, đá mẹ thuộc loại trung bình đến tốt. Đặc biệt thành tạo sét than tuổi Oligocen thuộc loại đá mẹ giàu vật chất hữu cơ. Với dạng kerogen loại III là chủ yếu, lại lắng đọng trong môi trường lục địa, đá mẹ ở bể trầm tích Nam Côn Sơn có tiềm năng sinh khí condensat cao. Mặc dù môi trường phân huỷ vật chất hữu cơ là thuận lợi: khử yếu và khử.
Đá mẹ bể trầm tích Nam Côn Sơn đã trải qua các pha tạo dầu khí, quá trình di cư sản phẩm tới các bẫy chứa thuận lợi đã xảy ra.
5.2.2.2. Đá chứa
Đá chứa dầu khí trong bể Nam Côn Sơn bao gồm móng phong hoá nứt nẻ trước Đệ Tam, cát kết Oligocen, Miocen, Pliocen dưới và đá carbonat Miocen giữa - Miocen trên.
5.2.2.3. Đá chắn
Ở bể Nam Côn Sơn tồn tại các tầng đá chắn địa phương và tầng đá chắn có tính khu vực.
Đá chắn địa phương là các tập trầm tích hạt mịn bao gồm sét, bột, sét than và sét vôi của trầm tích Oligocen và Miocen nằm xen kẽ với các tập hạt thô. Chiều dày của các tập đá chắn địa phương thay đổi từ vài mét đến vài chục mét, chủ yếu phân bố trong các địa hào và bán địa hào, đặc biệt ở trũng phía Đông của bể, chúng được thành tạo trong môi trường đầm lầy, vũng vịnh và biển nông.
Đá chắn có tính khu vực là trầm tích hạt mịn tuổi Pliocen sớm có bề dày từ vài chục đến hàng trăm mét, được thành tạo trong môi trường biển, phân bố rộng khắp trong phạm vi của bể.
Ngoài các tầng đá chắn đã nêu ở trên, còn có màn chắn kiến tạo. Vai trò của các mặt trượt đứt gãy trong khả năng chắn cũng đã có một vị trí quan trọng đối với các mỏ (Đại Hùng, Rồng Đôi - Rồng Đôi Tây).
96
5.2.2.4. Di chuyển và nạp bẫy
Kết quả phân tích địa hoá cho thấy đá mẹ Miocen có hàm lượng vật chất hữu cơ không cao, hầu hết đang ở trạng thái chưa trưởng thành nên khả năng sinh hydrocarbon hạn chế, vì vậy sản phẩm dầu khí có mặt trong lát cắt Miocen - Pliocen dưới chủ yếu được di cư từ đá mẹ nằm ở độ sâu lớn hơn. Kết quả phân tích dầu thô trong Oligocen ở mỏ Đại Hùng cho thấy HC no chiếm một tỷ lệ lớn (từ 80 - 90%), chứng tỏ dầu ở đây không phải tại sinh mà là di cư tới.
5.2.2.5. Các dạng play hydrocarbon và các kiểu bẫy
Ở bể Nam Côn Sơn tồn tại 4 dạng play hydrocarbon: đá móng nứt nẻ trước Đệ Tam, trầm tích cát kết tuổi Oligocen, trầm tích cát kết tuổi Miocen, thành tạo carbonat tuổi Miocen.
a. Play hydrocarbon đá móng nứt nẻ trước Đệ Tam
Tương tự như ở các mỏ Bạch Hổ, Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng, Rạng Đông, Rồng, Hồng Ngọc của bể Cửu Long, Play này đã được xác minh chứa dầu ở mỏ Đại Hùng. Thành phần đá chủ yếu là granit, granodiorit, có độ rỗng nứt nẻ, hang hốc trung bình 2 - 5%.
Hydrocarbon sinh ra từ đá mẹ tuổi Oligocen bắt đầu di cư cách đây 18,2 triệu năm, còn từ đá mẹ tuổi Miocen sớm 2,8 triệu năm.
Như vậy, các kiểu bẫy có thời gian thành tạo và được hoàn thiện trước Miocen 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 bể Nam Côn Sơn xảy ra rất mạnh kể từ Oligocen cho đến cuối Pliocen sớm với nhiều pha khác nhau, nên nhiều tích tụ dầu khí đã không được bảo tồn. Dầu khí đã bị di thoát ra khỏi bẫy và dịch chuyển tiếp. Dấu vết dầu nặng gặp trong đá móng nứt nẻ ở một số giếng này chủ yếu là sét và sét than Oligocen phân bố ở các đới trũng sâu.
