3.1.Biểu hiện dầu khí và các tích tụ dầu khí
Đến nay, bể Cửu Long đã phát hiện trên 20 cấu tạo có chứa dầu khí, trong đó có hơn 10 phát hiện thương mại như: Bạch Hổ, Rồng, Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng, Hồng Ngọc, Rạng Đông, Cá Ngừ Vàng…, trong những năm gần đây đã phát hiện thêm và đưa vào khai thác một số mỏ mới như Mèo Trắng, Thỏ Trắng.
Phần lớn các mỏ phân bố trên khối nâng Trung Tâm và đới nâng phía Tây Bắc. Các mỏ dầu đều thuộc loại nhiều vỉa (trừ mỏ Đông Nam Rồng chỉ có 1 mỏ trong móng, Mèo Trắng chỉ có trong trầm tích Mioxen dưới). Các thân khoáng nằm phổ biến ở cả 3 play: Mioxen dưới, Oligoxen và móng nứt nẻ trước Kainozoi. Tuy nhiên dầu ở trong móng vẫn là chủ yếu.Ví dụ như tại các mỏ như Đông Nam Rồng, Bạch Hổ, Rạng Đông, Sư Tử Đen và Sư Tử Vàng trữ lượng dầu trong móng chiếm từ 70% đến gần 100% trữ lượng toàn mỏ.
Tất cả các phát hiện dầu khí đều gắn liền với các cấu tạo dương nằm gần trong phần lún chìm sâu của bể với chiều dày trầm tích trên 2.000m tại phần đỉnh.Các cấu tạo này đều có liên quan đến sự nâng cao của khối móng bị chôn vùi trước Oligoxen.Xung quanh khối móng nhô này thường nằm gá đáy là các trầm tích Oligoxen dày và có thể cả Eoxen là những tầng sinh dầu chính của bể.Dầu được sinh mạnh mẽ tại các tầng vào cuối Mioxen rồi dồn nạp vào bẫy đã được hình thành từ trước đó.
Trong lô 09-1 chỉ mới phát hiện và thăm dò dầu khí ở mỏ Gấu Trắng, Mèo Trắng ó dòng dầu khí thương mại.
3.2 Đá sinh
Theo đặc điểm trầm tích và quy mô phân bố của các tập sét ở bể Cửu Long có thể phân chia ra 3 tầng đá mẹ:
• Tầng sét Mioxen dưới ( ): có bề dày từ 250m ở ven rìa và tới 1.250m ở trung tâm bể.
• Tầng sét của Oligoxen trên ( ): có bề dày từ 100m ở ven rìa và tới 1.200m ở trung tâm bể.
• Tầng sét Oligoxen dưới + Eoxen? ( ): có bề dày từ 0 m đến 600m ở phần trũng sâu của bể.
3.2.1 Độ phong phú vật chất hữu cơ
Trong Mioxen dưới có carbon hữu cơ thuộc loại trung bình, TOC dao động từ 0,6% – 0,87% Wt, các giá trị S1 và S2 thuộc loại nghèo (S1 từ 0,5 – 1,2 kg HC/t.đá, S2 từ 0,8 – 1,2 kg HC/t.đá), chưa có đủ khả năng sinh Hydrocarbon (HC). Vì vậy, dầu trong tầng này là các sản phẩm di cư từ nơi khác đến (HI = 113 –216,7 kg HC/t.TOC).
Tầng Oligoxen trên rất phong phú vật chất hữu cơ loại rất tốt, TOC dao động từ 3,5% – 6,1% Wt, các chỉ tiêu S1 và S2 có giá trị rất cao (S1 từ 4 – 12 kg HC/t.đá, S2 từ 16,7 – 21 kg HC/t.đá ), giá trị HI đạt 477,1 kg HC/t.TOC.
Hình 2.6: Mức độ trưởng thành VCHC[ 2 ]
Vật chất hữu cơ tầng Oligoxen dưới + Eoxen thuộc loại tốt và rất tốt.
TOC = 0,97% - 2,5% Wt, với các chỉ tiêu S1 = 0,4 - 2,5 kg HC/t.đá và S2 = 3,6 – 8,0 kg HC/t.đá. Ở tầng này, lượng Hydrocarbon trong đá mẹ giảm hẳn so với tầng trên vì đã sinh dầu và giải phóng phần lớn Hydrocarbon vào đá chứa. Vì vậy, chỉ tiêu HI chỉ còn 163,6 kgHC/t.đá. Nhìn chung tiềm năng của vật chất hữu cơ trong trầm tích Oligoxen là rất lớn, còn vật chất hữu cơ trong trầm tích
Mioxen dưới thuộc loại trung bình và nghèo.
