Bước vào Miocen sớm quá trình giãn đáy Biển Đông theo phương Tây Bắc – Đông Nam đã yếu đi và nhanh chóng kết thúc vào cuối Miocen sớm (17tr.năm), tiếp theo là quá trình nguội lạnh vỏ. Trong thời kỳ đầu Miocen sớm các hoạt động đứt gãy vẫn còn xảy ra yếu và chỉ chấm dứt hoàn toàn từ Miocen giữa.
Tuy nhiên, ở bể Cửu Long vẫn xảy ra các hoạt động tái căng giãn yếu, lún chìm từ từ trong Miocen sớm và hoạt động núi lửa ở một số nơi, đặc biệt ở phần Đông Bắc bể.
Vào cuối Miocen sớm trên phần lớn diện tích bể diễn ra biến cố chìm sâu bể với sự thành tạo tầng “sét Rotalid” biển nông rộng khắp, được coi là tầng đánh dấu địa tầng và cũng là tầng chắn khu vực khá tốt cho toàn bể. Cuối Miocen sớm, toàn bể trải qua quá trình nâng khu vực và bóc mòn yếu, bằng chứng là tầng sét Rotalid chỉ bị bào mòn từng phần và vẫn duy trì tính phân bố khu vực của nó.
Vào Miocen giữa có một pha nâng lên dẫn dến sự tái thiết lập điều kiện môi trường sông ở phần Tây Nam bể, còn phần Đông – Đông Bắc bể điều kiện ven bờ vẫn tiếp tục được duy trì.
Miocen muộn được đánh dấu bằng sự lún chìm mạnh ở Biển Đông và phần rìa của nó, khởi đầu quá trình thành tạo thềm lục địa hiện tại Đông Việt Nam. Núi lửa hoạt động tích cực ở phần Đông Bắc bể Cửu Long, Nam Côn Sơn và phần đất liền Nam Việt Nam. Từ Miocen muộn bể Cửu Long đã hoàn toàn thông với bể Nam Côn Sơn, các hệ thống sông Cửu Long và sông Đồng Nai trở thành nguồn cung cấp trầm tích cho cả hai bể. Các trầm tích hạt thô được tích tụ trong môi trường ven bờ ở phần Nam bể và môi trường biển nông trong ở phần Đông Bắc bể.
Pliogen là thời gian biển tiến rộng lớn và có lẽ đây là lần đầu tiên toàn bộ vùng Biển Đông hiện tại nằm dưới mực nước biển. Các trầm tích hạt mịn hơn được vận chuyển vào vùng bể Cửu Long và xa hơn tích tụ vào vùng bể Nam Côn Sơn trong điều kiện nước sâu hơn.
CHƯƠNG 4. TIỀM NĂNG DẦU KHÍ CỦA BỂ CỬU LONG VÀ LÔ 09-1. 4.1: Biểu hiện dầu khí và các tích tụ dầu khí.
Đến nay, bể Cửu Long đã phát hiện trên 20 cấu tạo có chứa dầu khí, trong đó có hơn 10 phát hiện thương mại như: Bạch Hổ, Rồng, Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng, Hồng Ngọc, Rạng Đông, Cá Ngừ Vàng… và mới đây là các mỏ như Mèo Trắng, mỏ X sắp được đưa vào khai thác.
Phần lớn các mỏ phân bố trên khối nâng Trung Tâm và đới nâng phía Tây Bắc. Các mỏ dầu đều thuộc loại nhiều vỉa (trừ mỏ Đông Nam Rồng chỉ 1 thân dầu trong móng, Mèo Trắng và A chỉ có trong trầm tích Miocen dưới). Các thân khoáng nằm phổ biến ở cả 3 play: Miocen dưới, Oligocen và móng nứt nẻ trước Kainozoi. Tuy nhiên dầu ở trong móng vẫn là chủ yếu.
Trong lô 09-1, các mỏ đã phát hiện là Bạch Hổ, Rồng (Đông Rồng, Trung tâm Rồng, Nam Rồng, Đông Nam Rồng), và mới đây là các mỏ Mèo Trắng, A (dầu được phát hiện trong tầng Miocen dưới).
Tất cả các phát hiện dầu khí đều gắn với các cấu tạo dương nằm trong phần lún chìm sâu của bể với chiều dày trầm tích trên 2.000m tại phần đỉnh. Các cấu tạo này đều có liên quan đến sự nâng cao của khối móng bị chôn vùi trước Oligocen. Xung quanh khối móng nhô này thường nằm gá đáy là các trầm tích Oligocen dày và có thể cả Eoxen là những tầng sinh dầu chính của bể. Dầu được sinh mạnh mẽ tại các tầng này vào thời cuối Miocen rồi dồn nạp vào bẫy đã được hình thành trước đó.
