biến dạng của nhiều pha hoạt động kiến tạo
Mặt cắt trên cho thấy các dấu hiệu để phân chia đƣợc các ranh giới miền hệ thống trầm tích các trầm tích cổ nhƣ Oligocen dƣới, Oligocen trên cũng nhƣ Miocen dƣới, giữa vô cùng khó khăn do khu vực nghiên cứu chịu quá trình phát triển các đứt gãy đồng tạo Rift trong suốt Oligocen và Miocen dƣới, sau đó lại bị oằn võng, phá hủy vào Miocen giữa, trên và cuối cùng là pha sụt lún nhiệt làm toàn bộ các cấu tạo trên bị sụt lún mạnh.
73
Hình 4.32 . Các pha hoạt động biến dạng do đứt gãy cũng như nâng trồi móng khiến cho các miền hệ thống trầm tích được thành tạo trước đó trở nên rất khó
phân biệt
Các đứt gãy ở mặt cắt trên phát triển từ cuối Miocen giữa đến đầu Miocen trên đã phá hủy hết các cấu trúc trầm tích trƣớc đó, khiến các tập trầm tích bị oằn võng, bào mòn mạnh tức là mất đi phần lớn các tập trầm tích thuộc hệ thống trầm tích biển tiến, cao của Miocen giữa tại nóc khối nâng. Sự biến mất của miền hệ thống trầm tích biển tiến, cao này của Miocen giữa rất khác so với bản chất chúng không có tập trầm tích trên mà phải dựa vào mặt cắt phục hồi để đánh giá lại môi trƣờng trầm tích, cơ chế lắng đọng, địa hình cổ của khối nhô trên thì mới có đƣợc kết luận chính xác vì sao lại mất các miền hệ thống trầm tích biển tiến, biển cao.
Có những cơ chế kiến tạo cũng là nâng khối móng, nhƣng là nâng trong thời kỳ mà một đơn vị trầm tích nào đó đang hình thành mà khi các khu vực khác đã trải qua đầy đủ một chu kỳ trầm tích từ biển thấp đến biển cao, mà vì do khối nâng khu vực đó có hoạt động nâng kéo dài trong suốt chu kỳ trên khiến đặc điểm trầm tích trên khối nâng đó chỉ mang đặc điểm của miền hệ thống biển thấp.
Do vậy, có thể kết luận rằng với cùng một cơ chế kiến tạo nâng hoặc sụt, với các tập trầm tích khác nhau thì chịu các quá trình biến dạng cũng khác nhau mà dựa vào bằng chứng này, có thể rút ra đƣợc những quy luật, đặc điểm địa chất của khu
74
vực đó tƣờng tận hơn nhờ mối liên hệ mật thiết giữa quy luật lắng đọng trầm tích với các quá trình biến dạng. Mà phần lớn phải giải quyết câu hỏi, các tập miền hệ thống trầm tích trong một phức tập bị mất ở đâu, và cơ chế biến dạng nào đã làm mất chúng, hay là bản chất quy luật lắng đọng trầm tích của phức tập đó là nhƣ vậy trong khu vực đó, và cuối cùng khi không thể tìm ra đƣợc những bằng chứng để chứng minh sự biến mất của một miền hệ thống trầm tích, thì cần xét lại từ đầu về chất lƣợng tài liệu cũng nhƣ sự đúng đắn của minh giải địa chấn địa tầng có liên kết giếng khoan ban đầu.
4.4.3. Phân tích địa tầng phân tập trong bối cảnh sụt lún và dư thừa vật liệu trầm tích
Sự sụt lún và dƣ thừa trầm tích tạo ra một loạt các cấu tạo nêm lấn xếp chồng lấn lên nhau, tuy nhiên sự xếp chồng đó có thể đƣợc chia làm hai loại. Loại thứ nhất là theo quỹ đạo của điểm offlap break thì cấu trúc phủ chồng lấn (Progradational) giảm dần trong khi phủ chồng đứng (Aggradational) tăng dần. Còn loại thứ hai thì ngƣợc lại, cấu trúc phủ chồng lấn tăng dần trong khi phủ chồng đứng giảm dần.
