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
Mỏ Đại Hùng được Xí nghiệp Liên doanh Vietsovpetro phát hiện dầu trong cát kết ở giếng khoan ĐH-1 năm 1988.
Đến năm 1993 nhà thầu BHP cùng với một số đối tác khác đã ký hợp đồng PSC với Petrovietnam để thăm dò và khai thác mỏ này. Mỏ được đưa vào khai thác sớm từ năm 1991. 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 (Hình 10.25).
Các mỏ khí Lan Tây, Lan Đỏ
Mỏ khí Lan Đỏ được ONGC phát hiện vào năm 1992 và mỏ khí Lan Tây vào năm 1993 bởi tổ hợp các công ty dầu khí quốc tế BP, ONGC và Statoil (Hình 10.30).
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
Mỏ Hải Thạch được phát hiện vào năm 1995 bởi tổ hợp công ty BP, Statoil.
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 hầu hết kết thúc vào cuối Miocen giữa.
Đá chứa sản phẩm ở mỏ Hải Thạch bắt
gặp ở các giếng khoan có tuổi từ Miocen sớm đến Miocen muộn, bao gồm các tập cát mỏng, có độ liên thông hạn chế và mức độ biến tướng nhanh. Độ rỗng của cát thay đổi từ 10% đến 20%, ở Miocen giữa từ 10% đến 25%, còn ở Miocen trên từ 20% đến 30%.
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%).
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 năng
Bể Nam Côn Sơn
1% 8% 7%0% 0% 0% 9% 75% Đã khai thác Đang khai thác Lập kế hoạch Đang đánh giá Không thương mại Chưa đánh giá Chưa phát hiện
Hình 10.32. Phân bố trữ lượng và tiềm năng dầu khí theo mức độ thăm dò 0 100 200 300 400 500 600 Tr. tấn quy dầu
Play 1 Play 2 Play 3 Play 4
Bể Nam Côn Sơn
Chưa phát hiện Phát hiện còn lại Đã khai thác
Hình 10.33. Phân bố trữ lượng và tiềm năng dầu khí theo play
chưa phát hiện của bể Nam Côn Sơn dự báo khoảng 680 triệu tấn qui dầu (chủ yếu là khí).
Kết quả tính toán tổng tài nguyên dầu khí có thể thu hồi của bể Nam Côn Sơn được trình bày ở hình 10.32 và 10.33.
9. Kết luận
Bể trầm tích Nam Côn Sơn thuộc kiểu bể rìa lục địa, hình thành theo cơ chế tách giãn (rift) vào thời kỳ Oligocen, chịu tác động của quá trình tách giãn Biển Đông. Trầm tích Kainozoi lắng đọng trong môi trường sông ngòi, đầm lầy ven biển, biển nông đến biển sâu, có bề dày lớn có thể tới 14km ở trũng Trung tâm và trũng Đông Bắc của bể. Ngoài các thành tạo lục nguyên, ở diện tích phía Đông của bể phát triển thành tạo carbonat trong thời kỳ Miocen giữa - muộn bao gồm cả carbonat nền (platform) và ám tiêu (reef) với bề dày có nơi đến 300 mét.
Hoạt động đứt gãy xảy ra theo nhiều pha khác nhau, từ Eocen đến cuối Pliocen, đôi chỗ còn kéo dài đến Hiện đại, nhưng mạnh nhất vào hai thời kỳ: cuối Oligocen
và cuối Miocen giữa.
Hai hệ thống đứt gãy chính khống chế tiến trình hình thành và phát triển Bể: hệ thống đứt gãy phương đông bắc - tây nam (phân bố chủ yếu ở phần phía Đông của Bể) và hệ thống đứt gãy phương á kinh tuyến (phân bố chủ yếu ở phần phía Tây). Biên độ thẳng đứng của các đứt gãy đạt tới hàng nghìn mét và chiều dài đến hàng trăm km.
Đá sinh hydrocarbon gồm hai loại: trầm tích sét than, sét bột tuổi Oligocen thành tạo trong môi trường lục địa, kerogen loại
II/III có khả năng sinh cả khí và dầu, trầm tích sét bột tuổi Miocen sớm thành tạo trong môi trường biển, kerogen loại III có khả năng sinh khí.
Đá chứa gồm: granit, granodiorit tuổi Mesozoi, cát kết tuổi Oligocen, Miocen và Pliocen sớm, carbonat tuổi Miocen giữa, muộn. Các vỉa chứa vụn lục nguyên đa số mỏng (10 - 20m), biến tướng nhanh, độ rỗng và thấm giảm nhanh theo chiều sâu.
