Đây là giai đoạn chính tạo bể, sự mở rộng của Biển Đông về phía Đông cùng với hoạt động tích cực của hệ thống đứt gãy Đông Bắc - Tây Nam đã làm xuất hiện địa hào trung tâm của bể kéo dài theo hướng Đông Bắc - Tây Nam.
Lấp đầy các địa hào, bán địa hào là những thành tạo trầm tích vụn tướng đầm hồ lục địa chuyển dần sang các tướng châu thổ, vũng vịnh, bề dày đạt tới hàng nghìn mét. Dọc theo các đứt gãy xuất hiện hoạt động phun trào. Mặt cắt phần thấp của thời kỳ này ở phần Tây Nam của bể gặp các thành tạo trầm tích núi lửa (GK20- PH-1X...) và các thể xâm nhập nông kèm phun trào (diabaz và basal) được nhiều nhà địa chất liên hệ với các thành tạo liên quan và gắn liền với sự khởi đầu của quá trình tạo rift. Tuy nhiên, trong thời gian này đôi nơi trong bể vẫn tồn tại và tiếp tục duy trì, phát triển những khối móng trước Kainozoi, sau này (trong Miocen trên) chúng mới phát triển những cấu tạo kế thừa (như ở đới nâng Mãng Cầu).
Như vậy, thời kỳ Paleogen là giai đoạn bắt đầu hình thành bể, tạo nên những địa hào, bán địa hào được ngăn bởi những khối nhô cao của móng; chúng đều chịu sự chi phối và khống chế của trường ứng suất tách giãn Bắc -Nam, mà trực tiếp là đứt gãy sâu. Chính vì thế, các thành tạo Oligocen ở phía Tây bể mỏng, có chiều dày biến đổi mạnh theo bình đồ, cũng có khi vắng mặt ở phía Tây và dày tới hàng ngàn mét ở phía Đông. Các thành tạo trầm tích được hình thành trong giai đoạn này khá giàu vật chất hữu cơ, có vai trò là tầng sinh dầu khí tốt của bể Nam Côn Sơn.
Sát cuối Oligocen bể bị nâng lên, biến cố này được ghi nhận bằng bất chỉnh hợp mang tính khu vực vào cuối Oligocen. Theo tài liệu hiện có thì bất chỉnh hợp này có tuổi từ 25 đến 24 triệu năm. Sang đầu Miocen toàn vùng bị hạ thấp dần, biển tiến theo hướng từ Đông Bắc sang Tây Nam, các thành tạo lục nguyên tướng biển ven bờ và biển nông được bồi đắp, các thành tạo này được xếp vào hệ tầng Dừa. giai đoạn này được xếp vào giai đoạn oằn võng mở rộng bể. Trong thời gian này đâu đó trong phạm vi bể còn xuất hiện một pha tách giãn nhẹ theo hướng Tây Bắc – Đông Nam, nhưng nhìn chung pha kiến sinh này không mạnh, không kéo dài và ổn định vào đầu Miocen giữa.
Sự sụt lún do oằn võng đã mở rộng các tích tụ bao trùm lên cả các lô 04, 10, 11, 21,… Như vậy, trầm tích Miocen sớm có diện phân bố khá rọng, thậm chí còn có mặt ngay cả trên đỉnh một số vòm nâng trong bể.
2.3.3. Giai đoạn sau tách giãn (Post-rift) - Miocen giữa - Đệ tứ.
Trong Miocen giữa tới đầu Miocen muộn trên phạm vi bể đâu đó xuất hiện các biểu hiện của chuyển động nông-nghịch đảo. Những biểu hiện này có lẽ có từ giữa Miocen giữa. Điều này được minh chứng bởi một gián đoạn trầm tích khá rõ và hình thành một số cấu tạo địa phương. Do các chuyển động nghịch đảo, đặc biệt là
ở phía Bắc bể mà khối nâng Mãng Cầu và nâng Côn Sơn kéo dài về phía Đông, Đông Bắc ( khu vực lô 04) ngăn cách hẳn trũng Bắc với trũng Trung Tâm. Một số cấu tạo ở lô 11 cũng được hình thành vào giai đoạn này.
