Nhìn chung, các minh giải địa tầng và môi trường trầm tích cho khu mỏ TGT phù hợp với đặc điểm địa tầng chung của bể Cửu Long.
Tất cả các giếng khoan tại mỏ TGT không có giếng khoan tới móng trước đệ tam.
* Oligoxen dưới - Phụ hệ tầng Trà Tân dưới/ Trà Cú?? dưới (tập E/F- E31tt/tc?)
Chỉ có hai giếng khoan tại mỏ TGT đã khoan vào nóc tập E, không khoan đến tập F phụ hệ tầng Trà Tân/ Trà Cú dưới. Do vậy ranh giới giữa phụ hệ tầng Trà Tân dưới và Trà Cú không được đề cập trong luận án này tuy nhiên tác giả cũng có quan điểm riêng như sau:
Các nhà địa chất- địa vật lý trước đây quan niệm rằng, phụ hệ tầng Trà Tân dưới- tập E có tuổi là Oligoxen dưới trong khi đó các chuyên gia dầu khí thuộc các công ty điều hành đang thăm dò và khai thác ở bể Cửu Long xếp tập E có tuổi Oligoxen sớm. Tuy nhiên tác giả có quan điểm là xếp tập E và tập thuộc hệ tầng Trà Cú và đây là tập lót đáy của bể Cửu Long.
* Oligoxen trên - Phụ hệ tầng Trà Tân giữa (tập D- E32 tt)
Phụ hệ tầng Trà Tân giữa được nằm bất chỉnh hợp lên phụ hệ tầng Trà Tân dưới. Phụ hệ tầng Trà Tân giữa được phân chia nhỏ thành ba tập: Nóc D (Upper D), giữa D (Intra D2) và đáy D (Intra D1).
Phụ hệ Tầng Trà Tân giữa được thành tạo chủ yếu bởi các vỉa sét kết màu nâu đen xen kẹp với các vỉa cát kết chủ yếu hạt mịn, có vài vỉa hạt trung và bột kết, tỷ lệ cát/bột+ sét khoảng 20/80%. Phụ hệ tầng Trà Tân giữa được lắng đọng trong môi trường đầm hồ nước ngọt có giao thoa nước lợ và trầm tích sông ngòi. Chiều dày của phụ hệ tầng này khá dày khoảng 1000- trên 2000m. Liên kết với tài liệu địa chấn thì phụ hệ tầng Trà Tân giữa thuộc tập D. Các vỉa sét kết màu nâu đen có hàm lượng vật chất hữu cơ cao đến rất cao được xem là nguồn sinh dầu khí tốt tại mỏ TGT. Theo kết quả phân tích ĐVLGK thì phụ hệ tầng Trà Tân giữa có độ rỗng, độ thấm thấp và đây cũng được đánh là nguồn sinh và có khả năng chứa của mỏ TGT.
* Oligoxen trên - Phụ hệ tầng Trà Tân trên (tập C - E32 tt)
Phụ hệ tầng Trà Tân trên - Oligocne trên nằm bất chỉnh hợp với hệ tầng Bạch Hổ và nhận biết bởi vỉa sét kết màu nâu, nâu đậm dày nằm ngay trên nóc. Thành
14
phần chủ yếu của phụ hệ tầng Trà Tân trên là cát kết hạt mịn đến thô và được xen kẹp bởi các vỉa bột sét màu nâu, nâu đậm với tỷ lệ cát - bột sét khoảng 65 - 35%, đôi chỗ có phát hiện các lớp đá vôi và than mỏng. Phụ hệ tầng Trà Tân trên được lắng đọng trong môi trường đầm hồ, aluvi đồng bằng ven bờ có sự ảnh hưởng và giao thoa của nước lợ. Chiều dày của phụ hệ tầng này dao động trong khoảng 440- 500m, các vỉa sét kết của phụ hệ tầng Trà Tân trên có hàm lượng vật chất hữu cơ rất cao và là nguồn sinh dầu chính của mỏ TGT. Liên kết với tài liệu địa chấn thì phụ hệ tầng Trà Tân trên thuộc tập C. Theo kết quả phân tích ĐVLGK và các phân tích địa hóa thì phụ hệ tầng Trà Tân trên có độ rỗng, độ thấm là trung bình và vừa là tầng sinh và tầng chứa.
