Ở bể Nam Côn Sơn tồn tại 4 dạng play : đá móng nứt nẻ trước Đệ Tam, cát kết tuổi Oligocen và Miocen, thành tạo cacbonat tuổi Miocen.
2.4.7.1. Play hydrocacbon đá mỏng nứt nẻ trước Đệ Tam (play 1)
Tương tự như ở các mỏ Bạch Hổ, Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng, Rạng Đông, Rồng, Hồng Ngọc của bể Cửu Long, play này đã được xác minh chứa dầu ở mỏ Đại Hùng. Thành phần đá chủ yếu là granit, granodiorit, có độ rống nứt nẻ, hang hốc trung bình 2 – 5%.
Đá mẹ cung cấp hydrocacbon cho play này chủ yếu là sét và sét than Oligocen phân bố ở các đới trũng sâu.
Bẫy chứa chính là khối móng phong hóa nứt nẻ phân cắt bởi các đứt gãy, tầng chắn là tập sét phủ trực tiếp lên bề mặt móng. Đôi chỗ mặt trượt của đứt gãy cũng giữ vai trò chắn quan trọng. Cho đến nay phạm vi phân bố của play này mới phát hiện được trên đới nâng Mãng Cầu của bể.
2.4.7.2. Play hydrocacbon cát kết tuổi Oligocen (play 2)
Trầm tích cát kết tuổi Oligocen chứa dầu khí đã được phát hiện ở một số giếng khoan ở phần Đông bể Nam Côn Sơn với chiều sâu trên 3.500m. Cát kết được lắng đọng trong môi trường bồi tích, sông ngòi, tam giác châu đến biển ven bờ. Trầm tích biến tướng mạnh, nên phạm vi phân bố của play này bị hạn chế và độ liên thông phức tạp. Độ rỗng và độ thấm giảm nhanh theo chiều sâu, tuy nhiên ở những đới có dị thường áp suất cao ở phần trên lát cắt thì vẫn tồn tại các vỉa chứa dầu khí, thậm chí đến 4.600m (cấu tạo Thanh Long).
Đá mẹ của play cát kết Oligocen là các tập sét và sét than cùng tuổi. Kiểu bẫy chủ yếu là bẫy cấu tạo – địa tầng nằm kế thừa và kề các khối nhô của móng. Màn chắn là các tập sét, bột xen kẽ trong tầng. Play này phân bổ tập trung ở các địa hào, đặc biệt ở trũng phía Đông của bể.
2.4.7.3. Play hydrocacbon cát kết tuổi Miocen (play 3)
Play cát kết chứa dầu khí tuổi Miocen phân bố rộng khắp trong phạm vi của bể, gồm nhiều tập vỉa mỏng từ vài mét đến 20 – 25m ở độ sâu 1.800 – 3.500m. Cát kết được thành tạo trong môi trường của sông, đầm lầy ven biển, biển nông đến thềm biển ngoài. Play này đã được chứng minh và giữ vai trò quan trọng trong tạo trữ
lượng dầu khí của các mỏ Đại Hùng, Rồng Đôi – Rồng Đôi Tây, 12–C, Kim Cương Tây, Mộc Tinh, Đại Bàng.
Đá mẹ của play này là sét, sét than và sét vôi Oligocen và Miocen dưới. Kiểu bẫy rất phong phú: bẫy cấu tạo gồm vòm, vòm đứt gáy, khối đứt gãy, hình hoa, nếp lồi, cuốn, bẫy hỗn hợp cấu tạo địa tầng (doi cát, thấu kính cát, turbidit). Tầng chắn là các tập sét bột xen kẽ trong trầm tích Miocen và tập sét phân bố khá rộng tuổi Pliocen sớm.