Vận động nâng lên ngày càng mạnh vào cuối Miocen giữa tạo nên mặt bất chỉnh hợp góc giữa Miocen giữa với Miocen trên, trên đỉnh một số cấu tạo xảy ra bóc mòn xâm thực mạnh, có nơi chiều dày bóc mòn tới hàng ngàn mét. Thời gian diễn ra bóc mòn khoảng 2-3 triệu năm. Phần lớn các đứt gãy ngừng hoạt động vào cuối Miocen giữa.
Đầu Miocen muộn biển lại tiến vào từ hướng Đông đã hình thành các tập trầm tích biển tiến kề gối trên mặt bào mòn cuối Miocen giữa. một số khối nâng địa phương (các cấu tạo) vẫn còn chìm ngập dưới biển, nhưng có đỉnh nhô cao gần tới mặt nước (khoảng 25-75m nước) là môi trường thuận lợi cho sự phát triểu các ám tiêu san hô; còn ở rìa của các cấu tạo này là các hố sụt biển nông, nơi bào sâu hơn 75m nước thuận lợi cho môi trường trầm tích biển nông trong đó có carbonat nền thuộc hệ tầng Nam Côn Sơn. Trong giai đoạn này nhìn chung chế độ kiến tạo khá bình ổn hơn so với giai đoạn trước. Nhưng ở một số nơi vẫn thấy sự nâng lên bào mòn (khu vực các lô 04, 05). Các đứt gãy đều kết thúc hoạt động muộn nhất là vào cuối Miocen. Đây là giai đoạn biển mở - phát triển thềm lục địa không chỉ ở bể Nam Côn Sơn, mà còn ở nhiều bể Kainozoi khác trong toàn vùng. Biển tiến ồ ạt phủ ngập các đới nâng Côn Sơn, Khorat-Natuna, bình đồ cấu trúc của bể không mang tính kế thừa như giai đoạn trước, chúng có xu hướng nghiêng dần về phía biển Đông, các thành tạo tướng biển được lắng đọng và được xếp vào hệ tầng Biển Đông. Cũng trong thời gian này các tập cát xen sét dạng nêm lấn môi trường biển nông-biển sâu, có chứa dầu khí đã được lắng đọng trên một số cấu tạo trong bể. Bình đồ cấu trúc trong Pliocen-Đệ Tứ không còn mang tính kế thừa của các giai đoạn trước, ranh giới giữa các trũng/bể trong khu vực gần như đồng nhất trong phông chung khu vực - phát triển thềm lục địa.
2.4. HỆ THỐNG DẦU KHÍ BỂ NAM CÔN SƠN – LÔ 11.2
2.4.1. Đá sinh
Tầng sinh ở bể Nam Côn Sơn đã được phát hiện cho đến nay là: đá trầm tích tuổi Oligocen phân bố trong các địa hào và trầm tích Miocen hạ phân bố rộng rãi trong bể.
2.4.1.1 Tiềm năng hữu cơ
Trầm tích Oligocen
Trầm tích Oligocen chủ yếu là cát kết, bột kết và than, mới chỉ được mở ra ở một số giếng khoan trong các lô: 05, 06, 12, 20, 21, và 22. Do quá trình lắng đọng và bảo tồn vật chất hữu cơ trong từng khu vực khác nhau nên tiềm năng hữu cơ cũng khác nhau. Có thể có những nhận xét riêng cho từng lô qua các thông số địa hóa đặc trưng cho từng vấn đề cần giải quyết .
Đá sinh Oligocen được mở ra ở các giếng khoan ĐH – 1X và ĐH – 3X đặc trưng bởi các tập sét kết, bột kết có hàm lượng TOC biến thiên từ 0,44 – 1,35 % wt. Như vậy, đá mẹ thuộc loại từ trung bình đến tốt. Xen kẹp với các tập sét kết, bột kết là các lớp than, sét than cũng có khả năng sinh Hydrocacbon tốt. Tại giếng khoan ĐH – 1X ở độ sâu 2.900 – 2.960m than chiếm 15% trong mẫu có TOC: 65,18%wt; S2: 166,12mgHC/gđá, giếng khoan ĐH – 3X ở độ sâu 3.750m có TOC 58,27%wt. Tại GK 05 – 1B – TL – 2X ở độ sâu 4.164 – 4.825m mẫu sét kết có TOC: 0,92 – 4%wt, S2: 0,97 – 6,57mgHC/gđá. Như vậy trầm tích lục nguyên tuổi Oligocen ở lô 05 thuộc loại có vật chất hữu cơ từ trung bình đến rất tốt có khả năng sinh hỗn hợp khí và dầu.