* Mioxen dưới - Phụ hệ tầng Bạch Hổ dưới (tập BI.1-N11bh) Phụ hệ tầng Bạch Hổ dưới được phân chia nhỏ thành ba tập nhỏ hơn: ILBH5.2, ILBH5.1 và ULBH
Mioxen dưới - phần dưới của Bạch Hổ dưới (ILBH5.2)
Tập ILBH5.2 được thành tạo bởi các vỉa cát kết và bị xen kẹp bởi các vỉa bột kết và sét có màu xám. Tập ILBH5.2 được lắng đọng trong môi trường sông ngòi, đầm hồ chuyển tiếp giữa nước ngọt và nước lợ. Chiều dày của tập ILBH5.2 dao động trong khoảng 370-490m. Đây là tập chứa dầu chính tại mỏ TGT và đang được khai thác tại tất cả các khối của mỏ TGT. Theo kết quả phân tích ĐVLGK, phân tích mẫu lõi thì các vỉa chứa thuộc tập ILBH 5.2 có độ rỗng và độ thấm rất tốt và phù hợp với biểu đồ động thái khai thác của các các giếng đang khai thác tại đối tượng này.
Mioxen dưới - phần giữa của Bạch Hổ dưới (ILBH5.1)
Tập ILBH5.1 được cấu thành chủ yếu là các vỉa sét màu đỏ và màu xám được xen kẹp bởi các vỉa bột kết và cát kết. Tập ILBH5.1 được lắng đọng trong môi trường trong môi trường giao thoa giữa đầm hồ nước ngọt và đồng bằng bồi tích ven biển. Chiều dày của tập ILBH 5.1 dao động trong khoảng 170-240m. Tập này có các vỉa cát có khả năng chứa dầu và có các biểu hiện dầu trong quá trình khoan, kết quả phân tích ĐVLGK cũng cho thấy có chiều dày hiệu dụng chứa dầu tại tầng ILBH5.1.
Mioxen dưới - phần trên của Bạch Hổ dưới (ULBH)
Tập ULBH được thành tạo chủ yếu bởi các vỉa sét màu nâu đỏ và bị xen kẹp bởi bột kết và vỉa cát mịn, mỏng. Chiều dày của tập ULBH khoảng 230-410m. Tập ULBH chủ yếu được thành tạo trong môi trường đồng bằng bồi tích và vũng vịnh ven bờ. Tập này có khả năng chứa với biểu hiện dầu khí trong quá trình khoan và cũng có biểu hiện dầu từ phân tích ĐVLGK.
* Mioxen dưới - Hệ tầng Bạch Hổ (tập BI - N11 bh)
Hệ tầng Bạch Hổ nằm ngay sát dưới hệ tầng Côn Sơn và nằm phủ bất chỉnh hợp lên hệ tầng Trà Tân. Hệ tầng Bạch Hổ được chia thành hai phụ hệ tầng: phụ hệ tầng Bạch Hổ dưới (BI.1) và phụ hệ tầng Bạch Hổ trên (BI.2)
Mioxen dưới - Phụ hệ tầng Bạch Hổ trên (tập BI.2)
Phụ hệ tầng Bạch Hổ trên được thành tạo chủ yếu bởi các tập sét màu xám xanh, bột kết và được xen kẽ bởi các lớp cát kết hạt rất mịn. Đây chính là tập sét Rotalid có chiều dày khoảng 160-290m và được bao phủ toàn khu vực cũng như trong toàn bể Cửu Long và như là một tập địa chấn chính. Phụ hệ tầng này được lắng đọng trong môi trường nước lợ, đồng bằng ven bờ - biển nông. Liên kết với tài liệu địa chấn thì phụ hệ tầng Bạch Hổ trên thuộc phân tập BI.2. Phụ hệ tầng này không có khả năng chứa và không có triển vọng dầu khí tại mỏ TGT.