75
Trong thực tế phân tích mặt cắt địa chấn, thƣờng xuyên có những khu vực chỉ thấy sự xuất hiện khoảng 8,9 lớp cấu trúc nêm lấn liên tục, đƣợc xen kẽ bởi những lớp mỏng trầm tích nằm ngang song song rất mỏng và phân bố ở phạm vi địa phƣơng, không tạo thành một dải chạy dài theo mặt cắt địa chấn. Do vậy, việc phân biệt các cấu trúc nêm lấn thuộc hệ thống trầm tích nào là rất quan trọng để đánh giá chính xác chu kỳ lắng đọng trầm tích. Một chu kỳ đƣợc bắt đầu bởi hệ thống trầm tích biển thấp dạng nêm với cấu trúc nêm prodelta loại 1, kế tiếp là miền hệ thống trầm tích biển tiến với đặc điểm là bề dày trầm tích mỏng, nhiều khi không xuất hiện có thể do bị đào khoét hoặc không thể lắng đọng trong cổ môi trƣờng là lục địa. Tiếp đến là hệ thống trầm tích biển cao với cấu trúc nêm prodelta loại 2. Cuối cùng là một thời kỳ mực nƣớc biển rút rất nhanh tạo ra hệ thống trầm tích biển thấp cƣỡng bức (dạng quạt), miền hệ thống trầm tích này không tạo ra cấu trúc nêm điển hình, mà tạo ra các cấu tạo chống đáy (downlap) ở đáy và cấu tạo offlap ở nóc tuy nhiên cần lƣu ý rằng bề dày của miền hệ thống này thƣờng không lớn do bị đào khoét mạnh của sông hoặc thung lũng cắt xẻ. Nhƣ vậy chúng ta có thể thấy rằng, các cấu trúc nêm xen kẽ offlap, downlap có thể xuất hiện liên tục 3 lần trong 1 chu kỳ nhƣ ở hình 4.34.
Không thấy sự xuất hiện của miền hệ thống trầm tích biển tiến trong mặt cắt do lƣợng dƣ thừa vật liệu trầm tích là quá lớn, cũng nhƣ liên quan đến lún chìm nhiệt xảy ra tại khu vực trên.
Các cấu trúc liên tục trên có thể bị phá vỡ bất cứ lúc nào do có sự chuyển tƣớng từ châu thổ sang biển nông, dẫn đến sự xuất hiện một loạt các trƣờng địa chấn thể hiện đới ám tiêu san hô.
76
Hình 4.34. Các chu kỳ trầm tích xếp chồng lên nhau bao gồm các miền hệ thống trầm tích biển thấp và biển cao lấn dần ra biển thể hiện trên mặt cắt A31
Hình 4.35. Sự chuyển tướng từ châu thổ sang biển nông với sự xuất hiện các khối ám tiêu san hô thuộc hệ thống trầm tích biển tiến nằm bất chỉnh hợp dưới cấu tạo
77
Một vấn đề cần lƣu ý là bình thƣờng, một miền hệ thống trầm tích tƣơng ứng với một nhóm phân tập (ParaSequences), nhƣng riêng đối với bối cảnh sụt lún và khối lƣợng trầm tích bồi lắng mạnh thì một miền hệ thống trầm tích có thể chứa một vài nhóm phân tập (ParaSequences) nằm trong nó. Các nhóm phân tập này có thể đƣợc ngăn cách bởi một ranh giới bất chỉnh hợp nhỏ, nhƣng các đặc điểm cấu trúc của nhóm phân tập là nhƣ nhau nên có thể gói chúng vào cùng một miền hệ thống trầm tích.