Kết quả phân tích các mẫu trong các tập sét kết, bột kết trong các giếng khoan 06A – 1X trong khoảng độ sâu 3.400 – 4.100m cho thấy: TOC < 0,5%wt, S2 < 2mgHC/gđá chiếm đa số (60% mẫu), phần còn lại (40% mẫu) có hàm lượng TOC và S2 (của các tập than) rất cao: TOC > 78,3%wt; S2 > 9mgHC/gđá. Chứng tỏ các tập sét than có khả năng sinh hydrocarbon rất tốt.
Số lượng mẫu phân tích trong các giếng khoan (12C – 1X, 12B – 1X, DUA – 1X, 12A – 1X) tương đối nhiều, nhưng hàm lượng TOC và S2 thỏa mãn điều kiện đá mẹ sinh dầu tốt chỉ gặp ở các giếng khoan DUA – 1X (3.900 – 4.000m) và 12B – 1X(3.700-3.800m) (TOC = 1 – 3%wt; S2 = 3 – 5mgHC/gđá).
Ở các lô 20 trầm tích Oliogocen có mặt từ độ sâu 2.837 – 3.637m (GK20 – PH – 1X) với hàm lượng TOC: 0,16 – 2,9%wt, S2: 1,8mgHC/gđ và HI: 140mgHC/gCor không đủ cho các chỉ tiêu của một tầng sinh hydrocarbon. Đá mẹ ở đây có khả năng sinh khí thuộc loại từ trung bình đến tốt. Cũng như các lô 20, ở lô 21 và lô 22 mới chỉ có 2 giếng khoan: 21 – S – 1X và 22 – TT – 1X, cho thấy hàm lượng TOC trung bình 1,46%wt, S2: 1,78mgHC/g và HI: 95mgHC/gCor. Căn cứ vào các chỉ số này ta thấy ở đây hàm lượng vật chất hữu cơ từ nghèo đến trung bình. Chỉ số HI = 95mgHC/gCor < 200mgHC/gCor nên đá chỉ có khả năng sinh khí và condensat.
Các lô còn lại trong khu vực nghiên cứu chưa có tài liệu giếng khoan, cũng như mẫu phân tích, chỉ đánh giá tiềm năng sinh Hydrocacbon bằng phương pháp lập mô hình hóa của vật chất hữu cơ (sử dụng chỉ số TTI)
Tóm lại, trầm tích Oligocen ở bể Nam Côn Sơn thuộc loại đá mẹ trung bình đến tốt, khả năng sinh khí – condensate cao. Tuy nhiên, vẫn gặp những tập sét bột giàu vật chất hữu cơ (lô 05, 12E) và các tập sét than có ý nghĩa tốt cho việc sinh dầu.
Trầm tích Miocen dưới
Các mẫu phân tích địa hóa trầm tích Miocen dưới ở các lô 04 – 3, 05 – 3, 06, 10, 11 – 1, 11 – 2, 20, 21, và 12E cho thấy hàm lượng TOC thay đổi từ 0,45 đến 0,8%wt; S2 < 2mgHC/gđá thể hiện đá mẹ có hàm lượng vật chất hữu cơ từ trung bình đến thấp. Số mẫu có khả năng sinh hydrocacbon trung bình đến đến tốt chỉ chiếm 23%, còn lại 77% tổng số mẫu thuộc loại nghèo vật chất hữu cơ, không có mẫu nào thuộc loại giàu và rất giàu vật chất hữu cơ (TOC > 5%wt). Ở một số giếng khoan trong các lô 10, 11, 04 và 05 – 1 các mẫu sét than rất giàu vật chất hữu cơ và có khả năng sinh hydrocacbon tốt đến rất tốt nhưng thành phần maceral chủ yếu là vitrinit và inertrinit, còn tổ phần liptinit thường thấp 10%, điều này cho thấy đá mẹ khả năng sinh khí cao. Ở lô 12E tại giếng khoan 12C – 1X có hàm lượng TOC đạt tới 0,84%wt và S2 đạt 18,55mgHC/gđá ở độ sâu 2.350 – 2.510m trong tập sét màu xám thuộc loại đá mẹ trung bình và tốt.
