3.1 .3Trầm tích Mioxen dưới
3.4 Tiềm năng sinh hydrocacbon của đá mẹ
Từ kết quả mơ hình, bản đồ trưởng thành được xây dựng cho các tầng tầng đá mẹ khu vực bể Phú Khánh:
Với đáy tầng đá mẹ Oligoxen tại khu vực trũng sâu phía Đơng bể Phú Khánh (khu vực Đông lô 123-126, 146 và Tây lô 148, 147) hầu như trải qua các giai đoạn tạo sản phẩm, hiện tại đá mẹ tại khu vực trũng sâu này đang trong pha sinh khí (hình 3.4.a).
Trong khi bản đồ trưởng thành xây dựng tại nóc tầng, diện phân bố đá mẹ trong pha sinh khí thu hẹp hơn, tập trung chủ yếu phần trũng sâu nhất của bể (một phần khu
vực lô 123-126), tiếp đến là ranh giới sinh khí ẩm, dầu bao quanh phần rìa trũng.
Phần Bắc của trũng trung tâm (lơ 122, 146, 147), đá mẹ đang trong giai đoan trưởng thành (hình 3.4.b).
Trong khi đó đá mẹ Mioxen dưới thuộckhu vực trũng trung tâm đang trong pha
sinh dầu ngoại trừ vùng đới nâng/ phụ đới nâng (nơi có độ sâu dưới 2700m ), chưa
đủ điều kiện trưởng thành (hình 3.4.c)
Hình 3.4.d-3.4.e, thể hiện tổng mật độ sinh HC của các tập đá mẹ. Tiềm năng sinh
chủ yếu từ tập đá mẹ Oligoxen tại trũng sâu nơi mật độ sinh cực đại (>16.106
Kl/km2), đây được coi là vùng cung cấp sản phẩm chính cho khu vực đới nâng vùng
rìa/sườn bể. Tuy nhiên thời gian hình thành bẫy và các yếu tố kiến tạo liên quan rất quan trọng cho sự bảo tồn các tích tụ dầu khí. Theo tài liệu địa chất, các bẫy hình thành chủ yếu trong giai đoạn rift, đồng rift và thời gian đầu giai đoạn sau rift, thời
thuận lợi cho việc nạp bẫy. Hiện tại những pha sinh dầu mạnh từ đá mẹ Oligoxen
gần như đã kết thúc và quá trình di cư vào bẫy cũng đã hồn thành. Tuy nhiên,
khơng ngoại trừ các hoạt động địa chất trẻ cũng như sự ảnh hưởng hoạt động núi
lửa diễn ra vào thời kỳ Mioxen giữa- muộn là yếu tố rủi ro cho việc bảo tồn các tích tụ trên. Các bẫy hình thành thời kỳ sau này có khả năng tiếp nhận sản phẩm HC sinh ở pha kế tiếp.
Hiện tại, mật độ khí sinh chủ yếu từ đá mẹ Oligoxen, phần lớn tại trũng sâu của bể
đá mẹ phân bố vào ngưỡng quá trưởng thành (overmature) (hình 3.4.f).