Tóm lại, quá trình phân tích địa tầng phân tập cần xét đến những yếu tố đầu tiên gồm lịch sử tiến hóa địa chất khu vực để phỏng đoán tƣớng trầm tích nguyên thủy của khu vực; tiếp theo là nắm rõ đƣợc nền cấu trúc của các phức tập lớn và tìm hiểu về sự thay đổi các cấu trúc các phức tập đó, xác định đƣợc tất cả các biến dạng đã ảnh hƣởng đến các phức tập trong suốt lịch sử hình thành và biến dạng cho đến ngày nay, cuối cùng là vẽ ranh giới các miền hệ thống trầm tích dựa vào các đặc tính địa chất khác nhau của từng miền hệ thống dựa trên tất cả các yếu tố nền đã phân tích ở trên.
78
CHƢƠNG 5. TRIỂN VỌNG DẦU KHÍ
5.1. HỆ THỐNG DẦU KHÍ
5.1.1. Tiềm năng đá sinh
Các trầm tích Oligocen và Miocen của khu vực nghiên cứu đƣợc thành tạo trong 2 môi trƣờng cơ bản:
- Môi trƣờng tam giác châu có chế độ oxy hóa và khử yếu chứa kerogen loại III (thực vật bậc cao).
- Môi trƣờng đầm hồ lắng đọng trong điều kiện khử chứa Kerogen loại II (động vật biển và một số loài tảo chứa chất sáp và lipit).
79
Tích tụ dầu khí nằm ở những trũng sâu và ở những cấu trúc nhô cao kề với những trũng sâu. Độ dày tầng đá mẹ Oligocen rất lớn nhƣng hàm lƣợng HC sinh ra không cao, có thể là do tốc độ sụt lún trầm tích của vùng nhanh, độ bảo tồn vật chất hữu cơ kém.
Đới trƣởng thành dầu khí và đới tạo dầu mạnh nhất thƣờng phân bố ở độ sâu 3000m đối với đới trƣởng thành dầu khí và 4500m đối với đới tạo dầu mạnh nhất. Nơi có bề dày trầm tích Oligocen nói riêng và Cenozoic nơi chúng lớn nhất.
80
5.1.2. Đá chứa
Đối tƣợng đá chứa chủ yếu gồm đá móng nứt nẻ trƣớc Cenozoic, các vỉa cát kết Oligocen- Miocen dƣới và đá vôi ám tiêu san hô tuổi Miocen giữa.
Các kết quả phân tích giếng khoan 04-1-SDN-1RX ở vùng nƣớc sâu cho thấy từ độ sâu đáy biển tới 800-2100 m chủ yếu là sét kết, đôi khi có các lớp cát kết mỏng xen kẽ; đôi chỗ có tập đá vôi phân bố ở độ sâu 1900m. Các tập cát kết ở đây chủ yếu có độ dày không đáng kể và độ bão hòa nƣớc 100% nên không có ý nghĩa dầu khí.
Từ độ sâu 2675 m đến 2675 m gồm các vỉa cát kết mỏng nằm xen kẽ với các tập sét kết. Độ rỗng trung bình của cát kết vào khoảng 16% và toàn bộ đều chứa nƣớc.
Từ độ sâu 2675 m đến 3530 m (đáy giếng) gồm chủ yếu là sét kết, đôi khi có gặp cát kết có độ rỗng 13%. Không thấy dấu hiệu dầu khí.
Trên cơ sở tổng hợp tài liệu giếng khoan nhƣ trên cho phép ta xác định các loại đá chứa tồn tại ở khu vực trên nhƣ sau:
Đá chứa móng nứt nẻ phong hóa trước Cenozoic
Đá móng granit, granodiorit nứt nẻ đƣợc phát hiện ở một số giếng khoan của mỏ Đại Hùng. Đã có các phát hiện dầu khí trong đối tƣợng này tại mỏ Đại Hùng. Đặc trƣng bởi độ rỗng hang hốc nứt nẻ thay đổi khá lớn trong đá granit, granodiorit, độ rỗng trung bình là 1,3% (giếng khoan ĐH-2X).