Mioxen giữa - Hệ tầng Côn Sơn (tập BII- N12 cs)
Hệ tầng Côn Sơn chủ yếu được thành tạo bởi cát kết hạt thô đến trung dày, bị xen kẹp bởi các lớp sét có màu đỏ và xám, thỉnh thoảng gặp các lớp than mỏng. Các phân lớp sét kết màu đỏ nằm phổ biến phần nửa trên của hệ tầng Côn Sơn và nửa dưới thì sét màu xám chiến ưu thế. Chiều dày của hệ tầng Côn Sơn khá ổn định khoảng 770-830m. Trầm tích của hệ tầng này được thành tạo trong môi trường đầm lầy, đồng bằng ven biển và bị ảnh hưởng bởi nước lợ cũng như các hoạt động thủy triều lên xuống. Trầm tích của hệ tầng Côn Sơn được phủ bất chỉnh hợp góc lên hệ tầng Bạch Hổ. Liên kết với tài liệu địa chấn thì hệ tầng này thuộc tập BII. Hệ tầng này có khả năng thấm chứa tốt nhưng không có khả năng chắn, sinh và không có triển vọng dầu khí tại mỏ TGT
16
* Mioxen trên - Hệ tầng Đồng Nai (tập BIII - N13 đn)
Hệ tầng Đồng Nai nằm ngay dưới hệ tầng Biển Đông với thành phần chủ yếu là cát kết hạt thô và hạt trung bình bị xen kẹp bởi các tập sét mỏng có mầu đỏ và xám nâu, các vỉa than mỏng và vỉa Carbonat được bắt gặp ở một vài giếng. Hệ tầng Đồng Nai có chiều dày tương đối ổn định khoảng 490-520m và nằm ngang, trầm tích của hệ tầng Đồng Nai được lắng đọng trong môi trường nước lợ và đồng bằng ven biển nông và có sự ảnh hưởng lớn của sóng biển và thủy triều, hệ tầng Đồng Nai được liên kết với tài liệu địa chấn là tập BIII. Hệ tầng này có độ thấm chứa tương đối tốt nhưng không có tầng sinh cũng như tầng chắn và không có triển vọng dầu khí.
* Pliocen đến nay - Hệ tầng Biển Đông (tập A- N2-Q bđ)
Hệ tầng Biển Đông chủ yếu là cát kết dày, hạt thô đến mịn chiếm ưu thế và được xen kẹp bởi các phân lớp sét mỏng màu xám và màu nâu đỏ và có xen kẹp với lại mạch đá vôi cacbonat và vỉa than mỏng và sự có mặt phong phú của các loại hóa đá biển và Glauconit thuộc môi trường trầm tích biển nông. Chiều dày của hệ tầng Biển Đông là khá ổn định khoảng 720-750m. Trầm tích của của hệ tầng Biển Đông nằm ngang và gần như không có sự thay đổi về thế nằm, hệ tầng này liên kết với tài liệu địa chấn là tập A. Các biểu hiện đặc trưng Địa Vật Lý Giếng Khoan là GR nhỏ và các tập sét có điện trở suất cao.
Cột địa tầng tổng hợp của bể Cửu Long (Hình 1.3) được liên kết với các tập địa chấn và cột địa tầng của đối tượng nghiên cứu (Hình 1.4) được thể hiện như hình dưới.
