Tiềm năng dầu khí của một cấu trúc cĩ triển vọng thơng thƣờng đƣợc đánh giá qua các yếu tố: khả năng sinh, khả năng chứa, và quá trình dịch chuyển hydrocarbon vào các dạng bẫy thích hợp. Ngồi ra, yếu tố khơng gian và thời
gian địa chất cũng khơng thể bỏ qua trong quá trình hình thành các tích tụ dầu khí này. Tập hợp tất cả các yếu tố trên tạo nên một hệ thống dầu khí.
1. Tầng sinh.
Những mẫu thu đƣợc từ các giếng khoan qua các phƣơng pháp phân tích tổng hàm lƣợng carbon hữu cơ ( TOC ), phân tích độ phản xạ vitrinit… cĩ thể đánh giá tiềm năng hydrocarbon của trầm tích thuộc bồn trũng Nam Cơn Sơn.
Đá mẹ TOC (%) S2 (kg/T) S1 (kg/T) Nghèo 0.0 – 0.5 < 2 < 0.4 Trung bình 0.5 – 1.0 2 – 3 0.4 – 0.8 Tốt 1.0 – 2.0 3 – 5 0.8 – 1.6 Rất tốt 2.0 – 4.0 5 – 10 1.6 – 3.2 Cực tốt > 4.0 > 10 > 3.2
Đánh giá độ giàu vật chất hữu cơ của đá mẹ theo %TOC, S2, S1.
Ngồi ra, ngƣời ta cịn dựa vào chỉ số hydrocarbon (HI) để xác định loại vật chất hữu cơ. HI dùng để xác định chất lƣợng đá mẹ và phân loại nguồn gốc vật liệu hữu cơ sinh dầu.
HI (mg/g) Loai vật chất hữu cơ Loại đá mẹ
< 200 III Sinh khí
200 – 400 III Sinh khí và dầu
400 – 550 II Sinh dầu và khí
Phân loại vật chất hữu cơ dựa vào HI
Bồn trũng Nam Cơn Sơn đá mẹ cĩ tuổi Oligocene và Miocene đã đƣợc xác định, sự phân bố của đá mẹ này khơng liên tục và thƣờng tập trung ở những trũng địa phƣơng.
- Đá mẹ tuổi Oligocene
Vào Oligocene, quá trình tách giãn phát triển làm cho bể Nam Cơn Sơn bị lún chìm mạnh, và các trầm tích sét tuổi Oligocene đƣợc chơn vùi. Đá mẹ tuổi Oligocene bao gồm những lớp sét cĩ màu xám đến tối đen xen kẽ với những lớp sét than chứa hàm lƣợng vật chất hữu cơ cao. Hàm lƣợng TOC trung bình của các trầm tích Oligocene ở bồn trũng Nam Cơn Sơn thay đổi theo dải rất rộng, từ 0.73 – 4%, đặc biệt trong những lớp sét than hàm lƣợng TOC rất cao từ 4.83 – 7.91%. Nhìn chung tiềm năng vật chất hữu cơ của trầm tích Oligocene khá cao.
Giá trị S2 rất nghèo thấp hơn 2kg/T ở những lớp sét than, giá trị S2 cao nhất đạt 13.7kg/T.
Chỉ số HI thay đổi từ 95 – 440mg/g do đĩ đá mẹ tuổi Oligocene đƣợc đặc trƣng bởi nhiều loại kerogen nhƣng chủ yếu là kerogen loại III cĩ khả năng sinh khí. Do vậy khả năng sinh của trầm tích tuổi Oligocene rơi vào loại tốt, khí đƣợc tạo ra là chủ yếu. Với diện tích phân bố rộng, tầng trầm tích Oligocene tạo nên nguồn khí rất lớn và quan trọng trong bồn trũng Nam Cơn Sơn.
- Đá mẹ tuổi Miocene
Miocene dƣới
Quá trình tách giãn tiếp tục hoạt động nên vật liệu trầm tích mịn tiếp tục đƣợc tích tụ. Trầm tích Miocene dƣới rất giàu vật chất hữu cơ, đặc biệt là các lơ 21, 12, 04. Qua các mẫu phân tích cho thấy cĩ hàm lƣợng TOC cao nên lƣợng S2 cũng cao với thành phần gồm sét than. Cĩ TOC từ 0.68 – 3.53% đối với tập sét và từ 1.38 – 68.5% ở lớp than, lƣợng S2 từ 1.25 – 4.28kg/T. Tất cả những điều đĩ cho thấy khả năng sinh thành hydrocarbon khá tốt ở tầng trầm tích này.
