IV.1. Đá sinh
Tầng sinh ở bể Nam Côn Sơn đãđược phát hiện cho đến nay là đá mẹ có tuổi Oligoxen phân bố trong các địa hào và trầm tích Mioxen sớm phân bố rộng rãi trong bể. Để đánh giá tiềm năng sinh dầu khí, sẽ nghiên cứu các vấn đề sau:
Tiềm năng hữu cơ
Môi trường lắng đọng và phân hủy vật chất hữu cơ Dạng kerogen
Quá trình trưởng thành vật chất hữu cơ Di chuyển của hydrocacbon từ đá mẹ Đặc điểm hydrocacbon
IV.1.1 Tiềm năng hữu cơTrầm tích Oligoxen Trầm tích Oligoxen
Trầm tích Oligocene chủ yếu là cát kết, bột kết và than, mới chỉ được mở ra ở một số giếng khoan trong các lô: 05, 06, 12, 20, 21, và 22. Do quá trình lắng đọng và bảo tồn vật chất hữu cơ trong từng khu vực khác nhau nên tiềm năng hữu cơ c ũng khác nhau. Có thể có những nhận xét riêng cho từng lơ qua các thơng số địa hóa đặc trưng cho từng vấn đề cần giải quyết .
Đá sinh Oligocen được mở ra ở các giếng khoan ĐH – 1X và ĐH – 3X đặc trưng bởi các tập sét kết, bột kết có hàm lượng TOC biến thiên từ 0,44 – 1,35 % wt. Như vậy, đá mẹ thuộc loại từ trung bìnhđến tốt. Xen kẹp với các tập sét kết, bột kết là các lớp than, sét than cũng có khả năng sinh hydrocacbon tốt . Tại giếng khoan ĐH – 1X ở độ sâu 2.900 – 2.960m than chiếm 15% trong mẫu có TOC: 65,18%wt; S2: 166,12mgHC/gđ, giếng khoan ĐH – 3Xở độ sâu 3.750m có TOC 58,27%wt. Tại GK 05 –1B–TL–2Xở độ sâu 4.164 – 4.825m mẫu sét kết có TOC: 0,92 –4%wt, S2: 0,97 – 6,57mgHC/gđ. Như vậy trầm tích lục ngun tuổi Oligocen ở lơ 05 thuộc loại có v ật chất hữu cơ từ trung bình đến rất tốt có khả năng sinh hỗn hợp khí và dầu.
Kết quả phân tích các mẫu trong các tập sét kết, bột kết trong các giếng khoan 06A – 1X trong khoảng độ sâu 3.400 – 4.100m cho thấy: TOC < 0,5%wt, S2 < 2mgHC/gđ
chiếm đa số (60% mẫu), phần cịn lại (40% mẫu) có hàm lượng TOCvà S2 (của các tập than) rất cao: TOC > 78,3%wt; S2 > 9mgHC/gđ. Chứng tỏ các tập sét than có khả năng sinh hydrocarbon rất tốt.
Số lượng mẫu phân tích trong các giếng khoan (12C – 1X, 12B –1X, DUA –1X, 12A – 1X) tương đối nhiều, nhưng hàm lượng TOC và S2 thỏa mãnđiều kiện đá mẹ sinh dầu tốt chỉ gặp ở các giếng khoan DUA – 1X (3.900 – 4.000m) và 12B –1X(3.700- 3.800m) (TOC = 1–3%wt; S2 = 3– 5mgHC/gđá).
Ở các lơ 20 trầm tích Oliogocene có mặt từ độ sâu 2.837– 3.637m (GK20 –PH– 1X) với hàm lượng TOC: 0,16 – 2,9%wt, S2: 1,8mgHC/gđ và HI:140mgHC/gCor không đủ cho các chỉ tiêu của một tầng sinh hydrocarbon. Đá mẹ ở đây có khả năng sinh khí thuộc loại từ trung bìnhđến tốt. Cũng như các lô 20, ở lô 21 và lô 22 mới chỉ có 2 giếng khoan: 21–S –1X và 22–TT –1X, cho thấy hàm lượng TOC trung bình 1,46%wt, S2: 1,78mg/g và HI: 95mgHC/gCor. Căn cứ vào các chỉ số này ta thấy ở đây hàm lượng vật chất hữu cơ từ nghèo đến trung bình. Chỉ số HI = 95mgHC/ gCor< 200mgHC/ gCornên đá chỉ có khả năng sinh khí và condensat.