3.2.2.Loại vật chất hữu cơ và môi trường tích tụ
Đối với tầng đá mẹ Mioxen dưới, loại vật chất hữu cơ thuộc loại III là chủ yếu (thực vật bậc cao), có xen kẽ loại II, chỉ tiêu Pr/Ph đạt 1,49 – 2,23 chứng tỏ chúng được tích tụ trong môi trường cửa sông, đồng bằng ngập nước và có xen kẽ biển nông.
Đối với tầng đá mẹ Oligoxen trên, vật chất hữu cơ chủ yếu thuộc loại II (động thực vật bậc thấp), thứ yếu là loại I (rong tảo) và ít hơn là loại III. Chỉ tiêu Pr/Ph phổ biến 1,6 – 2,3 phản ánh chúng được tích tụ trong môi trường cửa sông, vùng nước lợ - biển nông, một số ít trong môi trường đầm hồ.
Đối với tầng đá mẹ Oligoxen dưới + Eoxen, loại vật chất hữu cơ của tầng này chủ yếu loại II, thứ yếu là loại III, không có loại I. Các giá trị Pr/Ph cũng chỉ đạt 1,7 – 2,35, phản ánh điều kiện tích tụ cửa sông, nước lợ, gần bờ và một phần đầm hồ.
3.2.3 Độ trưởng thành của vật chất hữu cơ
Mức độ trưởng thành của vật chất hữu cơ được xác định theo chỉ số phản xạ vitrinit . Khi đạt đến 0,6 % - 0,8%, vật chất hữu cơ mới vào giai đoạn trưởng thành. Trong giai đoạn này chỉ giải phóng lượng nhỏ Hydrocarbon khí và lỏng nhẹ ra khỏi đá mẹ. Khi vật chất hữu cơ bị chìm sâu và đạt trên ngưỡng 0,8% mới có cường độ sinh dầu mạnh. Khi đó điều kiện tăng thể tích khí, HC lỏng, tăng áp suất, giảm độ nhớt, giảm lượng nhựa asphalten và giải phóng hàng loạt HC ra khỏi đá mẹ di cư vào bẫy chứa.
Theo kết quả phân tích cho thấy các mẫu của vật chất hữu cơ của trầm tích Mioxen dưới chỉ nằm ở bên trái của đường 0,6%, tầng Oligoxen trên chúng nằm xung quanh đường 0,6%, còn tầng Oligoxen dưới-Eoxen nằm xung quanh đường 0,8%. Như vậy chỉ có các tầng đá mẹ Oligoxen trên và Oligoxen dưới + Eoxen mới đạt mức trưởng thành và trưởng thành muộn và cũng là nguồn cung cấp chủ yếu HC cho các bẫy chứa bể Cửu Long. Vì vậy, các chỉ tiêu Tmax và
thường có giá trị cao hơn trong kerogen (Tmax > 435 − 446 ; >0.6%- 0.8%).
3.2.4 Quy mô phân đới sinh dầu của các tầng đá mẹ
Trong các tầng đá mẹ Oligoxen-Eoxen luôn có hệ số PI khá cao và đạt 0,36 – 0,41 đặc biệt tầng đá mẹ dưới cùng.
Sau khi xem xét quy luật phân bố của các chỉ tiêu , Tmax vàđặc biệt chỉ tiêu thời nhiệt (TTI) cho thấy thời điểm sinh dầu của 2 tầng đá mẹ dưới bắt đầu từ thời Mioxen sớm, nhưng cường độ sinh dầu và giải phóng chúng ra khỏi đá mẹ chỉ xảy ra vào cuối thời kỳ Mioxen giữa-đầu Mioxen muộn tới nay
Đới sinh dầu mạnh của tầng Oligoxen trên bao gồm chủ yếu phần trung tâm có diện tích khoảng 193 km2 . Diện tích đới sinh condensat chỉ tập trung ở phần lừm sõu nhất 24,5 km2.
Đới sinh dầu mạnh và giải phóng dầu của tầng Oligoxen dưới-Eoxen mở rộng ra ven rìa so với tầng Oligoxen trên vàđạt diện tích lớn hơn.Đới sinh dầu chiếm diện tích khoảng 576-580 km2.Còn diện tích vùng sinh condensat đạt 146 km2.
3.3 Đá chứa
Đá chứa dầu khí trong bể Cửu Long bao gồm: đá Granitoid nứt nẻ, hang hốc của móng kết tinh, phun trào dạng vỉa hoặc đai mạch và cát kết có cấu trúc lỗ rỗng giữa hạt, đôi khi nứt nẻ, có nguồn gốc và tuổi khác nhau.