Hình 1.3 Cột địa tầng tổng hợp bể Cửu Long
Tu ổi Th àn h hệ Tậ p đị a ch ấn Ph ân vị đị atầ ng Thạch học Ch iều dà y(m ) M uộ n Tr un g Sớ m ULBH D trên H5 M uộ n D giữa D dưới Sớ m PSTM 2011 Zero Phase Đá móng
Hình 1.4. Cột địa tầng tổng hợp của đối tượng nghiên cứu
Nguồn: Báo cáo kế hoạch phát triển Mỏ Tê Giác Trắng, 2010 [41] 1.4.2. Cấu kiến tạo mỏ TGT
Mỏ TGT bị chia cắt bởi hệ thống đứt gãy thuận trượt ngang theo hướng Tây Bắc- Đông Nam. Mặt trượt đứt gãy có xu thế chung đổ về hướng Nam và sâu dần. Các hoạt động kiến tạo của các đứt gãy phát triển mạnh trong thời kỳ Oligoxen và Mioxen sớm, phần lớn đứt gãy được phát hiện trong địa tầng Trà Tân và Bạch Hổ. Đứt gãy phân chia cấu tạo H1 và cấu tạo HST phát triển từ móng và cắt qua tầng sét Rotaly của Bạch Hổ, các đứt gãy khác chủ yếu phát triển trong tầng Oligoxen D. Mặt cắt địa chấn theo phương Bắc Nam được minh họa như hình 1.5.
Bắc Nam N S Block Boundary BHS LBH 5.1 5.2 C
D Đối tượng nghiên cứu
Hình 1.5 Mặc cắt địa chấn theo phương Bắc - Nam qua các cấu tạo TGT-
Nguồn: Báo cáo kế hoạch phát triển Mỏ Tê Giác Trắng, 2010 [41] Cấu tạo chứa
dầu ở mỏ TGT có sự kế thừa về mặt cấu trúc của bề mặt móng nhô cao, các bẫy chứa dầu được nằm trong địa tầng Mioxen dưới và Oligoxen trên được khép kín cấu trúc và khép kín bởi đứt gãy, riêng tại khối H3 và phía bắc của khối H3 có tồn tại về bẫy địa tầng nằm trong các thân cát thuộc địa tầng Mioxen dưới.
20 H1 H2 H3 H4 H5 Bản đồ cấu trúc nóc ILBH5.1 Bản đồ cấu trúc nóc Oligocene C Bản đồ cấu trúc nóc ILBH5.2 Bản đồ cấu trúc nóc Oligocene D Hình 1.6 Bản đồ cấu trúc của các tầng sản phẩm chính
Nguồn: Báo cáo kế hoạch phát triển Mỏ Tê Giác Trắng, 2010[41] Theo phương từ
Bắc xuống Nam, cấu trúc mỏ TGT có hình dạng bậc thang nông dần về phía Bắc và sâu dần về phía Nam. Các đứt gãy kiến tạo có phương Đông Bắc - Tây Nam đã chia mỏ thành nhiều các khối riêng biệt: khối H1, H2, H3N, H4 và khối H5 như hình 1.6.
Các tầng chứa dầu có xu thế sâu dần về phía Nam của mỏ, cùng với đó là xu thế các tập cát mỏng dần về phía Nam và có độ thấm kém hơn. Đặc trưng là các vỉa chứa dầu khí của mỏ TGT khá mỏng do bị xen kẹp bởi các tập sét đã gây ra đá chứa của mỏ TGT có rất nhiều ranh giới dầu nước cũng như nhiều hệ thống thủy lực.
Khối H1 có hai đỉnh cấu tạo và đã chia khối thành hai phụ khối nhỏ hơn H1.1 và H1.2 với hai đối tượng chứa dầu chính là Mioxen dưới và Oligocne trên. Khối H1.1 được phát hiện bởi giếng khoan thăm dò TGT-2X, khối H1.2 được phát hiện bởi giếng khoan thăm dò TGT-1X, kết quả phân tích Địa Vật Lý Giếng Khoan và phân tích PVT đã chỉ ra rằng hai vòm nâng này có sự liên thông về nước đáy nhưng không có sự liên thông giữa các thân dầu, các thân dầu được hình thành và tích tụ dựa trên có sự khép kín vào đứt gãy và khép kín cấu tạo do có sự khác nhau về: ranh giới dầu nước, tính chất chất lưu.
