V Ự C NGHIÊN C Ứ U
3.2 Khái quát chung v ề lô 11-1
Lô 11-1 nằm liền kề ở phía Nam lô 10, có diện tích 3350km2 (Hình 3.5). Các hoạt động tìm kiếm thăm dò tại lô 11-1 được công ty TOGI thực hiện theo hợp đồng ký PSC ngày 10/7/1992, cùng với 6388km tuyến địa chấn 2D, 230km2 địa chấn 3D và 4 giếng khoan cam kết trong giai đoạn 1 và 2, một loạt biểu hiện dầu khí được phát hiện, trong đó đáng chú ý nhất là phát hiện dầu khí ở cấu tạo Cá Chó bởi giếng khoan 11-1–CC–1X. Từ các kết quả minh giải địa vật lý giếng khoan và thử vỉa RFT/DST tại giếng 11-1–CC–1X đã xác định được chiều dày hiệu dụng chứa khí là 140,6m và chiều dày chứa dầu 74,8m. Do trữ lượng dầu của Cá Chó nhỏ (trữ lượng thu hồi khoảng 19 triệu thùng theo TOGI) và các vỉa phân bố phức tạp theo phương thẳng đứng và nằm ngang, những cấu tạo triển vọng còn lại có cấu tạo nhỏ hẹp, ngày 31/03/1997 TOGI đã quyết định chấm dứt hợp đồng PSC lô 11-1 và hoàn trả toàn bộ diện tích lô cho PetroVietnam.
Hình 3.5: Sơ đồ vị trí lô 11-1[6]
Cở sở dữ liệu: Tại khu vực lô 11-1, trong khoảng thời gian từ 1992 đến 1995 TOGI đã tiến hành thu nổ 6388km tuyến địa chấn 2D và 230km2 địa chấn 3D. Và đến năm 2002 hai lô 10 và 11-1 được Công ty Côn Sơn JOC tiếp quản. Số lượng giếng khoan trong lô 10: giếng khoan 10–PM–1X…tại lô 11-1: giếng khoan 11-1–
track, 11-11–GC–1X do Côn Sơn JOC thực hiện. Tại các giếng khoan trên công ty Côn Sơn JOC đã tiến hành đo địa vật lý và thử vỉa RFT và DST.
3.3 Địa chất dầu khí lô 11-1
Lô 11-1 do công ty Côn Sơn JOC quản lý nằm trong bồn trũng Nam Côn Sơn nên việc nghiên cứu đặc điểm địa chất khu vực hai lô này có thể kế thừa những kết quả nghiên cứu địa chất, các yếu tố cấu trúc, địa tầng khu vực bồn trũng Nam Côn Sơn đã có trước đó.
3.3.1Địa tầng trầm tích.
Địa tầng trầm tích của lô 11-1 có tuổi Oligoxen đến hiện tại, tuy vậy tất cả các giếng khoan trước đó trong khu vực trong lô 10 và 11-1 chưa bắt gặp trầm tích Oligoxen có lẽ do chiều sâu chôn vùi lớn, cho đến khi Công ty Côn Sơn JOC tiếp quản hai lô này và tiến hành khoan thêm giếng khoan 11-1–CC–2X, 11-1–CC–2X side track tại cấu tạo Cá Chó và giếng khoan 11-1-GC-2X tại cấu tạo Gấu chúa đã phát hiện sự có mặt của trầm tích Oligoxen.
Trên cơ sở kết quả phân tích các giếng khoan ở hai lô trên và trong khu vực ta có thể đưa ra cột địa tầng tổng hợp của lô 10 và 11-1 (Hình 3.6) và chỉ ra được đặc điểm địa tầng thành hệ khu vực như sau:
Điệp Cau – Oligoxen: mới được phát hiện gần đây do vật liệu trầm tích chôn vùi ở độ sâu quá lớn và các giếng khoan trước đó khoan không sâu nên chưa phát hiện được. Từ kết quả nghiên cứu ở hai giếng khoan mới đây đã xác định được phần trầm tích Oligoxen dưới được lắng đọng trong môi trường đầm hồ với thành phần chủ yếu cát kết lục nguyên hạt thô; còn phần Oligoxen trên có được lắng đọng trong môi trường sông ngòi – đầm hồ với thành phần cát kết lục nguyên hạt thô là chủ yếu xen kẽ giữa các tập sét chứa vật chất hữu cơ. Qua kết quả phân tích các tài liệu đã có thì các tập cát của điệp Cau được đánh giá là không có khả năng chứa, ngược lại các tập sét kết đầm hồ lại chứa hàm lượng vật chất hữu cơ cao và được xem là tầng sinh dầu khí quan trọng trong khu vực Lô 11-1 cũng như toàn bộ bể trầm tích Nam Côn Sơn.