Các lơ cịn lại trong khu vực nghiên cứu chưa có tài liệu giếng khoan, cũng như mấu phân tích, chỉ đánh giá tiềm năng sinh hydrocacbon bằng phương pháp lập mơ hình hóa của vật chất hữu cơ (sử dụng chỉ số TTI)
Tóm lại, trầm tích Oligocene ở bể Nam Cơn Sơn thuộc loại đá mẹ trung bìnhđến tốt, khả năng sinh khí – condensate cao. Tuy nhiên, vẫn gặp những tập sét bột giàu vật chất hữu cơ (lơ 05, 12E) và các tập sét than có ý nghĩa tốt cho việc sinh dầu.
Trầm tích Miocene dưới
Các mẫu phân tích địa hóa trầm tích Miocene dưới ở các lơ 04 – 3, 05– 3, 06, 10, 11– 1, 11 –2, 20, 21, và 12E cho thấy hàm lượng TOC thay đổi từ 0,45 đến 0,8%wt; S2 < 2mgHC/gđ thể hiện đá mẹ có hàm lượng vật chất hữu cơ từ trung bình đến thấp. Số mẫu có khả năng sinh hydrocacbon trung bình đến đến tốt chỉ chiếm 23%, cịn lại 77% tổng số mẫu thuộc loại nghèo vật chất hữu cơ, khơng có mẫu nào thuộc loại giàu và rất giàu vật chất hữu cơ (TOC > 5%wt). Ở một số giếng khoan trong các lô 10, 11, 04 và 05 –1 các mẫu sét than rất giàu vật chất hữu cơ và có khả năng sinh hydrocacbon tốt đến rất tốt nhưng thành phần maceral chủ yếu là vitrinit và inertrinit, còn tổ phần liptinit thường thấp 10%, điều này cho thấy đá mẹ khả năng sinh khí cao. Ở lơ 12E tại giếng khoan 12C
– 1X có hàm lượng TOC đạt tới 0,84% wt và S2 đạt 18,55mgHC/gđ ở độ sâu 2.350 – 2.510m trong tập sét màu xám thuộc loại đá mẹ trung bình và tốt.
IV.1.2 Mơi trường lắng đọng và phân hủy vật chất hữu cơ
Căn cứ vào các tỷ số (Pr/nC17) = (2 – 4,5) và (Ph/nC18 = 1,25 – 1,5), cũng như mối tương quan giữa các tỷ số đó cho thấy vật chất hữu cơ trong các mẫu trầm tích Mioxen dưới được lắng đọng chủ yếu trong môi trường lục địa, đầm lầy và hỗn hợp (ở các lơ 03, 05, 06 và 12). Q trình phân hủy vật chất hữu cơ xảy ra chủ yếu trong điều kiện oxy hóa và oxy hóa khử. Các mẫu trầm tích Oligoxen bắt gặp ở các giếng khoan tuy cịn rất ít, chủ yếu tập trung ở các lô: 05, 11, 12 và 22, nhưng lại thể hiện môi trường lắng đọng là đầm lầy, lục địa và hỗn hợp. Ở lô 12 môi trường lắng đọng vật chất hữu cơ thể hiện ưu thế lục địa (ở giếng khoan 12C – 1X có (Pr/nC17) > 2 và (Ph/nC18) > 0,4; giếng khoan 12A – 1X có (Pr/nC17) > 1,5 và (Ph/nC18) > 0,4). Môi trường phân hủy vật chất hữu cơ của đá mẹ Oligoxen mang tính khử cao hơn trong đá mẹ Mioxen dưới.
IV.1.3 Dạng kerogen
Mối quan hệ giữa hai chỉ số HI và Tmax cho thấy dạng đá mẹ Oligoxen và Mioxen ở bể Nam Côn Sơn có nguồn gốc vật chất hữu cơ loại III là chủ yếu và một số ít loại II. Điều này phù hợp với các nhận định ở trên là vật chất hữu cơ được lắng đọng trong mơi trường lục địa.