Miocene giữa
Vào thời kỳ này hoạt động biển tiến mạnh, đá mẹ tuổi Miocene giữa là những tập sét kết màu xám xen kẽ với những lớp bột kết cĩ hàm lƣợng TOC cao hơn 0.5% và giá trị S2 thấp hơn 2kg/T nên đƣợc xem là đá mẹ cĩ tiềm năng sinh hydrocarbon kém. Việc nghiên cứu các mẫu cho thấy phần lớn phía Tây Nam bồn trũng cĩ một số tầng sét than cĩ xu hƣớng tạo thành dầu khí. Các trầm tích hạt mịn gặp tại giếng khoan thuộc lơ 14 rất giàu vật chất hữu cơ và cĩ khả năng sinh khí cao.
Miocene trên
Đây là tầng nghèo vật chất hữu cơ, TOC cĩ giá trị thấp khoảng 0.3%, ngoại trừ tại giếng 29A – 1X hàm lƣợng TOC 0.87% với Tmax3500C, lƣợng S2 cũng rất thấp, HI cao nhất 300mg/g. Cho nên tầng Miocene muộn là tầng nghèo vật chất hữu cơ khơng cĩ khả năng sinh dầu khí.
Tĩm lại ở Miocene chỉ cĩ Miocene giữa và Miocene dƣới cĩ khả năng sinh dầu khí.
2. Tầng chứa.
Đá chứa trong bồn trũng Nam Cơn Sơn cĩ thể đƣợc phân loại theo kiểu sau đây:
- Mĩng granite phong hố
Giếng 28A – 1X và nhiều giếng khác ở mỏ Hƣớng Dƣơng đã khoan vào mĩng cho thấy sự cĩ mặt của đới phong hố, nứt nẻ granite. Biểu hiện dầu khí đã thấy trong mĩng của giếng HD – 2X và dầu đƣợc lấy lên trong quá trình thử vỉa phần mĩng của giếng HD – 8X.
- Cát kết tuổi Oligocene – Miocene
Là đối tƣợng chứa tốt với độ rỗng thay đổi từ 18 – 27% đã đƣợc chứng minh ở mỏ Hƣớng Dƣơng, cấu tạo Thanh Long và trong những cấu tạo khác thuộc bể Nam Cơn Sơn. Mơi trƣờng thành tạo cát kết chủ yếu là cát kết sơng ngịi
ven bờ và biển nơng. Chiều dày của các vỉa cát thay đổi từ 2m – 30m trung bình 10m cho những mỏ Hƣớng Dƣơng và Thanh Long.
- Đá vơi tuổi Miocene
Đây là đối tƣợng chứa tốt đã đƣợc chứng minh trong bể Nam Cơn Sơn nhƣ mỏ Hƣớng Dƣơng, cấu tạo Thanh Long. Đá vơi ở đây thành tạo chủ yếu trong mơi trƣờng nĩng ẩm gồm những thể ám tiêu san hơ, carbonat dạng hạt to và trung bình.
- Cát kết tuổi Pliocence
Tập cát kết này nằm phần nơng lát cắt và cĩ thể phát hiện đƣợc trên mặt cắt địa chấn. Giếng Thanh Long – 1X đã phát hiện đƣợc vỉa cát kết chứa dầu dày 6m là một khích lệ lớn cho việc tìm kiếm dầu khí trong đối tƣợng này.
3. Tầng chắn.
Để nghiên cứu đặc điểm và đánh giá khả năng chắn của đá chắn ở bồn trũng Nam Cơn Sơn, chúng ta dựa vào các cơ sở sau :
- Thành phần khống vật sét, điều kiện thành tạo và mức độ đồng nhất.
- Mức độ biến đổi thứ sinh.
- Bề dày tầng chắn.
- Mức độ bảo tồn bề dày.
