1. Giới thiệu:
Bể Malay - Thổ Chu nằm ở vịnh Thái Lan, phía Đông là biển Tây Nam Việt Nam, phía Đông Bắc là biển Campuchia, Phía Tây Bắc và Tây là vùng biển Thái Lan, và Tây Nam là biển Malay. Về cấu trúc, bể có dạng kéo dài theo hướng Tây Bắc Đông Nam, tiếp giáp với bể Pattni phía Tây Bắc và bể Penyu phía Nam và bể Natuna phía Nam Đông Nam, phía Đông là đới nâng Khorat – Natuna. Chiều dày tầng trầm tích của bể đạt 14km. Thềm lục địa tây nam Việt Nam là vùng rìa đông bắc bể Malay - Thổ chu, kéo dài theo hướng Tây Bắc - Đông Nam, với diện tích 100.000km, chiếm xấp xỉ 31% tổng diện tích vùng biển chung gồm lô: 37, 38,39,40,41,42,43,44,46,48/95, 50,51, B, 52/97.
Đáy biển hiện tại của vùng thềm lục địa Tây Nam Việt Nam không vượt quá 50 – 70m nước, trầm tích đáy được hình thành chủ yếu do sóng biển và tác động
của thủy triều, vật liệu trầm tích phù sa từ sông không đáng kể; ở khu vực Hà Tiên Phú Quốc, quá trình thành tạo đáy biển chịu ảnh hưởng của phong hóa hóa học. Về phía Đông Nam có 1 số vịnh nhỏ khá sâu đâm thẳng vào bờ tạo nên vùng chìm xuống của khu vực cửa sông. Về phía bờ Tây Bắc, vũng vịnh đặc trưng bởi dảy đá ngầm, địa hình khá phức tạp, tồn tại nhiều bãi san hô, đặc biệt là vùng cát đảo Phú Quốc, Thổ Chu.
Bể Malay - Thổ Chu là bể trầm tích có tiềm năng dầu khí lớn trong khu vực. Từ rất sớm ở đây có hoạt động tìm kiếm thăm dò và khai thác dầu khí. Hiện nay là vùng khá hấp dẫn nhà đầu tư nước ngoài.
2. Đặc điểm trầm tích và tướng đá:
Trầm tích tuổi Oligocen gồm chủ yếu là sét kết, các lớp mỏng bột kết cát kết và các lớp mỏng than. Sét kết có màu xám, xám đen tới xám nâu thành phần đá sét chủ yếu là hydromica và caolinit. Các tập sét than giàu VCHC được xem là các tầng sinh dầu khí của khu vực.
Trầm tích vụn cát kết chủ yếu hạt nhỏ tới trung bình, đôi khi có hạt thô như sạn kết, đá có màu xám nhạt tới xám nâu. Hạt vụn thường góc cạnh tới tròn cạnh, độ chọn lọc từ trung bình tới tốt. Các trầm tích hạt thô là các thành tạo lót đáy, được xen kẽ với trầm tích sét, bột. Nguồn cung cấp là những khối nhô móng, nhưng với thành phần hạt mịn chiếm chủ yếu trong toàn bộ lát cắt phản ánh địa hình nghiêng tương đối bằng phẳng của móng cổ và vật liệu trầm tích được thành tạo trong môi trường năng lượng thấp, có thể là điều kiện biển ven bờ đã được xác lập ngay từ cuối Oligocen. Đá biển đổi từ Katagenes sớm tới Katagenes muộn. Các kết quả nghiên cứu tại thềm lục địa Tây Nam Việt Nam cho thấy trầm tích đầm hồ có mặt tại lô 46, A, B, 51.
3. Hệ thống dầu khí:
Hình 18:Phân vùng kiến tạo bể Mã Lai -Thổ Chu(theo VPI)
- Đá mẹ: kết quả phân tích địa hóa cho thấy có hai tầng đá mẹ. tầng thứ nhất là các tập sét đầm hồ Oligocen dày, có hàm lượng vật chất hữu cơ cao, Kerogen loại I và II thuận lợi cho sinh dầu; trải qua hầu hết các pha tạo sản phẩm, quá trình di cư dầu khí bắt đầu cách đây khoảng 26 triệu năm. Đây là tầng sinh dầu chủ yếu ở phía Nam, tuy nhiên ở trung tâm và phía Bắc của tầng đá mẹ này bị chôn vùi sâu nên đã chủ yếu sinh khí condensat và khí khô. Đá mẹ Miocen dưới
là các tập sét, sét than chứa VCHC loại II và III, sinh dầu và khí. Phần dưới của đá mẹ Miocen dưới chôn vùi sâu ở vùng trũng Pattani và phía Bắc trũng Malay trong điều kiện địa nhiệt thuận lợi, đã trưởng thành và phần lớn đang trong pha tạo dầu. Trầm tích tuổi Miocen dưới, Oligocen tại các giếng khoan thăm dò ở thềm lục địa Tây Nam Việt Nam hầu như chưa trưởng thành.