3.3.1 Đá móng trước Kainozoi
Đá chứa granitoid nứt nẻ hang hốc của móng kết tinh rất đặc trưng cho bể Cửu Long. Hỡnh ảnh dập vỡ và biến đổi cú thể quan sỏt rừ tại cỏc điểm lộ, với xu hướng dập vỡ và biến đổi mạnh ở phần trên của mặt cắt
Nứt nẻ hang hốc được hình thành do hai yếu tố: nguyên sinh-sự co rút của đá magma khi nguội lạnh và quá trình kết tinh, thứ sinh-hoạt động kiến tạo và quá trình phong hóa, biến đổi thủy nhiệt tương đương với giá trị độ rỗng nguyên sinh và thứ sinh
Đối với đá chứa móng nứt nẻ, độ rỗng thứ sinh đóng vai trò chủ đạo đạo gồm độ rỗng nứt nẻ vàđộ rỗng hang hốc. Hoạt động thủy nhiệt đi kèm với hoạt
động kiến tạo đóng vai trò hai mặt: có thể làm tăng kích thước nứt nẻ hang hốc đãđược hình thành từ trước, nhưng cũng có thể lấp đầy hoàn toàn hoặc một phần nứt nẻ bởi các khoáng vật thứ sinh. Độ rỗng mở trung bình theo thể tích đá trên các mỏ đang khai thác thay đổi trong khoảng 0.5%-2,9%, độ thấm khí trung bình dao động từ 2,9 - 16,5mD, độ bão hòa nước dư từ 44% - 55% (theo tài liệu năm 2006). Nhìn chung, đá móng nứt nẻ có chất lượng tốt, nhiều giếng khoan cho dòng tới hơn 1000m3/ngày.
Thành phần bao gồm các đá: granit, granit-gneis, granobiotit, diorite, monzodiorit, gabbro, monzogabro bị các đại mạch diabas, basalt-andesit porphyry cắt qua và bị biến đổi ở mức độ khác nhau, dập vỡ và nứt nẻ có khả năng chứa dầu rất tốt.
Phần lớn dầu trong bể Cửu Long được khai thác từ móng (Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông, Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng… ). Trong lôA chúng ta cũng gặp tầng chứa làđá móng ở trong mỏ X.
3.3.2 Đá chứa cát kết Oligoxen
• Cát kết Oligoxen dưới:
Thành phần chủ yếu là arkos - lithic, đôi chỗ nằm xen kẽ với các tập đá núi lửa dày, có nguồn gốc quạt bồi tích, sông ngòi nằm trên đá móng kết tinh chuyển sang môi trường tiền châu thổ (prodelta) và đầm hồ ở phần sâu của bể.
Độ rỗng trong cát kết Oligoxen dưới có thể đạt tới 18%, trung bình là 12 – 16%.
Độ thấm dao động khoảng 1 – 250 mD. Tại phần giữa và trên của mặt cắt Oligoxen dưới cát kết có chất lượng tốt hơn, theo chiều sâu tính chất thấm chứa của đá có xu hướng giảm do ảnh hưởng của quá trình tạo đá và nén ép mạnh.
• Cát kết Oligoxen trên:
Chủ yếu là hạt mịn, xen lớp mỏng với sét, bột, đôi khi với các tập đá núi lửa phát triển rộng trên diện tích của bể. Các vỉa dầu chủ yếu được phát hiện trong tầng này như ở mỏ Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông, Sư Tử Đen. Cát kết chủ yếu là arkos, arkos – lithic. Vật liệu trầm tích nguồn cung cấp liên quan tới các khối magma axit ở gần, tích tụ trong môi trường đầm hồ cửa sông, đầm lầy, vũng vịnh thủy triều, trong điều kiện khử với ảnh hưởng của biển tăng dần về phía
Đông Bắc. Đá chứa là các tập cát bột kết, thành tạo trong môi trường delta: lòng sông, đồng bằng ngập lụt, tiền châu thổ (prodelta) và biển nông. Độ rỗng 12- 21
%, trung bình là 14%, độ thấm từ 2- 26 mD.