Theo kết quả nghiên cứu địa chất, địa vật lý ở bồn trũng Nam Cơn Sơn thì đá sét đƣợc xem là tầng chắn tốt đối với dầu và khí. Các tập sét thành tạo tuỳ thuộc vào mơi trƣờng trầm tích, vị trí bể, thành phần, tính chất, biến đổi thứ sinh mà trở thành tầng chắn ở mức độ khác nhau.
Trong trầm tích Oligocene : các lớp sét cĩ chiều dày khoảng 30m, độ liên kết tốt, đá cĩ tính mịn dẻo chứa các khống vật sét tan trong nƣớc, trƣơng nở, thành phần sét cao khoảng 85%, chứa các khống vật trƣơng nở nhƣ
montmorilonite là 5 – 10%, hỗn hợp hydromica – montmorilonite là 5 – 8%. Từ các đặc điểm này cho thấy trong trầm tích Oligocene khả năng chắn tốt.
Trong trầm tích tuổi Miocene sớm : tỉ lệ sét và cát khơng cao, chiều dày các vỉa sét mỏng và lƣợng bột tƣơng đối cao từ 15 – 30%, diện tích phân bố hẹp và ít khống vật sét trƣơng nở làm cho khả năng chắn giảm đi trong trầm tích này. Đi về phía Đơng, gặp nhiều hỗn hợp hydromica – montmorilonite hơn nên làm tăng khả năng chắn dầu khí của các tập sét. Song cũng chỉ ở mức độ địa phƣơng ngăn cách bởi các tập sản phẩm.
Trong trầm tích Miocene trung : các lớp sét trong địa tầng dày hơn, sét cĩ tính dẻo, mềm, tan rửa trong nƣớc. Do vậy, các tập sét này cũng đĩng vai trị là một tầng chắn, cĩ độ dày lớn và diện phân bố rộng.
Trong trầm tích Miocene muộn : do sự lún chìm mạnh ở Biển Đơng, khả năng chắn của các tập sét là tƣơng đối. Các tập sét ở đây đĩng vai trị là tầng chắn khu vực.
Trong trầm tích Pliocence – Đệ Tứ : là thời kỳ biển mở, các tập sét dày hàng trăm mét, phân bố khắp bồn trũng Nam Cơn Sơn cĩ tính chất nhƣ sau : hạt mịn, hàm lƣợng cát bột ít, cĩ khả năng hút nƣớc và trƣơng nở cao. Thành phần khống vật chủ yếu là kaolinite, chlorite và các khống vật trƣơng nở. Với tính chất nhƣ vậy, các tập sét này trở thành tầng chắn khu vực tốt. Càng về phía Tây, khả năng chắn kém hơn.
4. Quá trình dịch chuyển.
Cĩ nhiều yếu tố chi phối quá trình dịch chuyển của dầu, nhƣng yếu tố quan trọng là áp suất, sau đĩ đến sự vận động của nƣớc dƣới đất, vận động kiến tạo.
Theo chiều tăng của độ sâu, áp suất tăng dần với giá trị 4000psi (ở 2000m) đến 6000psi (ở 5000m). Sự tăng dần áp lực theo độ sâu trên sẽ tạo ra sự chênh lệch áp và hydrocarbon sẽ dịch chuyển từ nơi cĩ áp sấut cao đến nơi cĩ áp suất
thấp hơn. Đĩ chính là xu thế dịch chuyển theo phƣơng thẳng đứng của hydrocarbon.
Trong quá trình hình thành bồn trũng Nam Cơn Sơn, do sự chi phối của các vận động kiến tạo, bồn trũng Nam Cơn Sơn bị phân cắt mạnh bởi hệ thống đứt gãy thuận hƣớng Đơng Bắc – Tây Nam, cĩ chiều sâu khá lớn, cắt sâu vào mĩng và cĩ dấu hiệu dịch chuyển ngang, một vài đứt gãy hƣớng Đơng – Bắc tiếp tục hoạt động và cĩ xu hƣớng tách ra khỏi khối nâng trung tâm. Chính những đứt gãy này là con đƣờng khá thuận lợi cho sự dịch chuyển hydrocarbon.