2.4.7.4. Play hydrocacbon cacbonat tuổi Miocen (play 4)
Thành tạo cacbonat bao gồm cả dạng nền (platform) và ám tiêu (reef) phân bổ chủ yếu ở diện tích phía Đông của bể, hình thành trong môi trường biển nông và thềm nông. Đá mẹ cho play này là các tập sét, sét than và sét vôi tuổi Oligocen và Miocen sớm. Các khối xây ám tiêu của play này chứa các tích tụ dầu khí quan trọng của các mỏ Lan Tây, Lan Đỏ và các phát hiện như Thanh Long, 04–A, Đại Bàng, Bạc. Bẫy ám tiêu san hô nằm ở độ sâu từ 1.000 – 1.800 m, có độ rỗng rất cao 36 – 39% và độ thấm tới hàng nghìn mD. Còn bẫy kiểu nền cacbonat cho đến nay vẫn chưa có phát hiện dầu khí nào đáng kể. Tầng chắn chính ở đây là tập sét biển Pliocen sớm phân bố rộng với chiều dày tới 30 – 40m. Play này phân bố tập trung ở các đới nâng của trũng phía Đông bể.
Chƣơng 3. TỔNG QUAN VỀ NGHIÊN CỨU ĐỊA HÓA ĐÁ MẸ
3.1 CƠ SỞ LÝ THUYẾT ĐỊA HÓA ĐÁ MẸ
Hiện nay trên thế giới có nhiều học thuyết về nguồn gốc dầu mỏ và khí đốt, song có thể quy theo hai trường phái: trường phái các học thuyết vô cơ và trường phái các học thuyết hữu cơ. Nhưng phần lớn các nhà địa chất, địa hoá dầu khí trên thế giới thừa nhận học thuyết hữu cơ của dầu mỏ và học thuyết này trở thành nền tảng cơ sở cho nghiên cứu, tìm kiếm thăm dò các tích tụ dầu khí.
3.1.1. Nội dung cơ bản của học thuyết
Xác của sinh vật sau khi sự sống kết thúc rơi vào môi trường khử có độ khoáng hóa cao (ít hoặc không có O2 – môi trường khử), nó sẽ được bảo tồn và chôn vùi cùng với trầm tích. Dưới tác động của nhiều yếu tố, vật chất hữu cơphân hủy ra thành những chất hữu cơ đơn giản. Các chất hữu cơ đơn giản polime hóa tạo thành những polime không có khả năng hòa tan trong nước (gọi là Kerogen). Quá trình trầm tích tiếp tục xảy ra, các Polime tiếp tục bị chôn vùi xuống sâu và đến một độ sâu nhất định, do tác động của nhiều yếu tố nó sẽ chuyển hóa thành các hydrocacbon. Lượng hydrocacbon được tạo ra phụ thuộc vào lượng vật chất hữu cơ, các yếu tố tác động và loại vật chất hữu cơ. Quá trình trầm tích cứ thế tiếp tục xảy ra, các lớp trầm tích phía trên ngày càng dày tạo ra áp lực ngày càng cao, ép các hạt trầm tích, làm chúng sít chặt lại với nhau, các khe hổng giữa các hạt sẽ bị thu nhỏ lại dẫn tới sự gia tăng áp suất của chất lưu chứa trong khe hổng, buộc chất lưu phải dịch chuyển đến nơi có áp suất thấp hơn, trên đường di chuyển nếu gặp các bẫy chứa thì sẽ nạp vào tạo thành những khoáng thể dầu khí, trên đường di chuyển chúng có thể kéo theo những chất vô cơ và hữu cơ.
3.1.2. Đá sinh dầu khí.
Sự tồn tại của tầng đá sinh trong bể dầu khí là một yếu tố cần thiết không thể thiếu cho sự hình thành các tích tụ dầu khí.
Đá sinh dầu khí là đá trầm tích lắng đọng trong môi trường nước, chủ yếu là trầm tích hạt mịn, giàu vật chất hữu cơ có khả năng chuyển hoá thành hydrocacbon và đã đạt được độ trưởng thành nhất định, đủ đề tạo ra lượng hydrocacbon cần thiết nạp cho các bẫy chứa tạo thành khoáng thể dầu khí. Các đá sinh dầu khí phải là các đá trầm tích có chứa một lượng tối thiểu vật liệu hữu cơ có chất lượng tốt. Thông
thường lượng vật chất hữu cơ tập trung nhiều nhất trong đá trầm tích hạt mịn, phần lớn là các đá sét, sét cacbonat. Thực tế cho thấy các trầm tích có hàm lượng sét lớn hơn 68% và dày từ 5 mét trở lên thường chứa lượng vật chất hữu cơ đủ để trở thành tầng sinh dầu.