Hình IV.5 Biểu đồ môi trường lắng đọng và phân hủy VCHC trầm tích Mioxen
Hình IV.6: Biểu đồ mơi trường lắng đọng và phân hủy VCHC trầm tích Oligoxen
IV.1.4 Q trình trưởng thành của vật chất hữu cơ
Do mật độ giếng khoan chưa phủ kín các lơ cũng như lượng mẫu phân tích chưa đủ để phản ánh độ trưởng thành trong các tập trầm tích nên đã sử dụng phương pháp TTI để thành lập các biểu đồ lịch sử chôn vùi, mặt cắt, bản đồ trưởng thành tại đáy Oligoxen và nóc Oligoxen và tại nóc Mioxen dưới.
Từ những kết quả phân tích Ro, SCI, Tmax các mẫu của các giếng khoan trong bể trầm tích Nam Cơn Sơn, cho thấy q trình biến đổi vật chất hữu cơ trong trầm
Hình IV.8 Biểu đồ lịch sử chơn vùi trầm tích
theo tài liệu GK TL –1X và TL–2X
Sự thay đổi gradient nhiệt độ trong các giếng khoan ở bể Nam Cơn Sơn có xu thế tăng dần theo hướng từ khu vực Tây Nam lên Đông Bắc, gradient địa nhiệt khá cao ở các lô 04 và 05.
Phía Tây bể trầm tích
Trong phần diện tích này trầm tích Mioxen sớm chưa trưởng thành (ở diện tích các lơ 19, 20, 21, 22, 28 và 29). Còn trầm tích Oligoxen đã trải qua q trình chuyển hóa vật chất hữu cơ, ngưỡng bắt đầu tạo dầu sớm nhất cách đây 3 triệu năm năm ở độ sâu khoảng
3.000m (lô 28), pha tạo dầu mạnh nhất trong phạm vi các lô 19, 20, 21 ở độ sâu khoảng 3.500m. Đáy trầm tích Oligoxen đá mẹ thực sự trải qua các pha tạo sản phẩm. Một số lô khác đã kết thúc tạo dầu và chuyển sang pha tạo khí khơ. Trong trầm tích Oligoxen tại giếng khoan 20 –PH–1X giá trị Ro < 0,72%, còn tại giếng khoan 21 –S–1X giá trị Ro khoảng 0,55 – 1,4%. Điều đó cho thấy q trình biến đổi vật chất hữu cơ ở lô 21 diễn ra mạnh mẽ hơn ở lơ 20.
Hình IV.9 Mặt cắt mức độ trưởng thành VCHC qua các GK theo hướng TB -ĐN ĐN
Hình IV.10 Mặt cắt mức độ trưởng thành VCHC qua các GK theo hướng Đơng -Tây Tây
Phía Đơng bể trầm tích
Chiều dày trầm tích ở phía Đơng của bể lớn hơn nhiều so với ở phía Tây, vì thế q trình biến đổi vật chất hữu cơ diễn ra mạnh mẽ hơn. Trầm tích Mioxen dưới ở phía Đơng đã trải qua các pha tạo sản phẩm. Ngưỡng bắt đầu tạo dầu sớm nhất xảy ra cánh đây 6,3 triệu năm ở độ sâu 3.338mv(lơ 12). Ở vị trí các lơ 05 – 3, 05 –2, 04– 2 và 04– 1, trầm tích có tuổi Mioxen sớm nằm ở độ sâu sâu hơn, quá trình biến đổi vật chất hữu cơ diễn ra mạnh hơn. Pha tạo dầu mạnh nhất ở trung tâm các lô vừa nêu đạt giá trị 1.0%R0, Tmax = 1840C nên chuyển sang pha tạo khí ẩm và condensat.