Đá chứa cát kết tuổi Oligocen
Cát kết Oligocen tại khu vực nghiên cứu do bị biến đổi mạnh nên trở nên chặt xít với độ rỗng, độ thấm thấp, chúng có khả năng trở thành tầng chứa chỉ khi có nứt nẻ. Tuy nhiên, đá chứa cát kết Oligocen đã đƣợc chứng minh tại một số giếng khoan trong bể Nam Côn Sơn là những bẫy chứa tiềm năng với các sản phẩm dầu nhẹ, condensat và khí (lô 05-1, 05-2, 06, 04-3...).
Đá chứa bao gồm cát kết, thạch anh, các mảnh vụn canxit, andesit với thành phần thạch học chủ yếu là plagiocla với nền vi tinh plagiocla, pyrocene bị clorit hoá
81
mạnh. Cát kết có độ rỗng phổ biến từ 12 - 14%, độ thấm từ 0,1 - 100mD (05-TL- 1X, 06-LD-1X) (hình 5.3).
Hình 5.3. Quan hệ độ rỗng/độ thấm của đá chứa lục nguyên Oligocen trích nguồn tài liệu viện dầu khí
Đá chứa cát kết tuổi Miocen
Ở khu vực nghiên cứu, trầm tích cát kết tuổi Miocen là đá chứa dầu khí quan trọng ở nhiều mỏ và phát hiện nhƣ: Đại Hùng, Hải Thạch, Rồng Đôi - Rồng Đôi Tây, Dừa, Thanh Long, Gấu Chúa, Nguyệt Thạch với thành phần chủ yếu là thạch anh, felfat, độ rỗng giữa các hạt vụn khoảng 3%. Độ rỗng trung bình trong đá chứa lục nguyên Miocen khoảng 16-18% .
5.1.3. Tiềm năng đá chắn
Trên cơ sở tài liệu giếng khoan tại một số giếng khoan ở bể Nam Côn Sơn có thể dự báo trong khu vực nghiên cứu tồn tại hai tầng đá chắn: tầng đá chắn địa phƣơng và tầng đá chắn khu vực.
Trong vùng nghiên cứu đá chắn địa phƣơng là các tập trầm tích hạt mịn bao gồm sét, bột, sét than và sét vôi của trầm tích Oligocen và Miocen hạ nằm xen kẽ với các tập hạt thô. Kết quả nghiên cứu thành phần sét của hầu hết các giếng khoan
82
ở bể Nam Côn Sơn cho thấy tầng sét địa phƣơng với chiều dày vài chục đóng vai trò là tầng chắn địa phƣơng tốt. Chúng phân bố chủ yếu trong các địa hào và bán địa hào, đƣợc thành tạo trong môi trƣờng đầm lầy, vũng vịnh. Thành phần khoáng vật sét tại một số giếng khoan ở bể Nam Côn Sơn đã phản ánh chất lƣợng chắn từ trung bình đến tốt (bảng 5.1).
Bảng 5.1. Thành phần khoáng vật của sét trích nguồn tài liệu viện dầu khí
ST T
Khoáng vật
Kaolinit, % Illit, % Chlorit,% Illit/Sm e-ctit,% Smectit, % Tuổi đá sét 1 Oligocen 18-25 60-65 15-20 - - 2 Miocen dƣới 20-25 60-65 10-15 3-10 - 3 Miocen giữa 15-20 60-70 10-15 - 10-15 4 Miocen trên 15-20 55-65 8-12 10-15 5-15
Ðá chắn có tính khu vực là các trầm tích hạt mịn tuổi Pliocen dƣới có bề dày vài chục mét, đƣợc thành tạo trong môi trƣờng biển.
Ngoài các tầng đá chắn đã nêu trên, vai trò của các mặt trƣợt đứt gãy trong khả năng chắn cũng cần đƣợc quan tâm nghiên cứu, điều này đã đƣợc chứng minh tại một số giếng khoan ở bể Nam Côn Sơn (mỏ Ðại Hùng, mỏ Rồng Ðôi - Rồng Ðôi Tây).