Lượng hydrocacbon chỉ di thoát từ tầng đá mẹ khi đá mẹ đạt đến pha cửa sổ tạo dầu (pic). Vì vậy thời gian di cư dầu và khí liên quan lượng dầu sinh ra mạnh mẽ từ đá mẹ. Tại đáy tập đá mẹ Oligoxen, HC bắt đầu di cư khoảng thời gian cachs
đây khoảng 20tr.n tại khu vực trũng trung tâm bể và cho tới thời điểm hiện tại ở
khu vực nơng hơn với sự có mặt đá mẹ (hình 3.4.g). Trong khi đó tại nóc tầng đá
Hình 3.4.g. Sơ đồ thời gian di cư tại đáy tầng đá mẹ Oligocene Thời gian từ0-5 Tr.n Thời gian từ5-10 Tr.n Thời gian từ10-15 Tr.n Thời gian từ15-20 Tr.n Thời gian >20 Tr.n Thời gian từ0-5 Tr.n Thời gian từ5-10 Tr.n Thời gian từ10-15 Tr.n Thời gian từ15-20 Tr.n Thời gian >20 Tr.n
Hình 3.4.h. Sơ đồ thời gian di cư tại nóc tầng đá mẹ Oligocene Thời gian từ0-5 Tr.n Thời gian từ5-10 Tr.n Thời gian từ10-15 Tr.n Thời gian từ0-5 Tr.n Thời gian từ5-10 Tr.n Thời gian từ10-15 Tr.n
KẾT LUẬN
1. Đá mẹ của bể Phú Khánh được dự báo gồm hai tầng trầm tích Oligocen và Miocen dưới, chúng phân bố chủ yếu tại vùng trũng trung tâm của bể, nơi có tổng chiều dày trầm tích(Mioxen dưới và Oligocene đạt tới 6000-8000m).
2. Vật chất hữu cơ trong hai tập trầm tích đó chủ yếu là Kerogen loại 3 nhưng ở phần trên của Oligocen có lẫn vật liệu đầm hồ (Kerogen loại 1)
3. Quá trình sinh hydrocacbua bắt đầu xảy ra vào thời kỳ Mioxen sớm
(khoảng 25 triệu năm trước) và di cư ồ ạt vào 2 giai đoạn chính: 16 – 21 triệu năm và 7 – 11 triệu năm trước.
4. Đá mẹ Mioxen dưới bắt đầu sinh vào thời kỳ Mioxen giữa (khoảng 10
triệu năm trước) tại vùng trũng sâu, và hiện nay tại khu vực này đá mẹ đang trong quá trình cung cấp sản phẩm để nạp bẫy.
5. Trầm tích Oligocen tại khu vực nước nơng (khu vực nâng) hầu như vắng mặt hoặc có khối lượng rất nhỏ và đóng góp khơng đáng kể vào tiềm năng sinh hydrocacbon.
6. Ảnh hưởng các hoạt động của núi lửa tới quá trình trưởng thành cũng như sự bảo tồn và đặc biệt là thời gian hình thành dầu khí v.v...là một yếu tố rất quan
trọng trong cơng tác tìm kiếm thăm dị, khai thác dầu khí và cần được tiếp tục
TÀI LIỆU THAM KHẢO Tiếng Việt
1. Ts Nguyễn Huy Quý (2002), “Nghiên cứu cấu trúc địa chất và địa
động lực, làm cơ sở đánh giá tiềm năng dầu khí ở các vùng biển sâu và
xa bờ của Việt Nam”.
2. Phạm Thị Toán, Phan Văn Thắng, Võ Thị Hải Quan, Nguyễn Thị
Thanh Thủy (2002), “Kết quả phân tích địa hóa mẫu thực địa đề tài KC 09-06”.
3. Đặng Thu Hương (2004), “Phươn Pháp Địa Chấn Địa Tấng Và Ứng
Dụng Để Xác Định Cấu Trúc Địa Chất Tập Trầm Tích Sau Tách
Dãn Bể Phú Khánh”, Hanoi University of Mining and Geology, Masters Thesis (in Vietnamese), 107 pp.
4. Nguyễn Thu Huyền (2004), “ Áp Dụng Phươn Pháp Địa Chấn - Địa
Tấng Để Minh Giải Tài Liệu Địa Chấn Lát Cắt Trầm Tích Đồng
Tách Giãn Bể Phú Khánh, Thềm Lục Địa Việt Nam”, Hanoi
University of Mining and Geology, Masters Thesis (in Vietnamese), 50 pp.
Tiếng Anh
5. Douglas Waples for Japan national Oil Corporation (2007), “A manual
for source rock evaluation using petroleum systems concepts”.