4.2: Đặc điểm đá sinh.
Theo đặc điểm trầm tích và quy mô phân bố của các tập sét lô 09-1 và bể Cửu Long nói chung, có thể phân ra 3 tầng đá mẹ:
Tầng sét Miocen dưới (𝑁11) có bề dày từ 250m ở ven rìa đến 1.250m ở trung tâm bể.
Tầng sét của Oligocen trên (𝐸32) có bề dày từ 100m ở ven rìa và tới 1.200m ở trung tâm bể.
Tầng sét Oligocen dưới + Eoxen (𝐸31 + 𝐸2) có bề dày từ 0m đến 600m ở phần trũng trung tâm bể.
4.2.1: Độ phong phú vật chất hữu cơ.
Trong Miocen dưới có carbon hữu cơ thuộc loại trung bình, TOC dao động từ 0,6% – 0,87% Wt, các giá trị S1 và S2 thuộc loại nghèo (S1 từ 0,5 – 1,2 kg HC/ t.đá, S2 từ 0,8 – 1,2 kg HC/t.đá), chưa có đủ khả năng sinh Hydrocarbon (HC). Vì vậy, dầu trong tầng này là các sản phẩm di cư từ nơi khác đến (HI = 113 – 216,7 kg HC/t.TOC).
Tầng Oligocen trên rất phong phú vật chất hữu cơ loại rất tốt, TOC dao động từ 3,5% – 6,1% Wt, các chỉ tiêu S1 và S2 có giá trị rất cao (S1 từ 4 – 12 kg HC/ t.đá, S2 từ 16,7 – 21 kg HC/t.đá ), giá trị HI đạt 477,1 kg HC/t.TOC.
Hình 4.1: Mức độ trưởng thành vật chất hữu cơ (Địa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam)
Vật chất hữu cơ tầng Oligocen dưới + Eoxen thuộc loại tốt và rất tốt. TOC = 0,97% - 2,5% Wt, với các chỉ tiêu S1 = 0,4 - 2,5 kg HC/t.đá và S2 = 3,6 – 8,0 kg HC/t.đá. Ở tầng này, lượng Hydrocarbon trong đá mẹ giảm hẳn so với tầng trên vì đã sinh dầu và giải phóng phần lớn Hydrocarbon vào đá chứa. Vì vậy, chỉ tiêu HI chỉ còn 163,6 kgHC/t.đá.
4.2.2: Loại vật chất hữu cơ và môi trường tích tụ.
Đối với tầng đá mẹ Miocen dưới, loại vật chất hữu cơ thuộc loại III là chủ yếu (thực vật bậc cao), có xen kẽ loại II, chỉ tiêu Pr/Ph đạt 1,49 – 2,23 chứng tỏ chúng được tích tụ trong môi trường cửa sông, đồng bằng ngập nước và có xen kẽ biển nông.
Đối với tầng đá mẹ Oligocen trên, vật chất hữu cơ chủ yếu thuộc loại II (động thực vật bậc thấp), thứ yếu là loại I (rong tảo) và ít hơn là loại III. Chỉ tiêu Pr/Ph phổ biến 1,6 – 2,3 phản ánh chúng được tích tụ trong môi trường cửa sông, vùng nước lợ - biển nông, một số ít trong môi trường đầm hồ.
Đối với tầng đá mẹ Oligocen dưới + Eoxen, loại vật chất hữu cơ của tầng này chủ yếu loại II, thứ yếu là loại III, không có loại I. Các giá trị Pr/Ph cũng chỉ đạt 1,7 – 2,35, phản ánh điều kiện tích tụ cửa sông, nước lợ, gần bờ và một phần đầm hồ.
Hình 4.2: Môi trường thành tạo vật chất hữu cơ (Địa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam)
4.2.3: Độ trưởng thành của vật chất hữu cơ.
Mức độ trưởng thành của vật chất hữu cơ được xác định theo chỉ số phản xạ vitrinit
𝑅0. Khi 𝑅0 đạt đến 0,6 % - 0,8%, vật chất hữu cơ mới vào giai đoạn trưởng thành. Trong giai đoạn này chỉ giải phóng lượng nhỏ Hydrocarbon khí và lỏng nhẹ ra khỏi đá mẹ. Khi vật chất hữu cơ bị chìm sâu và 𝑅0 đạt trên ngưỡng 0,8% mới có cường độ sinh dầu mạnh. Khi đó điều kiện tăng thể tích khí, HC lỏng, tăng áp suất, giảm độ nhớt, giảm lượng nhựa asphalten và giải phóng hàng loạt HC ra khỏi đá mẹ di cư vào bẫy chứa.