2.4.1.2. Môi trường lắng đọng và phân hủy vật chất hữu cơ
Căn cứ vào các tỷ số Pr/nC17 và Ph/nC18 cũng như mối tương quan giữa các tỷ số đó cho thấy vật chất hữu cơ trong các mẫu trầm tích Miocen dưới được lắng đọng chủ yếu trong môi trường lục địa, đầm lầy và hỗn hợp (ở các lô 03, 05, 06 và 12). Quá trình phân hủy vật chất hữu cơ xảy ra chủ yếu trong điều kiện oxy hóa và oxy hóa khử. Các mẫu trầm tích Oligocen bắt gặp ở các giếng khoan tuy còn rất ít,
chủ yếu tập trung ở các lô: 05, 11, 12 và 22, nhưng lại thể hiện môi trường lắng đọng là đầm lầy, lục địa và hỗn hợp. Ở lô 12 môi trường lắng đọng vật chất hữu cơ thể hiện ưu thế lục địa (ở giếng khoan 12C – 1X có Pr/nC17 > 2 và Ph/nC18 > 0,4; giếng khoan 12A – 1X có Pr/nC17 > 1,5 và Ph/nC18 > 0,4). Môi trường phân hủy vật chất hữu cơ của đá mẹ Oligocen mang tính khử cao hơn trong đá mẹ Miocen dưới.
2.4.1.3. Dạng Kerogen
Mối quan hệ giữa hai chỉ số HI và Tmax cho thấy dạng đá mẹ Oligocen và Miocen ở bể Nam Côn Sơn có nguồn gốc vật chất hữu cơ loại III là chủ yếu và một số ít loại II. Điều này phù hợp với các nhận định ở trên là vật chất hữu cơ được lắng đọng trong môi trường lục địa.
Hình 2.3. Biểu đồ môi trường lắng đọng và phân hủy vật chất hữu cơ trầm tích Miocen hạ
các lô trung tâm và phía Đông bể Nam Côn Sơn
(Theo Địa chất và tài nguyên Việt Nam, 2005)
Hình 2.4. Biểu đồ môi trường lắng đọng và phân hủy vật chất hữu cơ trầm tích Oligocen
các lô trung tâm và phía Đông bể Nam Côn Sơn
2.4.1.4. Quá trình trưởng thành vật chất hữu cơ
Từ những kết quả phân tích Ro, SCI, Tmax các mẫu của các giếng khoan trong bể trầm tích Nam Côn Sơn, cho thấy quá trình biến đổi vật chất hữu cơ trong trầm tích Oligocen và Miocen dưới ở các lô phân bố trong vùng rất khác nhau. Nếu lấy các lô 10, 11 và 12 để chia bể Nam Côn Sơn thành 2 khu vực phía Đông và Tây, thì thấy rõ quá trình trưởng thành của vật chất hữu cơ ở hai khu vực là khác nhau. Dựa vào độ phản xạ Vitrinite, ta phân ra các giai đoạn thành tạo hydrocarbon như bảng sau:
Bảng 2.1. Các giai đoạn thành tạo Hydrocacbon bể Nam Côn Sơn
Mức độ trưởng thành % R0
Ngưỡng hiện tại Thời gian đạt ngưỡng sớm nhất (106 năm trước) Độ sâu (m) Nhiệt độ (0C) Đáy Oligocen Nóc Oligocen Nóc Miocen hạ Chưa trưởng thành 0.3 – 0.55 2749 – 4051 112 – 158 32.2 19.1 9 Trưởng thành 0.55 – 0.9 2940 – 4779 123 – 166 31.5 18.5 8.1 Cửa sổ tạo dầu 1.0 3338 – 5356 138 – 184 31 18 6.3 Khí ẩm và condensate 1.3 – 2 4153 – 5775 151 – 198 30.3 17.4 4.4 Khí khô > 2.0 4764 – 6980 194 – 234 30 16.2 1.6 Quá trưởng thành 2.7 5374 – 7482 220 – 260 29 13.9 -
Hình 2.5. Dạng vật chất hữu cơ và sự tiến hóa nhiệt trên biểu đồ quan hệ
HI – Tmax
(Theo Địa chất và tài nguyên Việt Nam, 2005)
Hình 2.6. Biến đổi lịch sử chôn vùi trầm tích theo tài liệu GK TL-1X và TL-2X
(Theo Địa chất và tài nguyên Việt Nam, 2005)
Sự thay đổi gradient nhiệt độ trong các giếng khoan ở bể Nam Côn Sơn có xu thế tăng dần theo hướng từ khu vực Tây Nam lên Đông Bắc, gradient địa nhiệt khá cao ở các lô 04 và 05.