6. Bojesen-Koefoed, J.A., Nytoft, H.P., Dau, N.T., Ha, N.T.B., Hien,
L.V., Quy, N.H., Nielsen, L.H., Petersen, H.I.(2003), “ Geochemical characteristics of seep oils from Dam Thi Nai (Qui Nhon), central Vietnam – implications for exploration in the offshore Phu Khanh
Basin. In”, abstracts Part 2, pp. 193–194. 21st International Meeting
7. Bohacs, K.M., Carroll, A.R., Neal, J.E., Mankiewicz, P.J. (2000), “Lake-basin type, source potential, and hydrocarbon character an intergrated sequence-stratigraphic-geochemical framework”.
8. Cohen, A.D., Raymond, Jr., Archuleta, L.M., Mann, D.A. (1987),
“Preliminary study of the reflectance of huminite macerals in recent surface peats”, Organic Geochemistry 11, 429–430.
9. Dau, N.T., Thanh, N.X., Anh, P.H. (2000), “Discussion of the origin
of DST#1 oil in the B10-STB-1X well, Hanoi Trough”
10. Hiep, N., Chinh, T.D., Quy, N.H., Bao, N.V., Huy, P.V. (Eds.),
Conference on “The oil and gas industry on the eve of the 21st
century”, Youth Publishing House, Hanoi, pp. 124–131.
11. Dien, P.T., Quy, N.H., Tiem, P.V., Tai, P.S., Andersen, C., Nielsen,
L.H. (1999), “Basin analysis and petroleum system of the Song Hong Basin”.
12. Huang, B., Xiao, X., Zhang, M.(2003) “Geochemistry, grouping and
origins of crude oils in the Western Pearl River Mouth Basin, offshore South China Sea”, Organic Geochemistry 34, 993–1008.
13. HuongD.T., Thang L.D., Huyen N.T., Boldreel, L.O., Nielsen L.H.,
Abatzis I., Duc, N. A., Fyhn, M.B.W.(2004), “ Depositional history of the post-rift succession of the Phu Khanh Basin, offshore central Vietnam based on interpretation of seismic sequences and facies:
first results of the ENRECA-Project”, 5th International Conference
on Asian Marine Geology. IGCP475 DeltaMap/APN Mega-Delta, 13–18 January, Bangkok, Thailand, p. 70.
14. Lai L.N, Hinh N.Q. (1977), “Some characteristics of geological
structures in Dam Thi Nai area, Quy Nhon”, Hanoi University of
15. Lee, G.H., Watkins, J.S. (1998), “Seismic sequence stratigraphy and hydrocarbon potential of the Phu Khanh Basin, offshore central Vietnam, South China Sea”, AAPG Bulletin 82, 1711–1735.
16. Mai T.T. (1995), “Seismic stratigraphic studies of the continental
shelf of southern Vietnam”, Journal of Petroleum Geology 18, 345-
354.
17. Nielsen, L.H., Mathiesen, A., Bidstrup, T., Vejbæk, O.V., Dien, P.T.,
Tiem, P.V. (1999), “Modelling of hydrocarbon generation in the Cenozoic Song Hong Basin, Vietnam”, Journal of Asian Earth
Sciences 17, 269–294.
18. Quynh P.H., Vinh N.X., Quy N.H., Phuong L.T. (1980), “Report on
geological survey of Dam Thi Nai, Quy Nhon”.
19. Trung P.Q. et al. (2003), “Survey and study on Dam Thi Nai oil
seep, Quy Nhon province”.
20. Tuan, H.A., Vinh, N.X., Quang, D.D., Nhuan, T.V. Hong, P.T. Dao,
C.V., Nielsen, L.H. (2003), “Results of petrographic, X-Ray and SEM analyses of core samples from the Enreca-1 well; Upper Miocene–Pliocene, Krong Pa Graben (Song Ba Trough) Central
Vietnam”, Danmarks og Grønlands Geologiske Undersøgelse
rapport 2003/68, 102 pp & 1 Enclossure.