Vào cuối Oligocene, do hoạt động nâng lên, ở một số nơi trầm tích Oligocene bị bào mịn và tạo ra bất chỉnh hợp giữa Oligocene và Miocene. Cùng thời kỳ ấy, trầm tích Oligocene và Miocene dƣới đã hình thành các tập trầm tích cát kết hạt thơ xen lẫn bột kết và sét kết. Tập cát kết này cĩ độ rỗng và độ thấm tốt, vì thế hydrocarbon cĩ thể dịch chuyển từ tầng đá mẹ Oligocene lên tầng chứa này.
5. Các dạng bẫy chứa.
Khi dầu đƣợc sinh ra từ đá mẹ, chúng sẽ bắt đầu quá trình dịch chuyển và đi vào các bẫy chứa thích hợp.
Bẫy chứa ở đây tồn tại với nhiều dạng cơ chế thành tạo khác nhau, nhƣng tác nhân chính ảnh hƣởng đến sự hình thành bẫy chứa là các hoạt động kiến tạo. Cĩ các loại bẫy chứa sau :
- Bẫy khép kín cánh treo của đứt gãy.
- Bẫy khép kín đứt gãy dạng nếp lồi cuộn.
- Bẫy khép kín đứt gãy trên khối mĩng nhơ cao : đây là một dạng bẫy địa tầng.
- Bẫy khép kín cánh sụt của đứt gãy.
V. MỎ ĐẠI HÙNG.
Mỏ Đại Hùng nằm trong lơ 05 – 1 cách Vũng Tàu 262km về phía Đơng Nam. Mỏ Đại Hùng nằm trong bồn trũng Nam Cơn Sơn, một bồn trũng rộng lớn tƣơng đối phức tạp, phần lớn đƣợc lấp đầy bởi các trầm tích cĩ tuổi từ Eocene (?), Oligocene cho đến Đệ Tứ và đƣợc đặc trƣng bằng các trũng sâu và các đới nâng xen kẽ. Cấu tạo Đại Hùng nằm dƣới đới nâng Mãng Cầu cạnh đới trũng trung tâm về phía Đơng Nam của bể. Chiều dày trầm tích Đệ Tam từ 1000 – 8000m tạo nên vùng sinh dầu cĩ tiềm năng lớn.
1. Đặc điểm cấu trúc mỏ Đại Hùng.
Khối nâng Cơn Sơn là một đơn vị địa kiến tạo lớn đặc trƣng bởi hoạt động tách giãn bắt đầu từ Palaeogen. Trong cấu trúc của khối nâng là những đứt gãy lớn cĩ hƣớng á kinh tuyến. Kết quả của quá trình tách giãn đã tạo nên khối nâng dạng địa luỹ.
Cấu tạo Đại Hùng nằm trên đới nâng Mãng Cầu, phát triển theo hƣớng Đơng Bắc, thuộc bồn trũng Nam Cơn Sơn. Trên bình đồ cấu trúc mỏ cĩ dạng bán vịm, kéo dài theo hƣớng Đơng Bắc – Tây Nam. Ở phía Đơng mỏ đƣợc giới hạn bởi hai đứt gãy lớn chạy theo phƣơng Đơng Bắc – Tây Nam, cịn ở phía Tây là đứt gãy lớn F1 đổ về phía Tây Bắc.
Cấu trúc địa chất mỏ phản ánh đầy đủ nhất tại mặt phản xạ địa chấn H80 (nĩc tập carbonat), cho thấy mỏ mở rộng về phía Tây Bắc, vát nhọn về phía Nam. Ở phía Đơng là các khối sụt lớn đƣợc phân cắt bởi đứt gãy F6, F7 cĩ biên độ lớn hơn 1000m. Hai đứt gãy này chạy dọc theo phía Đơng của cấu tạo, gặp nhau tạo thành mũi nhơ kín tại vị trí giếng khoan 05DH – 2. Bề mặt mĩng nơng nhất là 2520m ở phần trung tâm phía Đơng của mỏ. Đặc điểm cấu trúc chi tiết của mỏ đƣợc thể hiện nhƣ sau :
a. Bình đồ cấu trúc mĩng :
Mĩng Đại Hùng là một khối nhơ bị phân cắt mạnh liệt bởi các đứt gãy, cao nhất là ở khu vực giếng khoan 05DH – 2 và thấp dần về phía Tây. Ở phía
Nam (khu vực giếng 05DH – 1) mĩng nhơ khá cao, đứt gãy F12 làm nhiệm vụ phân chia vùng này với vùng trung tâm, bản thân vùng này cũng bị chia cắt thành nhiều khối nhỏ bởi các đứt gãy.