Trong mỏ Y cát kết Oligoxen trên là một trong các đối tượng có chứa dầu . 3.3.3 Đá chứa cát kết Mioxen dưới
Cát kết chứa dầu Mioxen dưới gặp ở phần trên và phần dưới của tập mặt cắt tập CL4-2. Chúng phát triển rộng khắp trong phạm vi bể chủ yếu có nguồn gốc song ngòi Delta, đồng bằng ngập lụt, vũng vịnh bãi triều, ở đây các vỉa cát kết xen kẽ với bột và sét. Cát Grauvac feldspar với arkos-lithic và lithic màu nâu xám sáng, xám xanh, độ hạt mịn tới thô. Vỉa dầu trong cát kết bắt gặp trên mỏ Bạch Hổ và Đông Bắc Rồng với các tầng sản phẩm 23-27.Độ rỗng là 13-25%, trung bình là 19%, độ thấm trung bình là 137mD.
Dầu có trong những vỉa cát này gặp khá phổ biến trên hầu khắp các cấu tạo như: Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông, Phương Đông, Hồng Ngọc, Pearl, Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng. Trong cấu tạo Y các tích tụ dầu khí chủ yếu tập trung trong trầm tích Mioxen dưới, dầu khí trong trầm tích Oligoxen trên chỉ chiếm một phần rất nhỏ của mỏ.
3.4.Đá chắn
Dựa vào đặc điểm thạch học và kết quả khoan của cá giếng khoan trong bể Cửu Long, có thể phân ra 4 tầng chắn chính , trong đó có 1 tầng chắn khu vực và 3 tầng chắn địa phương.
3.4.1 Tầng chắn mang tính khu vực
Tập sét Rotalid (tầng sét chứa nhiều Rotalia) nằm ở phần trên của hệ tầng Bạch Hổ đóng vai trò hết sức quan trọng đối với các vỉa sản phẩm.Đá có cấu tạo khối, hàm lượng sét cao (90 – 95%), kiến trúc thuộc loại phân tán, mịn. Thành phần chủ yếu là montmorilonit, thứ yếu là hydromica, kaolinnit, hỗn hợp (hydromicamontmorilonit) vàít clorit với kích thước hạt rất mịn và chiều dày từ 20 đến 300 m. Diện phân bố của tầng chắn này là toàn bể Cửu Long.
3.4.2 Tầng chắn mang tính địa phương
Tầng chắn địa phương I-tầng sét nóc tập CL4-2, nằm dưới tầng phản xạ
địa chấn CL4-1.Đây là tập sét tạp, biển nông, nằm phủ trực tiếp trên các vỉa sản phẩm 23, 24 (mỏ Rồng, Bạch Hổ) , MI60 (Pearl). Chiều dày tầng chắn dao dộng từ 60- 150m. Hệ số phân lớp: 0,1 -0,47. Hàm lượng sét trung bình là 51%.Sét phân lớp dày.Đây là tầng chắn thuộc loại tốt, phát triển rộng khắp trong phần trũng sâu của bể.
Tầng chắn địa phương II-tầng sét thuộc hệ tầng Trà Tân giữa và trên phát triển chủ yếu trong phần trũng sâu của bể. Chiều dày tầng sét dao động từ 0 đến vài trăm mét. Sét có nguồn gốc đầm hồ, tiền delta, phân lớp dày và có khả năng chắn tốt.Đây là tầng chắn quan trọng, quyết định sự tồn tại của các bẫy chứa là móng nứt nẻ trước Kainozoi.
Tầng chắn địa phương III-tầng sét thuộc hệ tầng Trà Cú.Đây là tầng chắn mang tính cục bộ, có diện tích phân bố hẹp.Chúng thường phát triển bao quanh các khối nhô móng cổ, rất hiếm khi phủ kín cả phần đỉnh của khối nâng móng.Sét chủ yếu làđầm hồ, phân lớp dày, có khả năng chắn khá tốt, đặc biệt làđối với các thân cát lòng sông nằm dưới hoặc trong chúng.Những phát hiện dầu trong Bạch Hổ, Đông Rồng và khí condensat (Sư Tử Trắng) là những bằng chứng về khả năng chắn của tầng này.
Hình 2.7: Sự phân bố các tầng chắn trên mặt cắt địa chấn[ 2 ]
3.4.3 Di chuyển và nạp bẫy
Nhưđã trình bày ở phần trên, dầu khí trong bể Cửu Long được sinh ra chủ yếu từ hai tầng đá mẹ chính: Oligoxen trên và Oligoxen dưới+Eoxen. Sau khi dầu khíđược sinh ra, chúng được di chuyển từ các tập đá mẹ vào các tập đá chứa bằng các con đường khác nhau vàtheo các hướng khác nhau. Con đường mà dầu di chuyển có thể là các tập hạt thô phát triển rộng trong lát cắt vàtheo diện, tiếp xúc trực tiếp với các tập sét sinh dầu hoặc dọc theo các đứt gãy kiến tạo có vai trò như kênh dẫn. Trên đường di chuyển dầu có thể bị giữ lại để tạo thành những tích tụ dầu khí nếu ở đó tồn tại yếu tố chắn kín (bẫy chứa), ngược lại chúng bị phân tán và thoát đi. Qua nghiên cứu, hệ số PI trong Mioxen dưới là cao nhất vàđạt 0,48– 0,50. Trong khi đó, VCHC trong Mioxen dưới chưa rơi vào đới sinh dầu. Vì vậy, dầu tích tụ trong các bẫy này là sản phẩm di cưtheođứt gãy từ nơi khác đến. Trong trầm tích Oligoxen hệ số di cư thấp hơn chứng tỏ gần nguồn sinh (PI= 0,2-0,36 cho bẫy Oligoxen trên vàđạt 0,11-0,41 cho bẫy Oligoxen dưới và móng).