Tầng đá trầm tích hạt mịn, giàu vật chất hữu cơ phải được lắng đọng trong môi trường khử. Vì, trong môi trường khử, sự có mặt của oxi là rất ít hoặc gần như không có, vật chất hữu cơ không bị oxi hóa mà được bảo tồn và lắng đọng cùng trầm tích, sau đó biến đổi để tạo thành dầu khí. Môi trường khử với quy mô rộng lớn trên bề mặt trái đất chỉ có thể được tạo ra nhờ các chuyển động sụt lún của vỏ trái đất tạo ra các đầm lầy, các bồn chứa nước tù đọng không có hoặc kém đối lưu. Các chuyển động kiến tạo có thể xen kẽ nâng lên hạ xuống với biên độ, tốc độ thích hợp để vừa tạo ra môi trường bảo tồn, phân hủy, chuyển hóa vật chất hữu cơ thành hydrocacbon vừa có thể nén ép hydrocacbon ra khỏi đá mẹ để di chuyển nạp vào các bẫy chứa. Cụ thể hơn là tầng đá mẹ phải nằm trong vùng kiến tạo lún chìm tương đối ổn định.
Một điều quan trọng nữa là vật chất hữu cơ phải có khả năng chuyển hoá thành hydrocacbon. Bởi vì, nếu vật chất hữu cơ đã chuyển hoá thành than ở mức độ cao thì không thể chuyển hoá thành hydrocacbon, có nghĩa là không thể tạo ra dầu khí. Tầng đá mẹ phải đạt được độ trưởng thành nhất định để vật chất hữu cơ có đủ điều kiện chuyển hoá thành hydrocacbon.
Các yếu tố cơ bản tác động trong quá trình phân huỷ vật chất hữu cơ phân tán trong đá mẹ thành kerogen và chuyển hoá kerogen thành hydrocacbon là: Nước, vi khuẩn và men vi sinh, áp suất, chất phóng xạ, chất xúc tác và nhiệt độ.
3.2. CÁC PHƢƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU ĐÁ MẸ
Nghiên cứu đá mẹ, đánh giá khả năng sinh hydrocacbon của các tập trầm tích khi đạt độ trưởng thành cần sử dụng kết quả từ nhiều phép phân tích như nhiệt phân tiêu chuẩn Rock-Eval (RE), tổng hàm lượng cacbon hữu cơ (TOC), tổng hàm lượng chất chiết (Extract), sắc ký lỏng (LC), sắc ký khí (GC), khối phổ ký (GC-MS), phân tích xác định độ phản xạ của vitrinite (Ro
), chỉ số biến đổi nhiệt của bào tử phấn hoa (TAI), tỷ số đồng vị cacbon...
Tuy nhiên, trong khuôn khổ luận án tốt nghiệp, chỉ đề cập tới những chỉ tiêu phân tích chính hiện đang được sử dụng phổ biến trong nghiên cứu đánh giá đá mẹ tại Việt Nam. Tổ hợp các chỉ tiêu phân tích địa hóa sẽ giúp xác định được sự tồn tại hay không của đá mẹ với các tiêu chí sau:
Lượng vật chất hữu cơ.
Chất lượng của vật chất hữu cơ (loại Kerogen) nhằm dự đoán loại sản phẩm (dầu/khí) của đá mẹ.
Môi trường lắng động và phân hủy vật chất hữu cơ
Mức độ trưởng thành của vật chất hữu cơ nhằm đánh giá vai trò của từng tầng đá mẹ trong vùng nghiên cứu.
