Việc nghiên cứu đánh giá tiềm năng dầu khí của bồn trũng Cửu Long dựa vào kết quả phân tích điều kiện sinh thành của đá mẹ, điều kiện của tầng chắn – và các hoạt động liên quan đến bẫy dầu khí.
5.1 Đá sinh.
Khả năng đánh giá tiềm năng sinh dầu khí của bồn có nhiều hạn chế do số lượng tài liệu chưa nhiều. Theo tài liệu nghiên cứu của cơng ty Deminex, đã phân tích bổ sung cùng với đề tài : “Tổng Hợp Các Kết Quả Tìm Kiếm Thăm Dị Dầu Khí” của Tiến sĩ Nguyễn Giao, đã tiến hành nghiên cứu đá mẹ đưa đến những đặc điểm sau:
+ Trong bồn trũng Cửu Long có nhiều tầng sét thuộc Oligocene và Miocene nhưng chỉ có tập sét dày trong Oligocene là những tập đá mẹ sinh dầu chính vì có hàm lượng vật chất hữu cơ cao từ 1. 93% - 2. 19%. Kerogen chất lượng loại II hoặc loại III được gọi tên là tầng Damolisap – sinh dầu khá tốt. Cịn các tập Miocene dù có độ chín muồi nhưng khơng có khả năng sinh dầu vì hàm lượng vật chất hữu cơ nghèo nhỏ hơn 0. 4%.
+ Khả năng tiến hóa và trưởng thành của vật chất hữu cơ ở phần rìa được biến đổi rất sớm so với trung tâm bồn. Điểm tạo dầu lớn nhất của bồn trũng Cửu Long là 2150m, còn ở trũng sâu hơn là 3450m và điểm kết thúc pha ở độ sâu thay đổi từ 4710 – 6130m. Nhiệt độ dao động trong khoảng từ 148 – 1550C. Như vậy, vị trí sâu nhất của bồn hiện nay thì tầng Damolisap mới đạt tới khí ẩm và Condensat chứ chưa sang pha tạo khí khơ.
Hình 5.1 Mức độ trưởng thành VCHC
Bảng 5.1 Các đặc tính cơ bản tầng đá mẹ bể Cửu Long 5.2 Đá chứa.
Loại đá chứa chính ở bồn trũng Cửu Long là đá móng nứt nẻ trước Kainozoi, cát kết Paleogen và cát kết Miocene hạ. Chủ yếu dầu có trong móng bị phong hóa. Đây là đặc tính của thềm lục địa Việt Nam, gặp ở mỏ Bạch Hổ, và một số mỏ khác ở bồn trũng Cửu Long. Thành phần của chúng thuộc nhóm Granitoit bao gồm: Granit – biotit, Granit hai mica, Diorit thạch anh, Granit Granophia và Plagiogranit.
Độ rỗng của đá móng khơng cao và khơng đồng nhất. Độ rỗng lớn nhất là 10. 1% ( BH 810 – 3576m) và nhỏ nhất là 0. 55 – 0. 67% (BH6 – 3520m và BH2 –
3265m). Độ rỗng trung bình của móng là 3. 255%, kiểu độ rỗng dạng phức tạp. Độ rỗng dạng khe nứt trung bình là1. 27%. Hiện nay tầng đá móng phong hóa phong phú nứt nẻ là đối tượng thăm dị và khai thác chính ở mỏ Bạch Hổ và các cấu tạo khác.
Hình 5.2 Đồ thị biến đổi độ rỗng đá móng bể Cửu Long
Tầng đá chứa quan trọng của Paleogen là tập cát kết ở Trà Tân và Trà Cú, chúng được thành tạo ở môi trường lục địa – phần dưới và môi trường biển – phần trên. Độ rỗng của đá từ 10 – 25%, đá chứa Paleogen có lỗ rỗng cao – chứa tốt, ở Tây Nam là 25%, Đông Bắc là 23 – 25%, ở trung tâm bồn trũng thuộc loại chứa có độ rỗng trung bình từ 20 – 22%.