Theo lịch sử phát triển địa chất của bể, về cơ bản các dạng bẫy chứa đãđược hình thành vào giai đoạn tạo rift vàđầu giai đoạn sau tạo rift (Mioxen sớm), sớm hơn thời gian dầu khí trong bể bắt đầu di chuyển từ đá sinh. Như vậy bể Cửu Long cóđiều kiện thuận lợi là khi dầu khí sinh ra từ các tầng sinh thì các bẫy đã sẵn sàng tiếp nhận, điểm hình là các khối nhô móng, thuộc phần trung tâm bể thường được giới hạn các đứt gãy và tầng sét Oligoxen kề áp nên chúng dễ dàng nạp ngay vào đá chứa vàđược lưu giữ ở đó.
3.5 Các play hydrocacbon và các kiểu bẫy 3.5.1 Play đá móng nứt nẻ
Gồm đá magma xâm nhập granitoid và một phần đá biến chất.Đá móng nứt nẻ, phong hóa là đối tượng chứa dầu khí quan trọng của bể.
Những phát hiện dầu khí lớn trong bể Cửu Long đều liên quan đến play này: Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông, Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng, Cá Ngừ Trắng…
Các bẫy chứa nằm trong các khối móng nhô dạng địa lũy hoặc núi sót bị chôn vùi, khép kín 3 chiều bởi các tập trầm tích Oligoxen hạt mịn phủ lên trên
và nằm kề áp xung quanh. Bẫy chứa dạng hỗn hợp, có liên quan mật thiết với đứt gãy và phá hủy kiến tạo.Thân dầu dạng khối thường có chiều cao lớn, tùy thuộc vào mức độ chắn và biên độ khép kín của khối móng nâng cao.
Dầu được nạp vào bẫy từ các tầng sinh bao quanh và + , rủi ro lớn nhất của play này là khả năng bao kín của đá chắn và mức độ giập vỡ của đá móng.
3.5.2 Play Oligoxen
Được chia thành 2 play Oligoxen nhỏ hơn: Oligoxen dưới và Oligoxen trên:
• Play Oligoxen dưới:
Là một trong những đối tượng thăm dò, khai thác chính của bể Cửu Long.
Các vỉa dầu thương mại được phát hiện trên mỏ Bạch Hổ và Rồng. Đá chứa là cát kết hạt thô, màu xám có nguồn gốc đồng bằng bồi tích, sông ngòi, nằm kề áp vào móng, đôi chỗ cát kết cùng với đá móng hợp thành một thân dầu thống nhất hoặc cát kết lòng sông xếp chồng lên nhau tạo thành một tập cát dày, bị các đứt gãy cắt qua tạo thành các khối riêng biệt, bẫy chứa dầu kiểu địa tầng hay phi cấu tạo, bị chắn thạch học và kiến tạo.
Tầng chắn của phụ Play này là tập hạt mịn nằm phần trên của lát cắt.Đôi khi chính các tập sét nột tầng cũng đóng vai trò chắn cục bộ. Cũng như play móng nứt nẻ, dầu của các tích tụ thuộc Oligoxen dưới được nạp từ chính tầng sinh cùng tên hoặc già hơn +
• Play Oligoxen trên:
Bao gồm cát kết chứa dầu Oligoxen trên, là cát kết arkos xám sáng, nâu vàng nhạt xen kẹp với các lớp mỏng sét, bột kết và đá vôi có nguồn gốc đầm hồ, đồng bằng, sông ngòi. Tầng chắn đồng thời cũng là tầng sinh của play này, chính là các tập sét nằm trong lát cắt.
Các vỉa dầu đã phát hiện trên mỏ Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông… thuộc dạng bẫy địa tầng, bị chắn thạch học mọi phía.
3.5.3 Play Mioxen dưới