Theo kết quả phân tích 𝑅0 cho thấy, chỉ có các tầng đá mẹ Oligocen trên và Oligocen dưới + Eoxen mới đạt mức trưởng thành và trưởng thành muộn và cũng là nguồn cung cấp chủ yếu HC cho các bẫy chứa bể Cửu Long. Vì vậy, các chỉ tiêu Tmax và 𝑅0 thường có giá trị cao hơn trong kerogen (Tmax > 435𝑜− 446𝑜; 𝑅0>0.6%-0.8% )
4.2.4: Quy mô phân đới sinh dầu của các tầng đá mẹ.
Đới sinh dầu mạnh của tầng Oligocen trên bao gồm chủ yếu phần trung tâm có diện tích khoảng 193 𝑘𝑚2. Diện tích đới sinh condensat chỉ tập trung ở phần lõm sâu nhất 24,5 𝑘𝑚2.
Đới sinh dầu mạnh và giải phóng dầu của tầng Oligocen dưới-Eoxen mở rộng ra ven rìa so với tầng Oligocen trên và đạt diện tích lớn hơn. Đới sinh dầu chiếm diện tích khoảng 576-580 𝑘𝑚2. Còn diện tích vùng sinh condensat đạt 146 𝑘𝑚2.
Hình 4.3: Sự biến đổi các chỉ số sinh dầu theo mặt cắt ngang qua trung tâm bể
4.3: Đặc điểm đá chứa.
Các đá chứa của các mỏ lô 09-1 bể Cửu Long được phát hiện là: - Đá chứa là đá móng trước Kainozoi.
- Đá chứa cát kết tuổi Oligocen (Hệ tầng Trà Tân) - Đá chứa cát kết Miocen dưới (Hệ tầng Bạch Hổ)
4.3.1: Đá móng trước Kainozoi.
Đá móng trước Kainozoi biến đổi thứ sinh, nứt nẻ mạnh được đánh giá là có tính chất chứa tốt. Phần lớn dầu trong bể Cửu Long được khai thác từ móng (Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông, Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng…). Thành phần bao gồm các đá: granit, granobiotit, inilit… dập vỡ và nứt nẻ có khả năng chứa dầu rất tốt. Nguyên nhân hình thành nứt nẻ, hang hốc do các yếu tố: sự co rút thể tích của đá magma khi nguội và quá trình kết tinh, vận động kiến tạo, biến đổi do tác động của dòng nhiệt dịch và quá trình phong hóa. Trên thực tế độ rỗng nguyên sinh thường kín, là những khoảng không nằm giữa đá tinh thể, ít có ý nghĩa thấm chứa, nhưng chúng lại có ý nghĩa đáng kể tạo thành các đới xung yếu, dễ bị dập vỡ khi có tác động từ bên ngoài. Độ rỗng thứ sinh có vai trò quan trọng đối với đá móng nứt nẻ, bao gồm độ rỗng nứt nẻ và độ rỗng hang hốc. Độ rỗng mở trung bình theo thể tích đá trên các mỏ đang khai thác thay đổi trong khoảng 0.5%-2,9%, độ thấm khí trung bình dao động từ 2,9-16,5mD, độ bão hòa nước dư từ 44% - 55% (theo tài liệu năm 2006). Nhìn chung, đá móng nứt nẻ có chất lượng tốt, nhiều giếng khoan cho dòng tới hơn 1000 𝑚3/ngày.
Trong lô 09-1, chúng ta bắt gặp tầng chứa móng ở mỏ Bạch Hổ, Rồng (Trung tâm Rồng, Đông Rồng, Đông Nam Rồng, Nam Rồng.)
Theo thiết kế, giếng khoan X-1X đi qua phần nâng của móng. Nhưng do gặp sự cố nên hướng của GK X-1X đã xuyên qua cánh sụt của móng nên kết quả thử vỉa tại móng không cho dòng dầu.
4.3.2: Đá chứa cát kết Oligocen.
Cát kết Oligocen dưới:
Thành phần chủ yếu là arkos - lithic, đôi chỗ nằm xen kẽ với các tập đá núi lửa dày, có nguồn gốc quạt bồi tích, sông ngòi nằm trên đá móng kết tinh chuyển sang môi trường tiền châu thổ (prodelta) và đầm hồ ở phần sâu của bể. Cát hạt thô đến trung
bình, chứa cuội, sạn, có màu xám, xám nâu với độ lựa chọn kém. Xi măng gắn kết là kaolinit, thủy mica, clorit và carbonat kiểu lấp đầy và tiếp xúc. Độ rỗng trong cát kết Oligocen dưới có thể đạt tới 18%, trung bình là 12 – 16%. Độ thấm dao động khoảng 1 – 250 mD. Tại phần giữa và trên của mặt cắt Oligocen dưới cát kết có chất lượng tốt hơn, theo chiều sâu tính chất thấm chứa của đá có xu hướng giảm do ảnh hưởng của quá trình tạo đá và nén ép mạnh.