Bẫy chứa chính là khối đứt gãy, tầng chắn là tập sét phủ trực tiếp lên bề mặt móng. Đôi chỗ mặt trượt của đứt gãy cũng giữ vai trò chắn quan trọng. Cho đến nay phạm vi phân bố của play này mới phát hiện được trên đới nâng Mãng Cầu của bể.
97
Hình 5.8. Phân bố play đá móng nứt nẻ
b. Play hydrocarbon cát kết tuổi Oligocen
Trầm tích cát kết tuổi Oligocen chứa dầu khí đã được phát hiện ở một số giếng khoan ở phần Đông bể Nam Côn Sơn với chiều sâu trên 3.500m. Cát kết được lắng đọng trong môi trường bồi tích, sông ngòi, tam giác châu đến biển ven bờ. Trầm tích biến tướng mạnh, nên phạm vi phân bố của play này bị hạn chế và độ liên thông phức tạp. Độ rỗng và độ thấm giảm nhanh theo chiều sâu, tuy nhiên ở những đới có dị thường áp suất cao ở phần trên lát cắt thì vẫn tồn tại các vỉa chứa dầu khí, thậm chí đến 4.600m (cấu tạo Thanh Long).
Đá mẹ của play cát kết Oligocen là các tập sét và sét than cùng tuổi. Kiểu bẫy chủ yếu là bẫy cấu tạo - địa tầng nằm kế thừa và kề các khối nhô của móng. (adsbygoogle = window.adsbygoogle || []).push({});
98
Màn chắn là các tập sét, bột xen kẽ trong tầng. Play này phân bố tập trung ở các địa hào, đặc biệt ở trũng phía Đông của bể.
Hình 5.9. Phân bố play cát kết oligocen
c. Play hydrocarbon cát kết tuổi Miocen
Play cát kết chứa dầu khí tuổi Miocen phân bố rộng khắp trong phạm vi của bể, gồm nhiều tập vỉa mỏng từ vài mét đến 20-25m ở độ sâu 1.800-3.500m. Cát kết được thành tạo trong môi trường cửa sông, đầm lầy ven biển, biển nông đến biển thềm ngoài. Play này đã được chứng minh và giữ vai trò quan trọng trong trữ lượng
99
dầu khí của các mỏ Đại Hùng, Rồng Đôi - Rồng Đôi Tây, Hải Thạch và các phát hiện như Thanh Long, 12-C, Kim Cương Tây, Mộc Tinh, Gấu Ông, Đại Bàng.
Đá mẹ của play này là sét, sét than và sét vôi Oligocen và Miocen dưới. Kiểu bẫy rất phong phú: bẫy cấu tạo gồm vòm, vòm đứt gãy, khối đứt gãy, hình hoa, nếp lồi cuốn, bẫy hỗn hợp cấu tạo - địa tầng (doi cát, thấu kính cát, turbidit). Tầng chắn là các tập sét bột xen kẽ trong trầm tích Miocen và tập sét phân bố khá rộng tuổi Pliocen sớm. Phạm vi phân bố của play này tương đối phổ biến trong diện tích của bể và là hydrocarbon quan trọng ở các mỏ hiện nay (Đại Hùng, Rồng Đôi - Rồng Đôi Tây, Hải Thạch).
100 d. Play carbonat tuổi Miocen
Thành tạo carbonat bao gồm cả dạng nền (platform) và ám tiêu (reef) phân bố chủ yếu ở diện tích phía Đông của bể, hình thành trong môi trường biển nông và thềm nông. Đá mẹ cho play này là các tập sét, sét than và sét vôi tuổi Oligocen và Miocen sớm.
Hình 5.11. Phân bố play cacbonat
Các khối xây ám tiêu của play này là các tích tụ dầu khí quan trọng của các mỏ Đại Hùng, Lan Tây, Lan Đỏ và các phát hiện như Thanh Long, 04-A, Đại Bàng, Bạc (Hình 10.30) Bẫy ám tiêu san hô nằm ở độ sâu từ 1.000 -1.800m, có độ rỗng rất cao 36-39% và độ thấm tới hàng nghìn mD. Còn bẫy kiểu nền carbonat cho đến nay
101
vẫn chưa có phát hiện dầu khí nào đáng kể. Tầng chắn chính ở đây là tập sét biển Pliocen sớm phân bố rộng với chiều dày tới 30-40m. Play này phân bố tập trung ở các đới nâng của trũng phía Đông bể.
