1. Giới thiệu:
Bể trầm tích Cửu Long nằm chủ yếu trên thềm phía Nam Việt Nam và 1 phần đất liền thuộc cửa sông Cửu Long. Bể có hình bầu dục, vòng ra về phía Biển và nằm dọc theo bờ biển Vũng Tàu - Bình Thuận. Bể Cửu Long được xem là bể trầm tích khép kín điển hình của Việt Nam. Tuy nhiên, nếu tính theo đường đẳng dày trầm tích 1000m thì bể có xu hướng mở về Đông Bắc, phía biển Đông hiện tại. Bể Cửu Long tiếp giáp đất liền Tây Bắc, ngăn cách bể Nam Côn Sơn bởi đới nâng Côn Sơn, phía Tây Nam là đới Khorat – Natuna và phía Đông Bắc là đới tách trượt Tuy Hòa, ngăn cách với bể Phú Khánh. Bể có diện tích 36000 km2, bao gồm lô: 9, 15, 16,17 và 1 phần lô: 1,2,25, 31. Bể được bồi lấp bởi trầm tích lục nguyên đệ Tam, chiều dày lớn nhất tại trung tâm đạt đến 7,8 km.
Hình 12 : Bồn Cửu Long và cấu trúc đá móng
Công tác khảo sát địa vật lý tại bể Cửu Long đã được tiến thành từ năm 70 đến 1975 tại giếng khoan sâu tìm kiếm đầu tiên BH-1X đã phát hiện dòng dầu công nghiệp đầu tiên trong cát kết Miocen dưới. Kể từ đó công tác thăm dò địa chất dầu khí đã được tổng cục dầu khí Việt Nam (nay là tập đoàn dầu khí Việt Nam) quan tâm, phát triển một cách mạnh mẽ, đặc biệt từ khi thành lập xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro 1981. Hầu hết các lô đã chia có chiều dày trầm tích từ khoảng 2000m trở lên đều đã và đang được thăm dò, khai thác bởi công ty dầu theo hợp đồng ký với nước chủ nhà: liên doanh Vietsovpetro phân chia sản phẩm (JVPC, Petronas, …) hay điều hành chung (Cửu Long, Hoàng Long, Hoàn Vũ….). Đến nay bể Cửu Long được coi là bể chứa dầu lớn nhất ở thềm lục
địa Việt Nam với các mỏ đang được khai thác: Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông, Hồng Ngọc…..và nhiều mỏ khác đang được thẩm lượng, chuẩn bị phát triển: Sư Tử Vàng, Trắng….
2 .Đặc điểm trầm tích và tướng đá:
Phổ biến ở các lô là đá trầm tích tuổi Oligocen thuộc hệ tầng Cau gồm phần dưới cùng là cát kết hạt mịn tới thô xen sạn kết, cuội kết. Đá có màu xám, xám sáng, đôi khi có các lớp phun trào mỏng. Phần giữa gồm hạt mịn sét kết, bột kết chiếm ưu thế. Đá sét và bột kết có màu xám đen, xám sẫm tới phớt nâu, có cấu tạo khối phân lớp dày. Phần trên chủ yếu là cát kết hạt mịn xen sét, bột kết có màu xám đen, tới xám xanh. Tại phần trên đã gặp trùng lỗ, ngoài ra còn có dạng phân lớp mỏng, gợn sóng thể hiện vào cuối Oligocen đã có mặt tướng biển ven bồ. Bể Nam Côn Sơn là bể rộng lớn, có địa hình móng trước Kainozoi hiện nằm ở chiều sâu rất khác nhau, do vậy sự thay đổi các tập trên ở từng lô là khác nhau.
Đá sét kết và bột kết tuổi Oligocen đa phần có cấu tạo phân lớp dày họăc dạng khối, rắn chắc, sét bị biến đổi khá mạnh dần trở thành argilit, thành phần sét chủ yếu là hydromica và kaolinit, các tập sét giàu VCHC này hiện tại được đánh giá là tầng sinh dầu khí chính của bể Nam Côn Sơn. Tuy nhiên, tại 2 trũng sâu thuộc bể Nam Côn Sơn nơi chiều dày lớp phủ Đệ Tam >10km có khả năng có mặt các trầm tích Eocen với các tướng đầm hồ.
3 Hệ thống dầu khí:
- Đá mẹ: kết quả phân tích địa hóa cho thấy các tập trầm tích hạt mịn trong Oligocen trên là tầng sinh chính tại bể này. Hàm lượng VCHC trung bình 0,9 – 6,1%, có nơi đạt giá trị cao hơn S1 đạt 1,38 kg/T và S2 đạt 12,61 kg/T, chủ yếu là Keorogen loại II, ngoài ra có cả loại I và loại III nên sinh dầu là chủ yếu. Trong Oligocen dưới vật liệu hữu cơ cũng phong phú, Kerogen loại II là chính, rất ít loại III, chủ yếu chúng được tính lũy ở vùng Hồ, đầm lầy. Phần lớn diến tích của trầm tích này nằm ở đới sinh dầu R0=0,6%(2900m) – 1,35% (4200m) . Chỉ có các khối sụt Đông và Tây cấu tạo Bạch Hổ nằm trong đới sinh khí
condensat. Ngoài ra, các tập sét Miocen dưới với TOC trên dưới 1% là tầng sinh dầu khí tiềm năng, tuy nhiên chúng chỉ mới bước vào pha trưởng thành ở những vùng trũng sâu của bể. Các nghiên cứu mô phỏng quá trình sinh dầu khí cho thấy pha di cư của dầu khí từ đá mẹ sớm nhất có thể bắt đầu cách đây khoảng 22
triệu năm.