Xác định tiềm năng sinh hydrocacbon của đá mẹ
Đánh giá khả năng di chuyển của hydrocacbon từ đá sinh
3.2.1.Phƣơng pháp phân tích tổng hàm lƣợng cacbon hữu cơ (TOC%,Wt)
Phương pháp phân tích tổng hàm lượng Cacbon hữu cơ hay còn gọi là phương pháp đốt mẫu bằng lò nung thu được chỉ số tổng hàm lượng vật chất hữu cơ trong mẫu (TOC) tính theo tỷ lệ phần trăm trọng lượng cacbon hữu cơ trong mẫu. Để biểu thị lượng vật chất hữu cơ trong đá mẹ, dùng khái niệm độ giàu vật chất hữu cơ. Theo cách phân loại đá mẹ của tập đoàn Geochem (Geochem group), đá mẹ được chia thành các bậc nghèo, trung bình, tốt, rất tốt, cực tốt.
Như chúng ta đã biết, điều kiện đầu tiên để một tập trầm tích hạt mịn đạt tiêu chuẩn đá mẹ đó là hàm lượng vật chất hữu cơ phải đủ giầu. Hàm lượng vật chất hữu cơ trong trầm tích được xác định thông qua thông số tổng hàm lượng cacbon hữu cơ (TOC). Đây là thông số thường được phân tích trước tiên trong hàng loạt các phép phân tích địa hóa đá mẹ, kết quả của nó là cơ sở để quyết định thực hiện các phép phân tích tiếp theo nhằm giảm đáng kể chi phí phân tích không thật sự cần thiết.
Thông thường, khi mẫu có giá trị TOC từ 0.5% Wt trở lên mới tiến hành các phép phân tích tiếp theo.
- Đối tượng: Phân tích TOC thường thực hiện cho mẫu rắn và mẫu bùn như lõi khoan, sườn khoan, mẫu đá điểm lộ, …
- Chuẩn bị mẫu: Mẫu được rửa sạch, để khô tự nhiên hoặc sấy ở nhiệt độ không quá 40°C để đảm bảo không làm biến đổi mẫu, làm sạch tạp chất, nghiền nhỏ đến kích thước 0.025mm. Lấy khoảng 2-3gr mẫu (Mo), loại trừ cacbon vô cơ trong thành phần cacbonat bằng dung dịch HCl 10%. Phần không tan (Mc) được sấy khô ở nhiệt độ không quá 40°C tới khi trọng lượng không đổi. Trong trường hợp mẫu đá là đá cacbonat thì lượng mẫu ban đầu (Mo) cần lớn hơn để đảm bảo có đủ lượng phần không tan cho công đoạn đốt mẫu.
- Đốt mẫu: Mỗi mẫu gồm khoảng 5-10mg phần không tan tuỳ thuộc độ giầu vật chất hữu cơ trong đá và theo kinh nghiệm của người phân tích (M1). Mẫu được đốt trong oxy ở nhiệt độ 800-1200°C trong 20 phút, toàn bộ cacbon hữu cơ trong mẫu sẽ bị oxy hóa thành CO2 và hơi nước. Hỗn hợp khí này được dẫn qua ống hấp phụ CO2 có nhồi sillicogen. Lượng sản phẩm này được dẫn qua bẫy hấp thụ CO2 sẽ làm tăng trọng lượng của bẫy, cân lại bẫy để xác định khối lượng CO2 đã được sinh ra và hấp thụ trong quá trình đốt mẫu (M2).
Trong quá trình đốt mẫu, phản ứng oxy hóa xảy ra như sau: Chc+O2 → H2O + CO2 (1)
Tổng hàm lượng cacbon hữu cơ trong mẫu sẽ được tính bằng % trọng lượng cacbon hữu cơ trong mẫu đá theo công thức
(%) 100 . k . Mo M F . M 100 . Mo F . M TOC 1 2 2 Mo s Mc k . Trong đó:
- Mo: Khối lượng mẫu ban đầu (chưa loại cacbonat)
- M1: Khối lượng mẫu (đã loại cacbonat) đưa vào buồng đốt - M2: Khối lượng CO2 thu được sau phân tích
- F: Hệ số chuyển đổi [F= 12/(12+23) =0.273] - k : Hàm lượng cacbonat và Silicat đã bị loại bỏ - Mc.s: khối lượng cacbonat và silicat
Thông thường, những mẫu có hàm lượng vật chất hữu cơ đạt tiêu chuẩn đá mẹ từ mức trung bình trở lên (TOC >0.5%) sẽ được phân tích tiếp các chỉ tiêu.