5.2.3. Triển vọng dầu khí
Cho đến nay tất cả các play ở bể Nam Côn Sơn đã có phát hiện dầu khí: Play móng (mỏ Đại Hùng, cấu tạo Bồ Câu), Play cát kết Oligocen (cấu tạo Dừa, 12C, Thanh Long...), Play cát kết Miocen (mỏ Đại Hùng, Rồng Đôi - Rồng Đôi Tây, Hải Thạch, Thanh Long...), Play carbonat Miocen (Lan Tây, Lan Đỏ, Đại Hùng, Thanh Long...). Trong đó đã phát triển đưa vào khai thác các mỏ Đại Hùng, Lan Tây - Lan Đỏ và đang phát triển các mỏ Rồng Đôi - Rồng Đôi Tây, Hải Thạch để đưa vào khai thác trong thời gian tới. Ngoài ra còn một số phát hiện đang được thẩm lượng.
Mỏ Đại Hùng
Kết quả khoan thẩm lượng và khai thác cho thấy mỏ Đại Hùng có cấu trúc rất phức tạp bị phân cắt thành nhiều khối bởi hàng loạt đứt gãy phương ĐB-TN, TB-ĐN và á Đ-T. Mỏ có nhiều đối tượng chứa sản phẩm bao gồm cát kết Miocen có độ rỗng 14 - 21%, carbonat Miocen có độ rỗng 16 - 22% và đá móng trước Đệ Tam (granit, granodiorit nứt nẻ), trong đó play cát kết Miocen là đối tượng khai thác chính của mỏ hiện nay.
Các mỏ khí Lan Tây, Lan Đỏ
Cấu trúc địa chất của các mỏ này khá đơn giản, là các khối xây carbonat Miocen trên tương đối đồng nhất, ít bị phân cắt bởi đứt gãy phá huỷ. Biên độ của các khối carbonat từ 450m đến 600m. Chiều dày thân chứa sản phẩm phát hiện ở các giếng khoan thay đổi từ 35m đến 122m. Độ rỗng trung bình 28 đến 39%. Độ thấm từ 750mD đến 2.500mD. Mỏ khí Lan Tây đã được đưa vào khai thác từ năm 2002. Hiện tại mỏ đang khai thác với sản lượng 2,7 tỷ m3/năm.
Mỏ Hải Thạch
Cấu trúc của mỏ Hải Thạch rất phức tạp, được phân chia thành 3 khối bởi các đứt gãy có hướng đông bắc - tây nam, khối địa luỹ ở trung tâm và hai khối sụt ở TB và ĐN của cấu tạo. Hoạt động đứt gãy thể hiện rõ trong thời kỳ syn-rift, nhưng
102
hầu hết kết thúc vào cuối Miocen giữa. Bẫy chứa của mỏ Hải Thạch thuộc dạng bẫy hỗn hợp (Khối đứt gãy kết hợp thạch địa tầng).
Ngoài các mỏ đặc trưng cho từng loại play nêu trên ở bể Nam Côn Sơn còn nhiều phát hiện dầu khí, trong đó chủ yếu là khí và khí condensat. Hiện tại có nhiều phát hiện đang được khoan thẩm lượng.
Kết quả thăm dò đến nay cho thấy bể Nam Côn Sơn có tiềm năng dầu khí đáng kể, với tổng trữ lượng và tiềm năng khoảng 900 triệu tấn qui dầu, trong đó tiềm năng khí chiếm ưu thế (khoảng 60%).
Hình 5.12. Phân bố tiềm năng dầu khí theo Play
Đến nay tại bể Nam Côn Sơn đã có hơn 20 phát hiện dầu khí với tổng trữ lượng và tiềm năng đã phát hiện khoảng 215 triệu tấn qui dầu (khí chiếm ưu thế), trong đó đã đưa 2 mỏ vào khai thác (Đại Hùng, Lan Tây-Lan Đỏ) với trữ lượng khoảng 65 triệu tấn qui dầu. Trữ lượng 2 mỏ đang phát triển (Hải Thạch, Rồng Đôi- Rồng Đôi Tây) khoảng 60 triệu tấn qui dầu. Tiềm năngchưa phát hiện của bể Nam Côn Sơn dự báo khoảng 680 triệu tấn qui dầu (chủ yếu là khí).
Bể Nam Côn Sơn có tiềm năng dầu khí lớn với nhiều play và loại bẫy khác nhau, song cho đến nay trữ lượng và tiềm năng đã phát hiện mới chiếm khoảng 25% tổng tiềm năng có khả năng thu hồi của bể. Bởi vậy, trong thời gian tới cần đẩy mạnh công tác nghiên cứu và thăm dò, đặc biệt là các bẫy phi cấu tạo – một loại bẫy khá phổ biến trong bể nhưng chưa được quan tâm đầu tư thăm dò.