5.1.4. Bẫy chứa
Có thể tồn tại 2 loại bẫy chứa: bẫy cấu tạo và bẫy địa tầng:
Bẫy cấu tạo:
Các khối - đứt gãy kiến tạo đặc trƣng cho các hoạt động căng giãn xảy ra từ Paleocen đến Miocen dƣới, giữa. Các khối đứt gãy nghiêng thƣờng rất phổ biến, chúng khép kín 3 chiều với đứt gãy hoặc khép kín 2 chiều với 2 đứt gãy.
Các cấu tạo vòm phát triển hoặc do hệ quả của nén ép ngang của các đứt gãy căng giãn hoặc do sự nghịch đảo của các cấu trúc âm mà không làm biến dạng các
83
đứt gãy. Thông thƣờng các bẫy này phát triển ở cánh treo của đứt gãy lớn do hệ quả của nén ép ngang và quá trình cố kết tạo đá. Các bẫy dạng kế thừa địa hình cổ của móng nhô cao, có khép kín 4 chiều hoặc khép kín nhờ đứt gãy.
Hình 5.4. Bẫy cấu tạo được khép kín 2 chiều bởi đứt gãy trong Miocen dưới Bảng 5.2. Bẫy cấu tạo trong móng nứt nẻ tuyến A19
Tuổi cấu tạo Điểm nổ Thời gian hình thành Các đặc điểm chính Ý nghĩa dầu khí Biên độ khép kín (m) Chiều dài (m) Chiều sâu từ đỉnh cấu tạo đến đáy biển (m) Đặc điểm lớp phủ trên cấu tạo Dƣới Trên Đáy Nóc
Móng 7350 - 7550 X 500 400 6750 100 200 Không có khả năng chắn Không có tiềm năng dầu khí
84
Móng nứt nẻ: Dạng bẫy này liên quan đến đỉnh các khối địa luỹ và các khối đứt gãy xoay. Các bẫy dạng này có thể khép kín 3 chiều nhờ đứt gãy, hoặc khép kín 2 chiều và đứt gãy. Loại bẫy này rất phổ biến và có triển vọng dầu khí.
Hình 5.5. Bẫy cấu tạo trong móng nứt nẻ được khép kín 2 chiều bởi đứt gãy
Bẫy địa tầng:
Các thể quạt bồi tích - sông: bẫy hình thành do biến đổi tƣớng đá theo bề ngang của các quạt bồi tích (từ cát kết sang sét bột hoặc sét).
Các quạt ở sƣờn dốc lục địa: bẫy hình thành do biến đổi tƣớng đá theo bề ngang do dốc lục địa (từ cát kết sang sét bột hoặc sét).
Các vát nhọn địa tầng: Bẫy chứa đƣợc xác định trong khu vực nghiên cứu là các thân cát tuổi Oligocen, Miocen dƣới, địa hình vát nhọn về phía các cấu trúc nhô cao hơn. Chắn cho các bẫy dạng này là các tập sét xen kẽ (địa phƣơng).
Các bẫy nằm dƣới bất chỉnh hợp góc do bào mòn: Bẫy dạng này hình thành do sự vát nhọn , bào mòn của các tập cát kết bị nâng lên do có thế nằm dốc nghiêng. Tầng chắn cho đối tƣợng này là các tập sét xen kẹp và các tập sét kết, bột kết phủ trên nó.
85
Hình 5.6. Các thân cát bị ép trồi, bào mòn và được chắn bởi tầng sét phía trên nó
Bẫy khối đá vôi: các thể đá vôi khối xây phát triển trên các địa luỹ hoặc trên các cánh cao của các cấu tạo dạng khối đứt gãy, đƣợc khép kín bởi 2, 4 phía đứt gãy. Tuy nhiên trong khu vực nghiên cứu cần lƣu ý tới các khối đá vôi phát triển trong Miocen trên là đối tƣợng chứa khá tiềm năng bởi có tầng chắn Pliocen- Đệ Tứ khá dày ở phần trũng sâu. Ngoài các loại bẫy địa tầng kể trên thì các thể ám tiêu san