Phía Tây bể trầm tích
Trong phần diện tích này trầm tích Miocen sớm chưa trưởng thành (ở diện tích các lô 19, 20, 21, 22, 28 và 29). Còn trầm tích Oligocen đã trải qua quá trình chuyển hóa vật chất hữu cơ, ngưỡng bắt đầu tạo dầu sớm nhất cách đây 3 triệu năm ở độ sâu khoảng 3.000m (lô 28), pha tạo dầu mạnh nhất trong phạm vi các lô 19, 20, 21 ở độ sâu khoảng 3.500m. Đáy trầm tích Oligocen đá mẹ thực sự trải qua các pha tạo sản phẩm. Một số lô khác đã kết thúc tạo dầu và chuyển sang pha tạo khí khô. Trong trầm tích Oligocen tại giếng khoan 20–PH–1X giá trị Ro < 0,72%, còn tại giếng khoan 21–S–1X giá trị Ro khoảng 0,55 – 1,4%. Điều đó cho thấy quá trình biến đổi vật chất hữu cơ ở lô 21 diễn ra mạnh mẽ hơn ở lô 20.
Hình 2.8. Mặt cắt mức độ trưởng thành vật chất hữu cơ qua các GK theo hướng Tây Bắc – Đông Nam
(Theo Địa chất và tài nguyên Việt Nam, 2005)
Hình 2.7. Mặt cắt mức độ trưởng thành vật chất hữu cơ qua các GK theo hướng Đông – Tây
(Theo Địa chất và tài nguyên Việt Nam, 2005)
Phía Đông bể trầm tích
Chiều dày trầm tích ở phía Đông của bể lớn hơn nhiều so với ở phía Tây, vì thế quá trình biến đổi vật chất hữu cơ diễn ra mạnh mẽ hơn. Trầm tích Miocen dưới ở phía Đông đã trải qua các pha tạo sản phẩm. Ngưỡng bắt đầu tạo dầu sớm nhất
xảy ra cánh đây 6,3 triệu năm ở độ sâu 3.338m (lô 12). Ở vị trí các lô 05 – 3, 05 – 2, 04 – 2 và 04 – 1, trầm tích có tuổi Miocen sớm nằm ở độ sâu sâu hơn, quá trình biến đổi vật chất hữu cơ diễn ra mạnh hơn. Pha tạo dầu mạnh nhất ở trung tâm các lô vừa nêu đạt giá trị 1.0 %Ro, Tmax = 184ºC nên chuyển sang pha tạo khí ẩm và condensat.
Đối với trầm tích Oligocen pha bắt đầu tạo dầu và pha tạo dầu mạnh nhất chỉ còn xảy ra ở một số nơi, hầu hết trầm tích Oligocen đã đạt đến độ sâu nằm trong giai đoan cuối của quá trình biến đổi vật chất hữu cơ. Kết quả phân tích mẫu ở nhiều giếng khoan đã phản ánh rõ quá trình biến đổi vật chất hữu cơ. Chỉ số màu bào tử ở các giếng khoan: 12–C, 12–B, 06A… đều phản ánh rõ độ trưởng thành của vật chất hữu cơ; một số mẫu đã đạt tới độ trưởng thành cao. Độ sâu bắt đầu trưởng thành thay đổi từ 2.749m (GK 06–L–1X) tới 4.501m (lô 04 – 1). Độ sâu bắt đầu cửa sổ tạo dầu nơi nông nhất là 2.940m (GK 06–LD–1X), nơi sâu nhất 4.779m. Đới