Đánh giá khả năng dịch chuyển của hydrocacbon từ đá mẹ là nghiên cứu nhằm xác định xem hydrocacbon đã có khả năng bứt tách khỏi đá mẹ để tham gia vào quá trình di chuyển hay chưa? Bao nhiêu hydrocacbon tham gia vào quá trình di chuyển? Thời gian hydrocacbon bắt đầu di chuyển khỏi đá mẹ? Bằng chứng chứng minh sự di chuyển của hydrocacbon từ đá mẹ? Từ đó có thể xác minh được nguồn cung cấp hydrocacbon cho các bẫy chứa. Xác định được nguồn cung cấp dầu khí cho các tích tụ có một ý nghĩa rất quan trọng trong công tác tìm kiếm, thăm dò dầu khí.
Hydrocacbon sau khi được sinh ra không phải ngay lập tức tham gia vào quá trình di chuyển đến tích tụ trong đá chứa để tạo thành khoáng thể dầu khí mà nó cần phải đạt đến một giá trị định lượng nhất định nào đó khi mà lực tương tác giữa đá và các phân tử hydrocacbon không cò giữ được các phân tử hydrocacbon bám trên bề mặt đá. Đánh giá khả năng hydrocacbon bứt tách từ đá mẹ tham gia vào di chuyển thường được các nhà nghiên cứu địa chất dựa vào hai tham số địa hoá chủ yếu là Rº và PI, theo đó: khi các giá trị Rº>0.72% và PI≥0.3 chứng tỏ hydrocacbon được sinh đã sẵn sang bứt tách khỏi đá mẹ để tham gia vào di chuyển thứ sinh lấp đầy bẫy chứa tạo thành các tích tụ dầu khí.
Lượng hydrocacbon sinh ra từ đá mẹ tham gia vào quá trình dịch chuyển chính là Tiềm năng dịch chuyển được tích toán ở phần trên Qdc.
Người ta xác định nguồn sinh hydrocacbon nhờ so sánh dầu thô với đá mẹ thông qua các sơ đồ thể hiện các thông số địa hoá và các đồ thị, dải sắc ký khí n Ankan C15+
Xác định được thời gian hydrocacbon di chuyển khỏi đá mẹ là rất quan trọng vì nếu bẫy chứa không được tạo ra từ trước hoặc đồng thời với thời gian di chuyển của Hydrocacbon thì toàn bộ hydrocacbon được sinh ra và di chuyển khỏi đá mẹ sẽ bị thất thoát. Xác định thời gian dầu khí bắt đầu di chuyển khỏi đá mẹ là xác định thời gian đá mẹ bước vào giai đoạn tạo dầu mạnh nhất tương ứng với Rº ≥ 0.72% và TTI ≥ 85; điều này chỉ có thể thực hiện được thông qua xây dựng các sơ đồ khôi phục lịch sử chôn vùi kết hợp tái tạo nhiệt độ cổ. Đây là công việc rất phức tạp, khó khăn, dễ sai sót. Ngày nay, với sự trợ giúp của kỹ thuật máy tính người ta đã xây
dựng được các phần mềm để xây dựng mô hình địa hoá, làm tăng độ chính xác và đơn giản hơn.
Chƣơng 4. ĐẶC ĐIỂM ĐỊA HÓA ĐÁ MẸ LÔ 11-2
Từ các nghiên cứu đặc điểm trầm tích khu vực kết hợp phân tích kết quả nghiên cứu các mẫu địa hóa lấy từ các giếng khoan (nhiệt phân tiêu chuẩn Rock – Eval) cho thấy trong các mặt cắt trầm tích của tất cả các phân vị địa tầng từ Oligocen – Pliocen – Đệ Tứ đều tồn tại các tập sét lẫn sét than chứa VCHC ở các mức độ khác nhau từ trung bình đến tốt có khả năng sinh dầu khí.
Kết quả phân tích các mẫu địa hóa tại các giếng khoan trong lô 11.2 do Trung tâm phân tích của Viện Dầu Khí Việt Nam được lưu trữ tại Trung tâm Lưu trữ, Viện Dầu Khí Việt Nam được tập hợp tại bảng dưới đây:
Bảng 4.1. Các mẫu địa hóa được phân tích tại một số GK trong lô 11.2
(Theo tài liệu VPI, 2014)
Giếng khoan Độ sâu (m) Tuổi kết thúc GK Chỉ tiêu phân tích RE Ro GC GCMS 11.2-F-1X 4590 Oligocen X X 11.2-H-1X 3928 Oligocen X X 11.2-G-1RX 4024 Mioxen X X X 11.2-D-1RX 4225 Oligocen X X 11.2-E-1XST 4731 Oligocen X X X X