Các đá mẹ Mioxen trung trong khu vực hiện vẫn chưa trưởng thành các chỉ số còn rất thấp Tmax mới đạt qua ngưỡng 430°C đang trong giai đoạn trưởng thành sớm, chỉ số HI chỉ nằm trong khoảng 100 ÷ 200 mgHC/gTOC. Bản đồ trưởng thành của nóc Mioxen trung cho thấy khu vực nghiên cứu chưa hoặc mới bắt đầu trưởng
thành.[Hình 4.7]
Thành phần VCHC thuộc Miocen muộn và Plioxen chưa đạt tới ngưỡng t ạo dầu khí do đó nó khơng được đề cập trên đây trong việc đánh giá tiềm năng đá mẹ khu vực này.
Bảng 4.1 : Phân loại đá sinh trong khu vực nghiên cứu
TT Tầng đá mẹ Môi trường trầm tích Tiềm năng sinh TOC Phân loại Kerogen (HI)
Thời gian tạo HC (Triệu năm) Dầu Cond Khí khơ 1 Miocen trung Biển nơng, châu thổ Kém–trung bình: 0.3 - 2; III/II 100- 200 12 - 6 6 - 2 Bắt đầu 2 Miocen hạ Châu thổ biển nơng Kém-trung bình: 0.1–2 III/II 30- 200 15 - 8 10 - 7 4 3 Eoxen– Oligocen muộn ĐB ven biển-hồ nước mặn Kém–khá : 0.1- 3 II/III 50 - 350 30 -18 20 - 8 10-5
Nhìn chung do trầm tích khu vực nghiên cứu nằm trong khu vực bị chôn vùi sâu, địa nhiệt khá cao khoảng 3.5 ÷ 4.7 °C/100m, nên hiện tại đá mẹ Eoxen – Oligoxen là các tầng đá mẹ chính nói chung đã trải qua tất cả các pha tạo sản phẩm từ dầu đến khí ẩm, condensate và khí khơ. Trong đó pha tạo dầu chính đã xảy ra cách đây khỏang 30 – 18 triệu năm trước, tạo khí ẩm và condensate cách đây khoảng 20 – 8 triệu năm trước và tạo khí k hơ cách đây khoảng 10 – 5 triệu năm
trước. Trong khi đó, trầm tích Mioxen mà chủ yếu là Mioxen dưới nếu bị chơn vùi sâu đã trưởng thành thường có pha tạo dầu cách đây khoảng 15 – 8 triệu năm, tạo khí ẩm và condensate cách đây khoảng 10 – 7 triệu năm và tạo khí khơ cách đây khoảng 4 triệu năm.
4.2 Đặc điểm đá chứa trong khu vực.
Đá chứa trong Bể Sông Hồng được xác định là khá đa dạng trong đó có cát kết Oligoxen, Miocen và cacbonat Mioxen. Các đá chứa tiềm năng trong móng trước Kainozoi bao gồm đá cacbonat Paleozoi và Mesozoi. Khu vực nghiên cứu nằm trong vùng trung tâm của bể Sơng Hồng nên có chiều dày trầm tích khá lớn, các đá chứa được nghiên cứu chủ yếu là các loại cát kết bao gồm cát kết Oligoxen, Mioxen và plioxen. Sự phân bố các tầng chứa này hết sức phức tạp với độ dày khơng ổn định bởi q trình nghịch đảo kiến tạo gây nên. Các giếng khoan trong khu vực hầu như đã khẳng định sự có mặt của đá chứa cát kết Mioxen mà chủ yếu là Mioxen trung qua các vỉa chứa khí. Đá chứa Oligoxen hiện vẫn là các đá chứa tiềm năng trong khu vực, bởi chúng nằm khá sâu, chưa có giếng khoan nào trong khu vực đạt đến độ sâu gặp chúng.
4.2.1 Đá chứa cát kết Oligxen.