Khối H2 nằm ở phía Nam của khối H1 và được phân tách với khối H1 bằng đứt gãy thuận có phương Tây Bắc Đông Nam. Các thân dầu của khối H2 được phát hiện bởi giếng khoan TGT-5X tại hai tầng chứa ILBH 5.2L và Oligoxen C. Bẫy chứa tại khối H2 được khép kín vào đứt gãy.
Đi tiếp về phía Nam của mỏ thì khối H3 được phát hiện dầu bởi giếng khoan TGT- 4X và TGT-7X, khối H2 được ngăn cách với khối H3 bằng đứt gãy thuận theo phương Đông Bắc Tây Nam với cánh sụt nằm bên khối H3. Giếng khoan TGT-4X thì dầu được phát hiện rong tầng Oligoxen D còn giếng khoan TGT-7X thì dầu được phát hiện trong tầng chứa nằm phía dưới của tập 5.2 (5.2L). Trong nội bộ khối H3 bị phân chia nhỏ bởi các đứt gãy kéo theo đứt gãy chính đã chia khối H3 thành ba phụ khối nhỏ là H3 Bắc, H3 trung tâm và H3 Nam, các bẫy chứa dầu ở khu vực này tồn tại là bẫy khép kín cấu trúc, bẫy khép kín bởi đứt gãy và có tồn tại loại bẫy địa tầng.
Khối H4 được phân cách với khối H3 cũng bởi đứt gãy thuận có phương Đông Bắc Tây Nam. Khối này dầu khí được phát hiện bởi giếng khoan thăm dò
22
TGT-3X và sau đó được kiểm chứng thêm bằng giếng khoan TGT-6X. Các thân dầu của khối H4 được phát hiện tại tầng chứa 5.2 và Oligecene C. Các bẫy tích tích tụ dầu khí ở đây chủ yếu tồn tại dạng bẫy khép kín cấu tạo và bẫy khép kín bởi đứt gãy.
Khối H5 là phần diện tích nằm ở tận cùng phía Nam của mỏ, khối này được phân cách với khối H4 bởi đứt gãy có phương Tây Bắc Đông Nam nằm ngay cạnh võng yên ngựa. Khối này được phát hiện cả dầu và khí bởi giếng khoan 10X/10XST1 với các thân dầu nằm trong hai tầng chứa chính là 5.2 và Oligoxen C. Các tích tụ dầu khí ở khối H5 chủ yếu tồn tại là dạng bẫy khép kín cấu tạo và khép kín bởi đứt gãy.
1.4.3. Liên kết và phân đới vỉa
Liên kết và phân chia vỉa chứa dựa trên hai phương pháp chủ đạo là: thời địa tầng và thạch địa tầng và có kết hợp với áp suất. Do mỗi cách phân chia và liên kết vỉa chứa đều có những ưu điểm và nhược điểm của nó nên việc kết hợp các phương pháp sẽ loại trừ và sẽ giảm thiểu sai số trong khi liên kết và phân chia vỉa chứa.
Tập trên phụ hệ tầng Bạch Hổ dưới (LBH) tương ứng với tập địa chấn BI.1, phía trên của phụ hệ tầng Bạch Hổ dưới được tạo thành bởi các tập sét đỏ và bị xen kẹp bởi các tập cát mỏng và phía dưới của tập này được thành tạo bởi các tập cát và các tập sét xen kẹp có màu nâu. Bốn dị thường sinh địa tầng được phát hiện trong phụ hệ tầng này tương ứng với chu kỳ biển tiến và biển thoái.[36]
Các kết quả sinh địa tầng và thạch địa tầng chỉ ra ILBH có hai tập biển thoái bậc hai tương ứng ILBH 5.1 và ILBH 5.2. Các bề mặt ngập lụt cực đại (MFS) và mặt ngập lụt (FS) được nhận diện khá rõ ràng dựa trên các biểu hiện đường cong ĐVLGK.
Các tầng tựa được đánh dấu và nhận biết dựa trên các dị thường GR, các đường cong ĐVLGK và sự thay đổi về màu sắc và thành phần thạch học, các dị thường ĐVLGK. Các dị thường sinh địa tầng và thạch địa tầng được xác định và