Điệp Dừa – Mioxen dưới: Môi trường lắng đọng trầm tích của điệp Dừa khá đa dạng. Phần dưới của điệp bao gồm các trầm tích có nguồn gốc sông ngòi cho đến tam giác châu với chiều dày thay đổi trong khoảng từ 200 cho đến 700m.
Thành phần chủ yếu là cát kết và sét kết xen kẹp chứa nhiều tập than, qua phân tích các tập than này được xác định có tiềm năng sinh khí cho khu vực. Phần trên của điệp Dừa trầm tích chủ yếu có nguồn gốc tam giác châu – biển nông với chiều dày trầm tích thay đổi từ 100 đến 500m. Thành phần chủ yếu là cát kết xen kẹp cùng tập sét kết. cát kết hạt mịn đến trung, xi măng vôi – vôi sét, độ gắn kết từ trung bình đến tốt, có kẹp các lớp rất mỏng vật chất hữu cơ. Các tập cát kết của phần này được đánh giá có tiềm năng chứa sản phẩm tương đối tốt.
Điệp Thông – Mãng Cầu – Mioxen giữa: trầm tích điệp Thông chủ yếu có nguồn gốc biển nông ven bờ với chiều dày trầm tích có sự thay đổi rõ rệt từ khu vực phía Tây Bắc đến giữa khu vực trung tâm trũng Cá Chó – Phi Mã (từ 500 – 700m ở phía ngoài và lên tới 1600 – 1700m khi vào tới vùng trung tâm).
Vào thời kỳ Mioxen giữa khu vực địa hào Phi Mã – Cá Chó là trung tâm lắng đọng của bồn. Dựa vào các đặc điểm thạch học tại đây có thể chia điệp này thành hai phần:
a. Phần dưới được đặc trưng chủ yếu bởi các lớp sét kết và cát kết xen kẽ nhau. Ngoài ra còn có một lượng nhỏ những lớp mỏng đá vôi tuy không nhiều nhưng đều được phát hiện ở hầu hết các giếng khoan trong khu vực. Phần phía dưới của phụ điệp có hàm lượng thấp vật chất hữu cơ. Một số giếng khoan trong khu vực đã bắt gặp một số tập cát kết chứa dầu khí trong phụ điệp này.
b. Phần trên được đặc trưng chủ yếu bởi các lớp sét kết với cát kết xen kẽ nhau đi kèm với các lớp mỏng đá vôi và macnơ. Thành phần cát kết hạt mịn đến trung, xi măng chứa hàm lượng vôi thấp, thành phần sét kết chứa nhiều vôi, đặc biệt một số tập sét kết ở phụ điệp này với chiều dày lớn được phát hiện ở một số giếng khoan được xác định có khả năng là tầng chắn khu vực.
Trong cả hai phụ điệp này hàm lượng sét kết đều tăng đần theo chiều sâu nhưng phần trên cát kết chiếm ưu thế hơn và phần dưới sét kết chiếm ưu thế hơn với các dấu hiệu có mặt của vật chất hữu cơ.
Hình 3.6: Cột địa tầng tổng hợp khu vực lô 10 và 11-1 [6]
Điệp Nam Côn Sơn – Mioxen trên: Với môi trường trầm tích biển nông trong – giữa có thể là biển sâu ở phần rìa của hai lô, sau quá trình tạo bồn (post – rift), điệp Nam Côn Sơn có chiều dày trầm tích thay đổi mạnh từ vùng rìa Tây Bắc với chiều dày 200 đến 500m và lên tới 800 đến 1400m ở vùng phía Đông trung tâm. Thành phần trầm tích tại đây bao gồm các tập cát và cát kết xen kẽ với tập sét, sét kết và phong phú các lớp mỏng đá vôi .Cát và cát kết có độ hạt từ mịn đến trung bình, độ chọn lọc tốt, xi măng chủ yếu là sét và sét vôi. Các tập sét và sét kết chứa nhiều vôi hạt từ góc cạnh đến á cạnh tròn. Một số lớp mỏng đá vôi được phát hiện ở tất cả giếng khoan trong lô 11 và giếng khoan 10–PM–1X , 10–DP–1X trong lô
10, ngoài ra phát hiện ở giếng khoan 11-1–CH–1X nằm phía Tây của lô 11-1 một số tập than mỏng có thể được lắng đọng trong môi trường châu thổ ven biển.
Điệp Biển Đông – Plioxen và Đệ tứ: Đây là hệ tầng trên cùng có tuổi trẻ nhất với các vật liệu trầm tích có thành phần chủ yếu là cát kết và xen kẽ với một ít lớp mỏng sét và sét kết. Trầm tích trong điệp này lắng đọng trong môi trường biển nông dưới điều kiện hoạt động kiến tạo tương đối bình ổn. Cát kết có độ hạt từ mịn đến thô, độ chọn lọc kém, chứa nhiều mảnh đá, glauconite, phong phú foraminifera giàu và mảnh vỏ sò. Điệp có diện tích phân bố gần như đều khắp trên toàn bộ bồn trũng Nam Côn Sơn nói chung và hai lô 10, 11-1 nói riêng với chiều dày khoảng 400 đến 800m. Chỉ số cát sét của điệp này rất cao và hàm lượng sét cũng tăng dần về phía Đông của khu vực.