Các tập cát kết Oligoxen chứa sản phẩm chưa được phát hiện tại các giếng khoan trong phạm vi vùng nghiên cứu, cho đến nay tiềm năng đá chứa Oligoxen được đánh giá thấp, lịch sử chôn vùi sâu trước pha nghịch đảo Mioxen trung và quá trình biến đổi đá sau trầm tích của thành phần xi măng dolomite là những nguyên nhân làm giảm tiềm năng chứa của thành hệ này. Trong giếng khoan BAL-1X đi qua phần trên của trầm tích Oligoxen thuộc hệ tầng Đình Cao cho thấy cát kết có màu xám đến xám nhạt, phần lớn hạt trung đến thơ, độ mài trịn trung bình tới kém, gắn kết rắn chắc bởi xi măng cacbonat, sét và silic. Độ rỗng theo tài liệu ĐVLGK là 8.5 ÷ 10.5%. Kết quả phân tích cho thấy nguyên nhân là do quá trình xi măng hóa xảy ra mạnh mẽ, biến đổi thứ sinh với mức độ khác nhau, cùng với sự nén ép tương đối mạnh. Nhìn chung cát kết và cát bột kết Oligoxen với độ rỗng từ trung bìnhđến thấp thường từ 5 - 12%, tăng dần về phía các hệ tầng nằm trên. Trong khu vực lô C nghiên cứu tiềm năng đá chứa Oligoxen lắng đọng chủ yếu trong môi trường đầm hồ được đánh giá từ kém đến trung bình. Các vỉa có chiều dày khoảng từ vài mét đến vài chục mét.
4.2.2 Đá chứa cátkết Mioxen:
Các tập cát kết – cát bột kết Mioxen bắt gặp trong hầu hết các giếng khoan trong khu vực nghiên cứu và khu vực xung quanh, trầm tích Mioxen được lắng đọng trong mơi trường thay đổi từ châu thổ, biển ven bờ và biển nông ở khu vực trũng Hà Nội và rìa tây của bể đến môi trừơng biển sâu. Theo tài liệu các giếng khoan trong khu vực thìđộ rỗng trung bình của các tập cát kết này thường từ 5 ÷ 25 % xem hình 4.8 và Hình 4.9, chúng giảm nhanh theo chiều sâu. Các loại đá chứa thuộc loại
trung bình tới tốt, tuy nhiên tại một số nơi cát kết Mioxen sớm đã bị xi măng hóa mạnh độ rỗng nhỏ chỉ cịn 5 ÷ 10% song độ thấm của cát kết vẫn có khả năng đạt 0.5 đến hàng chục mD. Như vậy tiềm năng chứa của cát kết Mioxen tốt phân bố rộng vàổn định. Các vỉa chứa này có chiều dày từ vài mét tới vài chục mét.
Hình 4.8: Biều đồ tương quan giữa độ rỗng - chiều sâu trong khu vực nghiên cứu và vùng lân cân.[13]
Hình 4.9: Biểu đồ quan hệ độ rỗng –chiều sâu trong giếng C-TH-1X
4.2.3 Đá chứa cát kếtPlioxen:
Các giếng khoan trong khu vực nghiên cứu và vùng lân cận đã bắt gặp các tập cát kết Plioxen có tiềm năng chứa từ trung bìnhđến tốt. Tuy nhiên cho đến nay các tập cát kết này khơng chứa sản phẩm do khơng được hình thành cấu tạo, ngồi ra cịn liên quan đến khả năng di chuyển của của sản phẩm và tiềm năng chắn của các tập sét phía trên. Kết quả tìm kiếm thăm dị mới đây về phía Nam của khu vực nghiên cứu đã phát hiện các tập cát chứa khí rất có tiềm năng và hiện tại đãđưa vào khai thác trong cát kết Tubidite Plioxen nằm ở độ sâu từ 700 đến 1500m có độ rỗng khoảng 22 - 28% phân bố khá liên tục và có tiềm năng chứa rất tốt. Các dạng bẫy chứa Tubidit tuổi Plioxen phát triển chủ yếu về phía Đơng Nam của khu vực.