Đối với trầm tích Oligoxen pha bắt đầu tạo dầu và pha tạo dầu mạnh nhất chỉ còn xảy ra ở một số nơi, hầu hết trầm tích Oligoxen đã đạt đến độ sâu nằm trong giai đoan cuối của quá trình biến đổi vật chất hữu cơ. Kết quả phân tích mẫu ở nhiều giếng khoan đã phản ánh rõ quá trình biến đổi vật chất hữu cơ. Chỉ số màu bào tử ở các giếng khoan: 12 –C, 12–B, 06A…đều phản ánh rõđộ trưởng thành của vật chất hữu cơ. Một số mẫu đãđạt tới độ trưởng thành cao. Độ sâu bắt đầu trưởng thành thay đổi từ 2.749m (GK 06 – LD–1X) tới 4.501m (lô 04 – 1). Độ sâu bắt đầu cửa sổ tạo dầu nơi nông nhất là 2.940m (GK 06–LD– 1X), nơi sâu nhất 4.779m. Đới nông nhất 4.153m (GK 04 –3–UT–1X), nơi sâu nhất 5.775m. Độ sâu bắt đầu đới tạo khí khơ nơi nơng nhất 4.764m(lơ 04-2), nơi
sâu nhất 6.980m. Độ sâu đới quá trưởng thành nơi nông nhất 5.374m (lô 04-2), nơi sâu nhất 7.482m . (khác sách–T41)
Như vậy, trầm tích Mioxen sớm hầu như còn nằm trong pha tạo sản phẩm mạnh nhất và quá trình di cư bắt đầu xảy ra. Trầm tích Oligoxen đang kết thúc pha tạo dầu mạnh nhất, chủ yếu diễn ra pha tạo khí ẩm – condensat thậm chí pha tạo khí khơ. Đá mẹ bể Nam Côn Sơn đang cho sản phẩm dầu khí.
IV.1.5 Di chuyển của hydrocacbon từ đá mẹ.
Kết quả của phân tích địa hóa cho thấy đá mẹ Mioxen có hàm lượng vật chất hữu cơ khơng cao, hầu hết đang ở trạng thái chưa trưởng thành nên khả năng sinh hydrocacbon hạn chế, vì vậy sản phẩm dầu có mặt trong lát cắt Mioxen – Plioxen dưới chủ yếu được di cư từ đá mẹ nằm ở độ sâu lớn hơn. Kết quả phân tích dầu thơ trong Oligoxenở mỏ Đại Hùng cho thấy HC no chiếm tỷ lệ lớn (từ 80% - 90%), chứng tỏ dầu ở đây không tự sinh mà di cư tới. Sự tăng dần của HC no theo chiều sâu ở mỏ Đại Hùng thể hiện quá trình dịch chuyển và nạp dầu khí vào bẫy theo phương chéo ngang từ đá mẹ nằm sâu hơn.
Hydrocacbon sinh ra từ đá mẹ tuổi Oligoxen bắt đầu di cư cách đây 18,2 triệu năm, còn từ đá mẹ tuổi Mioxen sớm 2,8 triệu năm và còn tiếp tục cho đến ngày nay.
Như vậy, các kiểu bẫy có thời gian thành tạo và được hoàn thiện trước Mioxen giữa đều có khả năng đón nhận sản phẩm dầu khí. Đặc biệt các bẫy cấu tạo và hỗn hợp phát triển kế thừa trên các khối móng cao. Song, do hoạt động kiến tạo ở bể Nam Côn Sơn xảy ra rất mạnh kể từ Oligoxen cho đến cuối Plioxen sớm với nhiều pha khác nhau, nên nhiều tích tụ dầu khí đã khơngđược bảo tồn. Dầu khí đã bị di thoát ra khỏi bẫy và dịch chuyển tiếp theo các gãyđứt. Dấu vết dầu nặng gặp trong đá móng nứt nẻ ở một số giếng khoan (lô 10, 12, 28 và 29) đã chứng minh cho nhận xét đó.
IV.1.6 Đặc điểm của hydrocacbon.
Lượng vật chất hữu cơ trong các mẫu tuổi Mioxen sớm ở lô 04 chỉ vào khoảng 913 ppm, thể hiện đá mẹ nghèo đến trung bình. Trong trầm tích Oligoxen hàm lượng bitum A trung bình của lơ 12 là 4.071 ppm (lượng hydrocacbon sinh ra từ đá mẹ giàu vật chất hữu cơ). Trên dải phân bố N – Alkan trong các giếng khoan của các mẫu có tuổi Oligoxen với tính vượt trội cơ bản trong dãy C15 –C20 cao, còn từ C20 –C30 thấp thể hiện dạng sản phẩm condensat cao. So sánh giữa dầu thô và chất chiết trong tầng đá mẹ
Oligoxen ta thấy chúng có dạng phân bố tương đối giống nhau, hơn nữa mối tương quan giữa no – thơm –hpn, với no – thơm chiếm ưu thế. Vì vậy, khả năng dầu thô ở mỏ Đại Hùng là dầu di cư.