3.3.2 Đặc điểm cấu trúc kiến tạo
Bản đồ phân bố các cấu tạo triển vọng của khu vực nghiên cứu (Hình 3.7) phân chia khu vực lô nghiên cứu thành thềm và ven bồn bằng một số đứt gãy có đặc điểm như sau: đứt gãy ở phần phía Nam của lô 11-1 có hướng Bắc Nam và đứt gãy ở phần phía Nam của lô này lại nghiêng về hướng Tây Bắc – Đông Nam. Từng phần của hệ thống đứt gãy này đều có liên quan tới quá trình tạo bồn mở rộng ra biển Đông.
Các tầng trầm tích của thềm nằm ở phía Tây của hệ thống đứt gãy chính có chiều dày vào khoảng 2 đến 3km. Trong quá trình tìm kiếm thăm dò tại khu vực này đã có 4 giếng khoan được thực hiện gồm có 11-1–CN–1X, 11-1–CPD–1X, 11- 1–CH–1X, và 10–DP–1X, tuy nhiên hầu hết các giếng khoan này đều không có biểu hiện dầu khí. Nguyên nhân chính có lẽ là do vị trí những cấu tạo này nằm ở quá xa tầng sinh và bị chắn bởi đứt gãy hoặc đứt gãy bị hở...
Phần nằm ở cánh sụt của đứt gãy là phần được quan tâm nhiều nhất vì hầu hết các phát hiện dầu khí đều nằm ở khu vực này. Các bẫy nằm ở khu vực này thường bẫy dạng vòm khép kín bốn chiều hoặc là các cấu tạo khép kín dựa vào đứt gãy được hình thành trong quá trình nén ép có tuổi Mioxen giữa.
Hình 3.7: Các cấu tạo triển vọng tại lô 10 và 11-1 [6]
Về mặt cấu trúc lô 11-1 và phần Nam lô 10 được cấu thành bởi ba yếu tố cấu trúc chính từ Tây sang Đông gồm: đới rìa Tây Bắc, đơn nghiêng phân dị Cá Hồi, đới trũng Đông, chúng được ngăn cách bởi các hệ thống đứt gãy thuận hướng Bắc Nam, Á Bắc Nam.
Đới rìa Tây Bắc: đới này chỉ là một phần rìa của dải nâng Côn Sơn ở phía Tây Bắc.
Đơn nghiêng phân dị Cá Hồi: đới này có cấu trúc dạng đơn nghiêng, chìm dần về phía Đông và bị phức tạp hóa bằng hệ thống các đứt gãy hướng Bắc Nam, Đông Bắc – Tây Nam. Các đứt gãy này là các đứt gãy thuận, chủ yếu đổ về phía Tây, do vậy tạo cho đơn nghiêng này có cấu trúc phân dị kiểu xếp ngói.
Đới trũng Đông: chiếm 1/4 diện tích lô 11-1 và phần nhỏ Đông Nam (khoảng 1/10) lô 10. Đới trũng này là phần sụt sâu phía Đông dọc theo hệ đứt gãy hướng Bắc Nam, Á Bắc Nam. Hệ đứt gãy rìa bể đã tái hoạt động tích cực vào giai đoạn Mioxen sớm – trung và tạo nên sự cách biệt lớn về đặc điểm cấu trúc, trầm tích giữa phần bể ở phía Đông và phần rìa phía Tây của hệ đứt gãy này.
3.3.3 Hệ thống dầu khí
Cấu tạo Gấu chúa là cấu tạo được khép kín ở phía đông bởi đứt gãy chính có phương B-N, phần còn lại khép kín 03 chiều. Đỉnh của vỉa chứa dầu khí đầu tiên được phát hiện trong tầng trầm tích tại độ sâu 2439m CSTĐ và diện tích khép kín lớn nhất khoảng 20km2.
Cấu tạo trong móng có tổng diện tích 54 km2 với khép kín lớn nhất ở đường đồng mức 4200m CSTĐ. Trên cấu tạo còn có một số đứt gãy khác có phương BĐB-NTN. Theo tài liệu FMI từ các giếng khoan 11-1–GC–1X và 11-1–CC– 2XSTR, có rất nhiều hệ thống khe nứt trong tầng đá móng và hệ thống chủ đạo có phương trùng với hệ thống đứt gãy chính trên cấu tạo (BĐB-NTN).