103 (adsbygoogle = window.adsbygoogle || []).push({});
KẾT LUẬN
Qua phân tích cấu trúc địa chất và đặc điểm kiến tạo địa động lực hai bể trầm tích Cửu Long và Nam Côn Sơn, cho phép rút ra một số kết luận sau:
1. Cả hai bể trầm tích này đều có tầng cấu trúc dưới là các thành tạo móng trước KZ khá thống nhất và có độ sâu khác nhau phụ thuộc vào vị trí địa lý và trường ứng suất kiến tạo địa phương.
2. Tầng cấu trúc trên có sự phân dị rõ nét về bề dày trầm tích, đặc điểm trầm tích và mức độ biến dạng và đặc biệt có sự khác nhau về hoàn cảnh cổ địa lý, điều đó có ảnh hưởng trực tiếp đến khả năng sinh dầu khí của mỗi bể. Nhưng nhìn chung tầng cấu trúc trên của cả hai bể này đều được hình thành tạo từ các trầm tích có tuổi từ Eocen (E2 ?) đến Neogen- Đệ tứ và ở cả hai bể đều có cơ sở chắc chắn (qua phân tích mặt cắt phục hồi) để chia ra ba phụ tầng cấu trúc: dưới, giữa và trên. Tuy nhiên các bề mặt bất chỉnh hợp để phân ra các phụ tầng cấu trúc ở mỗi bể có sự khác nhau tuy không lớn lắm.
3. Việc phân chia các đứt gãy phát triển trong các bể trầm tich Cửu Long và Nam Côn Sơn thành 3 cấp I, II, III (trên cơ sở mặt cắt phục hồi) đã cho phép phân định ra ở mỗi bể các đơn vị cấu trúc bậc II hoàn toàn có cơ sở: bể Cửu Long 9 đơn vị và bể Nam Côn Sơn 12 đơn vị
4. Cả hai bể trầm tích Cửu Long và Nam Côn Sơn tuy có vị trí địa lý khác nhau nhưng đều chung thềm lục địa Việt Nam và chịu tác động trực tiếp của quá trình dịch trượt- xoay theo chiều kim đồng hồ về phía ĐN sau khi mảng Ấn- Úc xô húc vào mảng Âu- Á. Tính phức tạp được tích hợp thêm khi khu vực ĐNA cùng chịu sự tương tác của các mảng Thái Bình Dương và Philipin. Mối tương tác giữa 4 mảng Ấn- Úc, Âu- Á, Philipin và Thái Bình Dương đã tạo nên bức tranh hết sức hấp dẫn về bình đồ kiến tạo mảng khu vực Đông Nam Á trong giai đoạn Tân kiến tạo và kiến tạo hiện đại. Tuy nhiên về tổng thể, sự tương tác giữa mảng Ấn- Úc và Âu- Á đã tạo ra các trường ứng suất kiến tạo, tác động trực tiếp đến cơ chế hình thành các bể trầm tích trên thềm lục địa Việt Nam.
104
5. Bể trầm tích Cửu Long có tiềm năng dầu khí quan trọng nhất trong các bể trầm tích của Việt nam. Tầng đá mẹ Oligocen có tiềm năng sinh dầu cao. Dầu khí được phát hiện và đang được khai thác từ nhiều đối tượng chứa khác nhau, từ cát kết tuổi Miocen- Oligocen đến đá móng trước đệ tam, trong đó móng granitoid nứt nẻ, hang hốc trước đệ tam được đánh giá là rất đặc biệt. Sản lượng dầu khai thác chủ yếu là từ đối tượng này. Trong khi đó bể Nam Côn Sơn với tầng sinh chủ yếu là trầm tích Oligocen và Miocen, khả năng sinh khí cao được phát hiện trong các bẫy cấu trúc và bẫy địa tầng.
Mặc dù trong những năm qua đã đẩy mạnh công tác khai thác dầu khí ở cả hai bể nhưng triển vọng dầu khí của chúng vấn còn rất lớn. Trong thời gian tới cần tiếp tục đẩy mạnh công tác nghiên cứu, thăm dò và khảo sát, phục vụ cho việc khai thác đạt được hệ số thu hồi cao nhất.
105
TÀI LIỆU THAM KHẢO
Tài liệu tiếng Việt
1. Đặng Văn Bát, Cù Minh Hoàng và nnk (2007), “Các cấu trúc hình thái bể Nam