- Đá chứa: cát kết Miocen giữa, dưới và Oligocen là đối tượng chứa chủ yếu ở bể Malay - Thổ Chu và có chất lượng khá tốt, tuy nhiên ở các khu vực khác nhau chất lượng và vai trò của các tầng chứa có khác nhau. Ở phía Nam bể Malay, cát kết trong tập J là đối tượng chủ yếu, tập I và các tập K, L (Oligocen) là đối tượng chủ yếu. Các trũng ven rìa và rìa Đông Bắc thuộc thềm lục địa Việt Nam các tập chứa này đóng vai trò quan trọng.
- Đá chắn: các thành tạo hạt mịn tuổi Oligocen và các tập sét dày Miocen trên có khả năng là màn chắn khu vực, tuy nhiên tập sét Oligocen có xu thế đặc điểm môi trường lục địa rõ hơn về phía bắc. Các tập sét, sét bộ trong Miocen được thành tạo trong môi trường đầm lầy, đồng bằng ngập lụt và biển ven bờ có khả năng là các màn chắn địa phương cho các bẫy dầu khí.
- Các dạng bẫy: trong vùng nghiên cứu đã phát hiện nhiều loại bẫy chứa cấu tạo, phi cấu tạo và bẫy hỗn hợp. Các cấu tạo vòm thường thừa kế địa lũy mõng, địa hình cổ nhô cao bị chôn vùi. Cấu tạo hình hoa phát rtiển ở trũng Trung tâm vùng, các cấu tạo lồi kề đứt gãy phát triển ở cả hai cánh nâgn và cánh sụt đứt gãy. Các bẫy hỗn hợp cấu tạo – địa tầng giữ vai trò quan trọng
4 .Tiềm năng dầu khí:
Ở thềm lục địa Tây Nam đã có nhiều tác giả quan tâm nghiên cứu đánh giá, nhất là từ năm 1990 con số dự báo dao động 200 – 500 triệu tấn quy dầu. Gần
đây với phát hiện dầu khí trong khu vực, đã có đánh giá trữ lượng thu hồi cho các đối tượng cụ thể, đã phát hiện dầu khí và tiềm năng cho cấu tạo triển vọng
♦Tiềm năng dầu khí các đá trước đệ Tam: Ở Việt Nam dầu khí được khai thác chủ yếu trong đá chứa móng phong hóa nứt nẻ trước đệ Tam ở bể Cửu Long. Do vậy cũng có thể hy vọng có tồn tại dầu khí trong các đá chứa trước đệ tam ở bể Malay - Thổ Chu. Tuy nhiên cho đến nay, tài liệu nghiên cứu đối tượng này rất hạn chế nên việc đánh giá dự báo tiềm năng là khó khăn và chưa tiến hành được.
♦Tiềm năng trầm tích dầu khí đệ Tam:
Nhìn chung là có tiềm năng lớn nhất về tiềm năng dầu khí tuy rủi ro còn khá cao, đặc biệt là về đá chứa, bẫy và thành phần khí CO2 cao đã được chứng minh rõ tại phần diện tích thuộc Việt Nam nói riêng cũng như cả bể Malay - Thổ Chu nói chung. Do vùng thềm lục địa Tây Nam Việt Nam chỉ chiếm một phần nhỏ diện tích của cánh Đông Bắc bể Malay - Thổ Chu, sự phân bố trầm tích Oligocen hạn chế trong giới địa hào vùng BTB – NĐN và phần Đông Nam của đơn nghiêng, nên sự tồn tại dầu khí trong play 2 mới chỉ được chứng minh tại vùng phía Nam bể mà chưa được chứng minh tại vùng thềm lục địa Việt Nam.
So với play2, play 3 có diện tích phân bố rộng hơn có các tầng sinh (K,I) với đặc điểm sinh dầu khí khác nhau. Ngoài ra có thể còn nguồn dầu khí được bổ sung từ các tầng sinh trong Oligocen nên nó có tiềm năng dầu khí đáng kể. Tuy nhiên do vị trí và đặc điểm các tầng sinh ở khu TB-ĐN có khác nhau nên tiềm năng của chúng cũng khác nhau. Khu vực TB chủ yếu có tiềm năng khí Condensat do tầng sinh K nằm ở ngưỡng tạo khí. Còn khu vực ĐN có tiềm năng khí và dầu nhưng với xu thế nghiêng về khí.
- Kết quả tìm kiếm thăm dò đến nay cho thấy bể Malay - Thổ Chu đã phát hiện hàng loạt các đối tượng triển vọng dầu khí, trong số các đối tượng đã được khoan tìm kiếm – thăm dò nhiều giếng có phát hiện dầu khí.
- Như vậy ở bể Malay - Thổ Chu thuộc thềm lục địa Việt Nam có tiềm năng cao, có thể tìm ra mỏ dầu khí và condensat với quy mô khác nhau . theo các số lượng đánh giá tiềm năng của đề án VITRA cũng như các số lượng cập nhật 2004 con số trữ lượng đã phát hiện và tiềm năng thu hồi dầu khí của vùng này vào khoảng 380 triệu tấn quy dầu.