Cát kết Miocene hạ của điệp Bạch Hổ phát triển phổ biến và rộng khắp trên tồn bồn trũng và là đối tượng tìm kiếm thăm dị quan trọng. Đá này có đặc tính thấm chứa tốt, độ rỗng thay đổi từ 2 – 26%, trung bình theo log = 18. 8%, theo mẫu = 18. 6%. Độ thấm từ 1mD – 4255mD ( 60% mẫu có K=9 – 204mD).
Tầng đá chắn có nhiều tập sét chứa Rotalia, phân bố khắp đơn vị địa tầng, chúng được hình thành trong mơi trường vũng vịnh. Tỉ lệ sét cao từ 45 – 80%, dày từ hàng chục đến hàng trăm mét. Các tập sét ở điệp Bạch Hổ, Côn Sơn và Biển Đông Trà Tân, Trà Cú được thành tạo trong điều kiện biển nơng hoặc là phong hóa của các đá có trước, chiều dày từ 100 – 180m phân bố khắp bồn trũng nên đóng vai trị là tầng chắn khu vực.
Theo đánh giá của công ty Deminex, chu kỳ sinh thành của Hydrocacbon của đá mẹ thay đổi theo từng vị trí khác nhau. Tại bồn trũng này, đá mẹ sinh dầu từ cuối Oligocene đến đầu Paleogen.
Các dạng Hydrocacbon được sinh ra dù dầu hay khí đều đi từ rìa vào trung tâm là tăng dần. Dầu khai thác được có liên hệ với nguồn sinh nên ta có thể biết nơi tích tụ, di chuyển của dầu khí dầu thơ ở bồn trũng Cửu Long thuộc nhóm Parafin – Nephten, tỉ trọng thay đổi khoảng 0. 84 – 0. 87 g\cm3(chưa bị phân hủy).
Ở bồn trũng Cửu Long, theo kết quả nghiên cứu giếng khoan Rồng I cho thấy dầu dịch chuyển theo các hướng: Bắc- Đông Bắc và Tây – Tây Nam. Theo nghiên cứu địa hóa cho thấy dầu dịch chuyển vào tầng đá chứa tự tầng đá sinh Oligocene theo vỉa, theo bất chỉnh hợp ( Oligocene – và Miocene), theo đứt gãy và có thể theo hướng nghịch đảo từ trên xuống.
● Vậy bồn trũng Cửu Long có những tập sét dày phân bố rộng rãi có điều kiện địa hố thuận lợi cho việc sinh thành dầu khí với số lượng đáng kể.
Hình 5.3 Sự phân bố tầng chắn trên mặt cắt địa chấn. 5.4 Di chuyển và nạp bẫy:
- Di chuyển: dầu được sinh ra và di chuyển từ các tập đá mẹ vào các tập đá chứa bằng các con đường khác nhau. Trên đường di chuyển nếu tồn tại yếu tố chắn kín dầu có thể được giữ lại và trở thành những tích tụ hydrocacbon, ngược lại chúng sẽ bị phân tán và di thoát.
- Bẫy: các dạng bẫy được hình thành sớm hơn thời gian dầu khí trong bể bắt đầu được sinh, điển hình là các khối móng nhơ cao ở trung tâm bể. Bể Cửu Long chia ra 5 đối tượng chứa dầu khí, mỗi đối tượng chứa dầu khí thường gắn liền với một vài kiểu bẫy chứa khác nhau.
● Ở móng trước Đệ tam bẫy thường gặp các khối móng nhơ bị chơn vùi, khép kín bởi các trầm tích hạt mịn phủ trên. Bẫy chứa thuộc dạng bẫy hỗn hợp, có liên quan mật thiết với đứt gãy và phá hủy kiến tạo
● Trong đá phun trào có cấu trúc chủ yếu là hang hốc, khe nứt, các bẫy phát hiện thường nhỏ.
● Cát kết chứa tầu tập Oligocen dưới có bẫy chứa dầu kiểu địa tầng hay phi cấu tạo, bị chắn thạch học và kiến tọa.
● Các vỉa dầu đã phát hiện tuoir Oligocen trên thuộc dạng bẫy địa tầng, bọ chắc thạch học ở mọi phía.
● Các bẫy gặp chủ yếu ở cát kết chứa dầu Miocen dưới là dạng cấu trúc, dạng bòm, bị chắn thạch học và kiến tạo.