Kết quả tổng hợp tài liệu minh giải địa chấn, phân tích kiến tạo, cổ kiến tạo và tài liệu FMI chỉ ra rằng pha tách giản rift là nguyên nhân chính tạo nên hệ thống đứt gãy và khe nứt của móng Gấu Chúa. Các hệ thống khe nứt B-N, TB-ĐN và BĐB-NTN chiếm ưu thế và có triển vọng chứa dầu khí.
3.3.3.1 Tầng sinh
Qua các nghiên cứu địa hóa đã xác định được các tập đá mẹ sinh dầu khí chính tại bể Nam Côn Sơn có tuổi Oligoxen đến Mioxen giữa. Với sự phát hiện tập trầm tích có tuổi Oligoxen tại cấu tạo Gấu Chúa đã cho ta những đánh giá mới về khả năng sinh dầu trong khu vực nghiên cứu.
Mặc dù các giếng khoan trước trong khu vực lô 10 và 11-1 không bắt gặp trầm tích Oligoxen, do độ sâu chôn vùi lớn hoặc bị bào mòn ở khu vực nâng cao nhưng các nghiên cứu về Biomarkers trong giếng khoan này cho thấy dầu tại đó có nguồn gốc liên quan đến đá mẹ Oligoxen. Với kết quả nghiên cứu những giếng khoan gần đây càng làm rõ khả năng sinh của trầm tích Oligoxen. Đối với trũng Nam Côn Sơn nói chung và khu vực lô 11-1 nói riêng thì tầng đá mẹ Oligoxen đóng vai trò chính trong quá trình tạo dầu khí. Trầm tích Oligoxen lắng đọng chủ yếu trong môi trường đầm hồ trong quá trình bắt đầu tạo bồn. Với môi trường đầm hồ, thành phần vật chất hữu cơ của tầng đá mẹ này chủ yếu là kerogen loại I sinh dầu là chủ yếu.
Các tập trầm tích Mioxen giữa gồm các tập cát và cát kết xen kẽ với tập sét và than mỏng, được lắng đọng trong môi trường Tam Giác Châu, ven biển và biển nông. Các tập sét mỏng tại đây có hàm lượng vật chất hữu cơ tương đối thấp, tổng hàm lượng cacbon hữu cơ TOC dao dộng trong khoảng từ 0,2 đến 1% (giá trị lớn
nhất). Với giá trị TOC này nguồn đá sinh thuộc Mioxen giữa tại khu vực lô 10 và 11-1 được được xếp vào loại nghèo đến trung bình. Giá trị chỉ số Hydrocacbon (HI) dao động từ 50 đến 270 mg/g tương ứng với Kerogen loại III và loại II, điều đó chứng tỏ rằng tầng đá mẹ sinh khí là chủ yếu. Theo các kết quả đo nhiệt độ Tmax và độ phản xạ vitrinite R0 trên một số mẫu sườn trong các giếng khoan đã được nghiên cứu trong khu vực lô 10 và 11-1 cho thấy vật chất hữu cơ thuộc thành hệ này còn đang trong giai đoạn trưởng thành nhưng chưa đạt tới pha tạo dầu. Kết quả đo thu được hoàn toàn phù hợp với mô hình lịch sử chôn vùi và mức độ trưởng thành vật chất hữu cơ. Như vậy từ các kết quả nghiên cứu ta có thể đưa ra kết luận rằng tiềm năng sinh của đá mẹ Mioxen giữa mà các giếng khoan trong lô 10 và 11- 1 đã đi khoan qua là rất kém và khả năng sinh dầu khí của tầng đá mẹ này chỉ có thể tồn tại ở những vùng trũng sâu hơn trong khoảng hai lô và cả ở phần Đông và Đông Nam của hai lô.
Với các kết quả nghiên cứu được thì tầng sinh Mioxen dưới có tiềm năng đá mẹ và độ trưởng thành vật chất hữu cơ có phần tốt hơn Mioxen giữa. Cụ thể là giá trị TOC trung bình của các tập sét két trong tầng này dao động trong khoảng từ 0,25 đến 1,5%, một số mẫu tại giếng khoan 11-1–CC–1X, 11-1–CC–2X và 10– PM–1X lên tới 2,2%, đặc biệt còn có một số tập sét than có hàm lượng TOC rất lớn đạt tới 40-50%. Các tập sét than và than mỏng trong hệ tầng này được xem là nguồn sinh dầu khí chính cho khu vực. Khác với Mioxen giữa, giá trị HI của hệ tầng này có diện phân bố rộng giá trị HI dao động từ 55 đến 450 mg/g, trung bình tập trung trong khoảng từ 100 đến 235mg/g. Với biên độ dao động lớn nó thể hiện sự tồn tại các loại kerogen khác nhau. Qua kết quả phân tích được tại 4 giếng