Tầng chắn có hai dạng: chắn địa phương là các tập trầm tích hạt mịn nằm xen kẽ trong các phức hệ trầm tích có tuổi khác nhau và chắn mang tính khu vực là tập sét khá dày (80-120m), trải rộng có tuổi Pliocen sớm phổ biến ở phần Đông của Bể.
Bẫy chứa rất đa dạng: Khối đứt gãy - nứt nẻ, vòm đứt gãy, nếp lồi cuốn, hình hoa, cấu tạo - địa tầng, khối xây carbonat, thấu kính cát... và có thời gian thành tạo rất khác nhau.
Mặc dù bể Nam Côn Sơn có hoạt động tìm kiếm thăm dò dầu khí sớm nhất trên thềm lục địa Việt Nam, song mật độ giếng khoan thăm dò còn quá ít, mới ở mức dưới 1 giếng khoan/1.000km2 và cũng chỉ tập trung ở một số lô nhất định, nên đặc điểm cấu trúc và hệ thống dầu khí của bể vẫn còn tồn tại một số vấn đề chưa được sáng tỏ, đặc biệt là các vấn đề sau:
Sự khác biệt về chế độ kiến tạo - đứt gãy và môi trường trầm tích giữa diện tích phía Đông và diện tích phía Tây của bể chưa có được một lý giải đầy đủ, hệ thống.
Mối quan hệ giữa phân bố đá mẹ (vùng cung cấp) với các tích tụ dầu khí cần được nghiên cứu chi tiết nhằm xác lập quy luật phân bố sản phẩm trong bể, đồng thời đánh giá mức độ bảo tồn sản phẩm do hai tầng
đá mẹ Oligocen và Miocen sớm sinh ra. Đặc điểm và tính chất thấm chứa của trầm tích lục nguyên tuổi Miocen sớm và Oligocen: độ rỗng, độ thấm, mối quan hệ của chúng với chiều sâu và đới có dị thường áp suất cao cần được tập trung nghiên cứu làm rõ nhằm nâng cao hiệu quả thăm dò.
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 chỉ chiếm gần 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 loại bẫy phi cấu tạo - một loại bẫy khá phổ biến trong bể nhưng chưa được quan tâm đầu tư thăm dò.
Để nâng cao hiệu quả của công tác thăm dò cần đẩy mạnh công tác nghiên cứu làm rõ những tồn tại nêu trên, đồng thời tiến hành phân tích và đánh giá tổng thể tiềm năng dầu khí và những yếu tố rủi ro trong hệ thống dầu khí nhằm phân hạng đối tượng có triển vọng để tìm kiếm thăm dò, đặc biệt là phần diện tích phía Tây của bể.
1. Các nhà thầu dầu khí nước ngoài, 1989 - 2005. Các báo cáo đánh giá địa
chất, khoan và trữ lượng dầu khí. Lưu trữ dầu khí.
2. David Willmore, Nguyễn Giao, Lê Văn Dung, Nguyễn Trọng Tín, 1991.
“Petroleum Geology and Hydrocarbon Potential of Nam Con Son basin”. Lưu trữ dầu khí.
3. Nguyễn Giao và nnk, 1990. “Chính
xác hoá cấu trúc địa chất, đánh giá tiềm năng và đề xuất phương hướng TKTD dầu khí ở bể Nam Côn Sơn”. Lưu trữ dầu khí.
4. Nguyễn Thị Dậu và nnk, 2000. “Mô
hình địa hoá bể Nam Côn Sơn”. Lưu trữ dầu khí.
5. Nguyễn Trọng Tín và nnk, 1993.
“Đánh giá tiềm năng dầu khí bể Nam Côn Sơn”. Lưu trữ dầu khí.
6. Nguyễn Trọng Tín và nnk, 1995.
“Chính xác hoá cấu trúc địa chất và trữ lượng dầu khí phần phía Đông bể Cửu Long và Nam Côn Sơn”. Lưu trữ dầu khí.
7. Nguyễn Trọng Tín và nnk, 1997.
“Nghiên cứu đánh giá tiềm năng dầu khí phần phía Tây bể Nam Côn sơn”. Lưu trữ dầu khí.
8. Nguyễn Trọng Tín và nnk, 2005.
“Đánh giá tiềm năng và trữ lượng dầu khí bể trầm tích Nam Côn Sơn trên cơ sở tài liệu đến 12/2003”. Lưu trữ dầu khí.
9. Trần Công Tào và nnk, 1997. “Đánh
giá địa hoá trầm tích Đệ Tam bể Nam Côn Sơn”. Lưu trữ dầu khí.