Hình 14:Phân vùng kiến tạo bể Cửu Long(theo VSP)
- Đá chứa: trong khu vực nghiên cứu đá chứa móng nứt nẻ trước đệ Tam là đối tượng rất quan trọng và là đá chứa chủ yếu ở bể Cửu Long. Độ rỗng có thể đạt tới 13% và độ thắm lên tới hàng nghìn mD. Đá cát kết Oligocen cũng là đối
tượng chứa quan trọng với độ rỗng thay đổi từ 2 -22,4%, độ thấm có thể đạt tới hơn 200mD. Do sự biến tướng nhanh và độ rỗng, độ thấm không ổn định nên khai thác dầu từ các thân cát Oligocen thường gặp nhiều khó khăn. Đá cát kết Miocen hạ cũng bắt gặp tại hầu hết các mỏ đang khai thác. Độ rỗng từ 19 – 25,5%, độ thấm 0,1 – 150mD. Ngoài ra, còn có thể có đá chứa volcanic, tuy nhiên bề dày, độ rỗng và thấm rất không ổn định có rủi ro rất cao.
- Đá chắn: tầng sét rotalia Miocen sớm với hàm lượng sét chiếm 90 – 95% đôi chỗ 100% phổ biến rộng khắp trong toàn bể, có chiều dày ổn định 180 – 200m là tầng chắn khu vực rất tốt. Ngoài ra, còn có các tầng chắn mang tính địa phương đó là các tập sét Oligocen dưới, Oligocen trên và Miocen dưới.
- Các dạng bẫy: trong phạm vi bể Cửu Long các dạng bẫy cấu tạo phát triển kế thừa móng, bẫy màn chắn kiến tạo khá phổ biến trong trầm tích Oligocen và Miocen dưới, ngoài ra bẫy hỗn hợp, bẫy phi cấu tạo cũng phát triển trong trầm tích Oligocen và Miocen. Đặc biệt, dạng bẫy khối móng nứt nẻ được phủ bởi các trầm tích hạt mịn đóng vai trò hết sức quan trọng.
4.Tiềm năng tài nguyên dầu khí:
HLJOC 16-1 PVEP (41%), SOCO (28.5%), PTTEP HL (28.5%), OPECO (2%), HLJOC (0%) CONOCO 16-2 CONOCO (40%), KNOC (30%), PVEP (30%) VIETSOV 9-1 VIETSOV (100%) HVJOC 9-2 PVEP (50%), SOCO (25%), PTTEP HV (25%), HVJOC (0%) PETRONAS 2 PETRONAS V (85%), PVEP (15%)
JVPC – Phuong Dong, Rang Dong JVPC (46.5%), CONOCO GM (36%), PVEP (17.5%) PETRONAS 1 PETRONAS V (85%), PVEP (15%) CLJOC 15-1 PVEP (50%), CONOCO (23.25%), KNOC (14.25%), SK CORP (9%), GEOPET SA (3.5%) LSJOC 1/97 PETRONAS O (50%), PVEP (50%), LSJOC (0%)
Hình 15: Sơ đồ các lô thuộc bồn trũng Cửu Long và các công ty đang thăm dò khai thác (nguồn PVEP)
Trữ lượng và tiềm năng dầu khí của bể CL được dự báo khoảng 820 triệu m3
quy dầu (18% tổng tiềm năng dầu khí Việt Nam) chủ yếu tập trung ở móng nứt nẻ. Trữ lượng dấu khí đá phát hiện ở móng cát kết tuổi Miocen và Oligocen khoảng hơn 500 triệu m3 quy dầu (chiếm 61% tổng tiềm năng dầu khí của bể) như vậy trữ lượng còn lại chưa phát hiện sẽ vào khoảng 320 triệu m3 quy dầu. Hiện tại, dầu khí đang được khai thác từ 5 mỏ Bạch Hổ, Rồng, Sư Tử Đen, Rạng Đông, Ruby và chuẩn bị phát triển mỏ Sư Tử Vàng, Sư Tử Trắng. Tổng sản lượng dầu khai thác từ móng đến nay đạt trên 120 triệu m3 đã và đang khẳng định móng nứt nẻ có tiềm năng dầu khí lớn 70% trữ lượng và tiềm năng cả bể).
Hình 16: Cần cẩu “Trường Sa” hoạt động tại mỏ Bạch Hổ
Trong tương lai, móng vẫn thực sự là đối tượng TKTD cần được quan tâm hơn nữa không chỉ ở bể Cửu Long mà còn ở các bể lân cận. Ngoài ra, ở bể Cửu Long các dạng bẫy hốn hợp, phi cấu tạo trong trầm tích Oligocen khá phổ biến và hy vọng có thể phát hiện các mỏ dầu khí mới từ các dạng bẫy này. Tiềm năng dầu khí của phần đất liền bể Cửu Long chưa được đánh giá một cách đầy đủ do tài liệu còn rất hạn chế, tuy nhiên có thể dự báo sự tồn tại các trũng Mesozoi mà tiềm năng dầu khí của nó được chứng minh ở các vùng trũng Đông Bắc Thái Lan. Bởi vậy, trong thời gian tới cần phải đầu tư nghiên cứu đánh giá tiềm năng dầu khí của các thành tạo Mesozoi ở đất liền thuộc khu vực bể Cửu Long