Bảng 4.2: Phân loại đá chứa trong khu vực nghiên cứu
TT Tầng đá chứa Phân bố Độ rỗng- thấm Xếp loại
1 Cát kết Oligocen Rộng khắp trong bể 5 ÷ 12% Kém–rất kém 2 Cát kết Miocen Rộng khắp trong bể 5 ÷ 25% Kém-TB-khá- tốt. 3 Cát kết Plioxen Trung tâm bể,
dạng tubidite 22 ÷ 28% Khá–tốt.
4.3 Đặc điểm Đá chắntrong khu vực
Các tầng chắn quan trọng nhất đều có mặt trong mặt cắt Oligoxen và Mioxen. Tại MVHN và vùng lân cận, các tập sét kết, sét – bột kết thuộc phần trên của mặt cắt Oligoxen tạo thành một tầng chắn ổn định cho các bẫy nằm dưới. T ập chắn thực chất là một tập sét biển tiến, hoặc vài nơi trùng với mặt ngập lụt cực đại, có lịch sử phát triển tương tự như ở hầu hết các bể trầm tích Đơng Nam Á.
Ngồi khơi vịnh Bắc Bộ, các tập sét chắn đều có chất lượng từ tốt đến rất tốt và có mặt hầu như khắp trong mặt cắt, nhưng nhìn chung phân bố khơng đều, biến đổi từ Bắc xuống Nam và từ Tây sang Đông do cấu trúc địa chất thềm lục địa và môi trường trầm đọng biến đổi từ bờ ra trũng sâu. Chiều dày đá chắn Oligoxen và Mioxen dao động trong khoảng 10 – 150m với hàm lượng sét dao động từ 65 – 90%. Tuy nhiên,ở nhiều nơi, các màn chắn trong trầm tích Oligoxen và Mioxen bị phá vỡ do hệ thống đứt gãy phức tạp hoạt động trong Oligoxen và Mioxen với nhiều pha nâng–hạ, trượt bằng và xoay xéo.
Một tầng chắn cóthể mang tính “khu vực” rộng nhất có tuổi Mioxen trung được đặc trưng bởi sét màu xám, xám đen, tương đối đồng nhất, dày khoảng 80m đến 150m (GK 112 –BT –1X) với hàm lượng sét từ 71 – 86% (GK. VGP –112 –BT –1X). Các khoáng vật chủ yếu là ilit (55%), kaolinit (28%), còn lại là clorit và các khoáng vật khác.
Ở vịnh Bắc Bộ và trong khu vực nghiên cứu hầu hết các giếng khoan đều gặp các tầng chắn địa phương. Ở trũng sâu của vịnh Bắc Bộ, tập sét dưới của Plioxen là
tầng chắn có chất lượng cao có thể chắn giữ các tích tụ khí. Tổng chiều dày của tập sét Plioxen có khi đạt vài trăm mét.
4.4 Thời gian, Di cư và tạo bẫy
Như đã nêuở phần trên, các đá mẹ chính của khu vực bao gồm các tập sét có tuổi Eoxen–Oligoxen, Mioxen sớm và trung. Bể Sơng Hồng do trầm tích b ị chơn vùi sâu, gradient địa nhiệt cao, nên hiện tại hầu như các đá mẹ có tuổi Oligoxen đã trải qua tất cả các pha tạo sản phẩm từ dầu tới khí khơ. Đá mẹ Mioxen cũng đã trải qua các pha tạo sản phẩm từ dầu tới condensate. Tuy nhiên đối với tầng đá mẹ Eoxen – Oligoxen chưa được nghiên cứu nhiều về phương diện tiềm năng sinh cũng như quá trình trưởng thành sinh dầu khí do các giếng khoan trong khu vực chưa đạt tới chiều sâu của tập này. Tùy thuộc vào độ sâu chôn vùi của sổ tạo khí khơ hiện tại nằm khoảng độ sâu 3.700m – 5000m và cửa sổ tạo dầu nằm trong khoảng 2000m – 4000m độ sâu. Hiện tại VCHC đã trưởng thành cách đây hàng triệu năm. Trong đó pha tạo dầu chính của Oligoxen đã xảy ra cách đây khỏang 30 - 18 triệu năm trước, tạo khí ẩm và condensate cách đây khoảng 20 - 8 triệu năm trước và tạo khí khơ cách đây khoảng 10 - 5 triệu năm trước. Trong khi đó, trầm tích Mioxen mà chủ yếu là Mioxen dưới nếu bị chôn vùi sâu đã trưởng thành thường có pha tạo dầu cách đây khoảng 15 - 8 triệu năm, tạo khí ẩm và condensate cách đây khoảng 10 - 7 triệu năm và tạo khí khơ cách đây khoảng 4 triệu năm.