b. Tầng cấu trúc Miocene sớm :
Trên bản đồ cấu tạo, tầng H100 khép kín ở phần phía Bắc và phía Tây theo đƣờng đẳng sâu 2500m. Do sự hoạt động và dịch chuyển của các đứt gãy F6, F7 làm cho diện tích khối L bị thu hẹp lại.
Khối N đƣợc tạo nên là do phần trung tâm của đứt gãy F12 bị đứt gãy F6, F7 cắt qua, dọc theo rìa đứt gãy F1 ở cánh phía Tây là những vịm đứt gãy khép kín do sự phân cắt của đứt gãy F1 tạo nên.
Đối với tầng H90 cấu tạo vẫn khép kín ở phía Bắc và Tây Bắc với đƣờng đẳng sâu 2800m. Khối F là sự giao nhau của đứt gãy F1 và F6 ở phía Nam cịn phần trung tâm của mỏ cĩ dạng một nêm lớn cắm về phía Nam.
c. Tầng cấu trúc Miocene giữa :
Hình dạng của tầng này trên bản đồ cấu trúc khá bình ổn, chủ yếu là các thành tạo trầm tích carbonat, tại khu vực giếng khoan 05DH – 2 vắng mặt lớp trầm tích này. Trong tầng này hoạt động đứt gãy giảm dần về biên độ và số lƣợng.
d. Tầng cấu trúc Miocene muộn :
Trên bình đồ cấu tạo tầng H30 cho thấy mỏ Đại Hùng đƣợc mở rộng và khá bằng phẳng về phía Tây – Tây Nam, các đứt gãy nghiêng thoải dần về phía Bắc. Các hoạt động đứt gãy ở phần trung tâm phía Tây cấu trúc giảm dần và chấm dứt vào cuối Miocene.
2. Đặc điểm đứt gãy và sự phân khối :
a. Hệ thống đứt gãy chính :
Trong hệ thống mỏ Đại Hùng các hệ thống đứt gãy phát triển khá phức tạp. Hệ thống đứt gãy phát triển chủ yếu theo 3 hƣớng sau :
- Hƣớng Đơng Bắc – Tây Nam : chủ yếu là các đứt gãy thuận tạo nên cấu trúc khối dạng bậc thang của mỏ. Phát triển theo hƣớng này gồm cĩ các đứt gãy F1, F2, F3, F6, F7, F9.
- Hƣớng Đơng – Tây : phát triển thao hƣớng này chỉ cĩ đứt gãy F8 và một phần của đứt gãy F7.
- Hƣớng Đơng Nam – Tây Bắc : gồm cĩ các đứt gãy F4, F5, F13 và một phần của đứt gãy F7.
Các đứt gãy F1, F7, F8 là các đứt gãy chính, chạy dọc theo cách Đơng và cánh Tây tạo nên hình dáng khối nhơ của mỏ. Hai đứt gãy F1 và F7 tạo thành mũi nhơ tại giếng khoan DH2. Đứt gãy F8 phân cách phần phía Nam với trung tâm phía Bắc của mỏ.
b. Sự phân khối và đặc điểm của chúng :
Dựa trên sự phân bố của các đứt gãy, qua kết quả phân tích số liệu áp suất vỉa theo tài liệu RFT ở các giếng khoan trong phạm vi mĩng, ta thấy mỏ Đại Hùng cĩ 3 khối lớn : Cánh phía Tây, cánh sụt phía Đơng và phần trung tâm với những đặc điểm nhƣ sau :
- Phần trung tâm cĩ các khối sau :
Khối 6X đƣợc giới hạn bởi các đứt gãy F8 ở phía Nam, F7, F13 tƣơng ứng ở phía Đơng và Tây. Trong khối này cĩ hai khối riêng là M và C.
Khối D (4X) : nằm ở phần trung tâm của mỏ giữa các đứt gãy F3, F8, F9,