Tóm lại, trầm tích có tuổi Mioxen sớm và Oligoxen có khả năng sinh dầu khí, đá mẹ thuộc loại trung bìnhđến tốt. Đặc biệt thành tạo sét than tuổi Oligoxen thuộc loại đá mẹ giàu vật chất hữu cơ. Với dạng kerogen loại III là chủ yếu, đá mẹ ở bể trầm tích Nam Cơn Sơn có tiềm năng sinh khí condensate cao. Mặc dù môi trường phân hủy vật chất hữu cơ là thuận lợi: khử yếu và oxy hóa.
Đá mẹ bể trầm tích Nam Cơn Sơn đã trải qua các pha tạo dầu khí, q trình di cư sản phẩm tới các bẫy chứa thuận lợi đã xảy ra.
IV.2 Đá chứa
Nghiên cứu dá chứa và khả năng chứa dựa trên các chỉ tiêu sau:
Thành phần thạch lọc, tướng đá và môi trường thành tạo Múc độ biến đổi thứ sinh, dạng khe nứt, lỗ hổng
Độ rỗng, độ thấm
Dạng vỉa, bề dày và mức độ bảo tồn của chúng
Đá chứa dầu khí bể Nam Cơn Sơn bao gồm móng phong hóa nứt nẻ trước Đệ Tam, cát kết Oligoxen, Mioxen, Plioxen dưới và đá carbonat Mioxen giữa –Mioxen trên.
IV.2.1 Đá chứa trong móng nứt nẻ phong hóa trước Kainozoi
Theo các tài liệu hiện có, đá nứt nẻ phong hóa của móng trước Kainozoi mới được phát hiện trong các giếng khoan ở mỏ Đại Hùng bao gồm Granit, granodiorit, ryolit. Chúng đặc trưng bởi độ rỗng nứt nẻ thay đổi khá lớn tuy còn thiếu số liệu để xác định (ví dụ: tai các GK ĐH – 1X, ĐH –8X khơng có số liệu, cịnở giếng khoan ĐH – 2X độ rỗng trung bình là 1,3%).Đới phong hóa nứt nẻ của móng phát triển dọc theo các đứt gãy có thể dự đốn được theo tài liệu địa chấn 3D.
IV.2.2 Đá chứa cát kết tuổi Oligoxen
Đá chứa cát kết tuổi Oligoxen đãđược phát hiện ở các giếng khoan ở các lô 12, lô 05 chứa sản phẩm dầu nhẹ, condensat và khí. Mơi trường thành tạo chủ yếu là vũng vịnh, biển nông, biển ven bờ, phần dưới có sườn tích, lũ tích và c ác loại dạng lấp đầy các rãnh
sâu. Đá chứa chủ yếu cát kết thạch anh có chứa mảnh vụn chủ yếu là canxit. Trầm tích Oligoxen bị biến đổi mạnh, vì vậy cả hạt vụn và xi măng đều bị tái kết tinh.
Các hạt vụn tiếp xúc với nhau chủ yếu theo kiểu tiếp xúc thứ sinh (>60%). Đá rắn chắc; độ rỗng phổ biến từ 12 – 16%, độ thấm từ 0,1 – 1,0 mD (đới nâng lơ 12) và dự kiến có thể thấp hơn nhiều ở phần Trung tâm và Đông – Đông Bắc (lô 04 và 05). Tại các giếng khoan 12A –1X, Dừa – 1X và Dừa –2X phát hiện các vỉa chứa có chiều dày biến đổi từ 2 – 80m, thường gặp từ 15 – 25m. Tỷ số cát trên toàn bộ lát cắt dao động từ 25 – 35%
IV.2.3 Đá chứa Mioxen
Trầm tích Mioxen dưới
Trầm tích Mioxen dưới của bể Nam Cơn Sơn được thành tạo chủ yếu trong điều kiện delta và biển ven bờ (phần Tây, phần Nam), biển nông, thềm nông (phần lô 12, 05, 04) và thềm sâu (outer – sublitoral) phần Trung tâm và Đông, Đông Bắc. Đá chứa Mioxen dưới gồm cát kết thạch anh, cát kết đa khống, màu xám sáng có xen kẽ bột và