Ngay sau khi dầu khí được sinh thành chúng có thể di cư, q trình di cư ban đầu của chúng theo phương thẳng đứng, theo đứt gãy, sau đó chủ yếu di chuyển theo phương ngang. Cáctích tụ dầu khí lại phụ thuộc nhiều vào tuổi hình thành bẫy. Trong khu vực gồm các cấu tạo được hình thành trong thời gian Mioxen thượng là các cấu tạo nghịch đảo kiến tạo, các cấu tạo này do bị nén ép mạnh, nâng lên quá mức nên bị bào mòn rất mạnh, các cấu tạo này hình thành trong thời gian muộn so với pha di chuyển chính của dầu khí ra khỏi đá mẹ Oligoxen , các cấu tạo nghịch đảo Oligoxen – Mioxen hạ nhưng hiện nay vẫn chưa được chứng minh bằng các giếng khoan nhưng có thể cùng thời với pha di chuyển đầu tiên khoảng 30 ÷ 33 triệu năm trước. Ngồi ra cịn các bẫy tiềm năng trong móng hình thành trong thời gian đồng tạo rift đãđược chứng minh ở các giếng khoan 106-HL-1X, 106-HR-1X, 106-YT-1X thuộc lô 106 Các bẫy này đều có trong khu vực nghiên cứu nhưng do nằm quá sâu nên chưa được xác minh.
4.5 Play và các dạng bẫy
4.5.1 Các dạng bẫy nghịch đảo Mioxen trung – thượng:
Đây là các đối tượng thăm dò phổ biến ở khu vực nghiên cứu cũng như bể Sông Hồng và đã có những phát hiện dầu khí quan trọng. Đối tượng chứa là cát kết Mioxen. Các cấu tạo nghịch đảo Mioxen này nằm chủ yếu trong đới nghịch đảo kiến tạo đã nói trên, chúng nằm trên và kề áp vào các đứt gãy nghịch và được hình thành vào cuối Mioxen giữa và hồn thiện vào cuối Mioxen, như giếng C-TH-1X, C-TG- 1X, C-HOL-1X đã chứng minh rằng chứa khí. Kết quả minh giải tài liệu địa chấn, và giếng khoan đãđưa ra được một số cấu tạo triển vọng trong khu vực. Các dạng bẫy đều có cấu trúc khép kín 3- 4 chiều như cấu tạo Hồng Long xemHình 4.11.
Hình 4.11 : Cấu tạoHồng Longnghịch đảo kiến tạo Mioxen trung – thượng.
4.5.2 Dạng bẫy trong Móng Cacbonat
Móng cacbonat nứt nẻ trước Đệ Tam là bẫy chứa chính và triển vọng nhất trong khu vực lơ 102-106. Hiện tượng hịa tan hình thành nênđộ rỗng thứ sinh đối với loại đá chứa cacbonat này. Nghịch đảo kiến tạo xảy ra ở bể Sông Hồng làm cho các địa hào được nâng cao hơn, hình thành nên các bẫy chứa tích tụ hydrocacbon. Đá chứa
U100 H190 H195 U200 U210 U240 U260 U100 H190 H195 U200 U210 U240 U260
cacbonat được chắn bởi tầng sét Mioxen trung kết hợp với các tập sét trong thành hệ. Các khối nhô bị chôn vùi đãđược phát hiện qua các giếng khoan với các kết quả rất khả quan. Tại giếng khoan B10 -1X, ở thềm lục địa Việt Nam, kết quả thử vỉa cho dòng dầu với lưu lượng đáng kể trong loại đá chứa này. Giếng khoan 106-YT- 1X, do PCOSB khoan năm 2004, đã khoan xuyên qua tầng đá móng cacbonat và phát hiện được dầu trong tầng đá móng này. Tuy nhiên thì đối với khu vực nghiên cứu vẫn chư a được làm rõ, tài liệu địa chấn 2D trong khu vực cho thấy bẫy này khá triển vọng xemHình 4.12 nếu phát hiện sản phẩm đó sẽ là tiềm năng rất lớn.