3.2.2. Phƣơng pháp phân tích nhiệt phân Rock-Eval
Nhiệt phân tiêu chuẩn Rock-Eval là phương pháp phân tích địa hóa được sử dụng rộng rãi nhất hiện nay, đây là phương pháp khá quan trọng trong nghiên cứu địa chất dầu khí. Phương pháp này cho phép phân tích nhanh một lượng mẫu rất nhỏ, rút ngắn được thời gian cũng như chi phí phân tích.
Một lượng khoảng 5-10 mg mẫu đá đã được làm sạch, loại bỏ tạp chất nghiền nhỏ tới cỡ hạt 0.1-0.25mm, đốt với nhiệt độ tăng dần theo chương trình đã định sẵn từ 100°C đến 550°C trong môi trường khí trơ (khí He hoặc N2 tinh khiết). Trong quá trình đốt nóng, các sản phẩm thoát ra được ghi nhận bằng detechter và máy tự ghi. Các chỉ tiêu thu được từ phép phân tích này cho phép đánh giá độ giầu vật chất hữu cơ trong đá mẹ và xác định sơ bộ loại vật chất hữu cơ, khả năng sinh hydrocacbon (dầu/khí) của vật chất hữu cơ trong chúng.
Hình 3.1. Sơ đồ kết quả nhiệt phân Rock-Eval
S1 (mgHC/gđá): Lượng hydrocacbon tự do có trong đá được giải phóng ở
S2 (mgHC/gđá): Lượng hydrocacbon tiếp tục được giải phóng trong quá trình cracking kerogen khi tiếp tục tăng nhiệt độ từ 300°C đến 550°C tính bằng mgHC/g đá.
S3 (mg/g): Lượng khí cacbonic và nước (CO2 và H2O) giải phóng trong quá
trình nhiệt phân
Tmax (°C): Nhiệt độ ứng với đỉnh cực đại của pic S2
Một số thông số liên quan:
HI - Chỉ số hydrogen : 100 . 2 TOC S HI (mgHC/gTOC).
Là chỉ số để phân tích đá mẹ và trong các biểu đồ tương quan giữa HI và Tmax để xác định loại Kerogen.
OI - Chỉ số oxygen : 100 . 3 TOC S OI (mgCO2/gTOC)
Chỉ số OI được sử dụng kết hợp với HI trên sơ đồ để xác định loại Kerogen và đánh giá tương đối độ trưởng thành của đá mẹ.
PI - Chỉ số sản phẩm : 2 1 1 S S S PI
Chỉ số PI giúp ta xác định các Hydrocacbon được sinh ra có khả năng tham gia vào quá trình di cư nếu như PI >0.3. Nếu là vật chất hữu cơ sinh dầu tại chỗ thì PI thay đổi từ 0.1 – 0.3
PP - Chỉ số tiềm năng :
PP = S1 + S2 (mg HC/g đá)
PP là chỉ số phản ánh tổng tiềm năng sinh của đá mẹ, PP càng cao thì khả năng sinh càng lớn. Trên biểu đồ tương quan PP - TOC có thể xác định khả năng sinh sản phẩm của đá mẹ là dầu hay khí.
3.2.3. Phƣơng pháp chiết Bitum
Bitum là một thành phần của Kaustobiolit. Nó được hòa tan trong dung môi hữu cơ như CHCl3, CS2, … Các dung môi hữu cơ này vì thế mà được dùng để chiết bitum từ mẫu đá, mỗi loại Bitum khác nhau được dùng để chiết các Bitum khác nhau .
Phương pháp này khai thác tính chất hòa tan của Bitum trong dung môi hữu cơ và tính chất sôi ở nhiệt độ thấp của dung môi hữu cơ sẽ đảm bảo mẫu không bị biến đổi trong quá trình chiết và tách thành phần bitum. Quá trình hòa tan bitum xảy ra triệt để hơn khi có xúc tác nhiệt. Có thể chiết bitum bằng hệ thống Sokleck hoặc