Hình 4.12: Dạng bẫy trong Móng Cacbonat
4.5.3 Các dạng bẫy địa tầng:
Có nhiều cấu tạo loại này, chúng nằm kề áp vào thềm Thanh Nghệ. Đây là các thân cát nằm kề áp lên các mặt móng hoặc bất chỉnh hợp nóc Oligoxen chạy dọc theo bên cánh sụt của đứt gãy Sơng Chảy. Hiện tại thì tài liệu nghiên cứu về loại bẫy này cịn khá hạn chế, chưa có giếng khoan nào kiểm tra khả năng chứa của loại cấu tạo này trong khu vực nghiên cứu.Nhưng các tuyến địa chấn khảo sát cho thấy, các bẫy này thuộc dạng tiềm năng, xem Hình 4.13
Kết luận:
Sau khi nghiên cứu cấu trúc địa chất và tiềm năng dầu khí của khu vực Lơ C tơi có nhưng nhận xét sau
• Lơ C được phân làm 2 khối cấu trúc, với phía Tây là Thềm Thanh Nghệ cấu trúc đơn giản, có độ nghiêng thoải, trầm tích Kainozoi khá mỏng khoảng 1000m, trong khi đó phía Đơng là đới nghịch đảo kiến tạo với trầm tích Kainozoi rất dày, khoảng 5–6km và bị phức tạp hóa bởi hệ thống các đứt gãy.
• Tiềm năng dầu khí ở thềm Thanh Nghệ hiện chưa được nghiên cứu kĩ, còn tại đới nghịch đảo kiến tạo đã có những nghiên cứu khá chi tiết cho thấy, các cấu tạo chứa dầu khí rất quan trọng trong đới này là các cấu tạo vịm, hình thành trong giai đoạn nghịch đảo kiến tạo như cấu tạo Hồng Long, Hồng Long…vv
• Phạm vi lơ C và vùng lân cận được xác minh được hai tầng sinh qu an trọng là đó mẹ Oligoxen và Mioxen hạ.
• Nghiên cứu địa hóa cho thấy hiện tại các tầng đá mẹ chính nói chung đã trải qua tất cả các pha tạo sản phẩm từ dầu đến khí ẩm, condensate và khí khơ.
• Tại khu vực nghiên cứu chỉ mới phát hiện khí đối tượng chứa chính là cát kết Mioxen trung, các loại đá chứa khác mới chỉ được dự báo có tiềm năng nhưng chưa được kiểm chứng.
• Các tập sét tuổi Mioxen trung được đánh giá có tiềm năng chắn khu vực cho toàn bộ khu vực. Ngoài ra chắn đứt gãy cũng là một yếu tố quan trọng, bởi hầu hết các cấu tạo trong khu vực đều được giới hạn bởi các đứt gãy.
PHẦN III
THIẾT KẾ GIẾNG KHOAN TÌM KIẾM
CHƯƠNG 5: CẤU TRÚC ĐỊA CHẤT CỦA CẤU TẠO H5.1 Khái quát về đối tượng nghiên cứu 5.1 Khái quát về đối tượng nghiên cứu
Cấu tạo H
Vị trí cấu tạo H nằm trong lơ C phía Bắc bể Sơng Hồng, cùng trên dải nâng với cấu tạo Hồng Long và cách cấu tạo nà y khoảng 10 km về phía Nam – Tây Nam,