Cát kết Oligocen trên:
Chủ yếu là hạt mịn, xen lớp mỏng với sét, bột, đôi khi với các tập đá núi lửa phát triển rộng trên diện tích của bể. Các vỉa dầu chủ yếu được phát hiện trong tầng này như ở mỏ Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông, Sư Tử Đen. Cát kết chủ yếu là arkos, arkos – lithic. Vật liệu trầm tích nguồn cung cấp liên quan tới các khối magma axit ở gần, tích tụ trong môi trường đầm hồ cửa sông, đầm lầy, vũng vịnh thủy triều, trong điều kiện khử với ảnh hưởng của biển tăng dần về phía Đông Bắc. Đá chứa là các tập cát bột kết, thành tạo trong môi trường delta: lòng sông, đồng bằng ngập lụt, tiền châu thổ (prodelta) và biển nông. Độ rỗng 12- 21%, trung bình là 14%, độ thấm từ 2- 26 mD.
Đây là đối tượng chứa dầu của các mỏ Bạch Hổ, Rồng trong lô 09-1, nhưng trong cấu tạo X, tầng Oligocen chưa được nghiên cứu chi tiết và vẫn thuộc dạng tiềm năng.
4.3.3: Đá chứa cát kết Miocen hạ.
Trầm tích cát kết thuộc hệ tầng Bạch Hổ dưới là tầng chứa chủ yếu trong Miocen hạ. Ở đây, mỏ X cũng có các vỉa dầu khí có đá chứa cát kết Miocen hạ, vỉa bao gồm các lớp cát khá dày (60%), độ rỗng là 13-25%, trung bình là 19%, độ thấm trung bình là 137 mD. Theo đặc điểm thạch học và môi trường trầm tích phân thành ba phần rõ rệt:
Phần trên:
Thành phần gồm cát kết màu xám nhạt, xám xanh, cát có độ hạt mịn đến trung bình, độ chọn lọc từ trung bình đến tốt. Đôi chỗ là cát hạt thô, thành phần chủ yếu là fenspat, thạch anh.
Phần giữa:
Chủ yếu là cát được trầm tích trong môi trường đầm hồ nước ngọt, chịu ảnh hưởng của môi trường nước lợ và đồng bằng bồi tích. Cát kết có độ hạt từ mịn đến thô, độ chọn lọc từ kém đến rất tốt, dạng bán tròn cạnh đến tròn cạnh.
Phần dưới:
Bao gồm các tập cát xen kẹp hình thành trong môi trường đầm hồ nước ngọt chịu ảnh hưởng của nước lợ và điều kiện đầm hồ gần bờ. Các vỉa cát có độ hạt trung bình đến mịn, độ chọn lọc trung bình, khả năng thấm chứa tốt và đây cũng là tầng chứa trong các mỏ đang khai thác của bể Cửu Long.
Dầu có trong những vỉa cát này gặp khá phổ biến trên hầu khắp các cấu tạo như: Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông, Phương Đông, Hồng Ngọc, Pearl, Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng. Các thân dầu trong cấu tạo X cũng thuộc tầng Miocen dưới và cũng là đối tượng chứa dầu chính của cấu tạo X.
4.4: Đặc điểm đá chắn.
Từ các kết quả của các giếng khoan tìm kiếm và thăm dò cùng tài liệu địa chất khu vực có thể thấy ở bể Cửu Long nói chung cũng như lô 09-1 có chứa cấu tạo X nói riêng tồn tại 1 tập chắn khu vực và 3 tầng chắn địa phương.
4.4.1: Tầng chắn mang tính khu vực.
Bao gồm các tập sét khá sạch Miocen sớm (Hệ tầng Bạch Hổ). Tập sét Rotalid (tầng sét chứa nhiều Rotalia) nằm ở phần trên của hệ tầng Bạch Hổ đóng vai trò hết sức quan trọng đối với các vỉa sản phẩm. Đá có cấu tạo khối, hàm lượng sét cao (90 – 95%), kiến trúc thuộc loại phân tán, mịn. Thành phần chủ yếu là montmorilonit, thứ yếu là hydromica, kaolinnit, hỗn hợp (hydromica-montmorilonit) và ít clorit với kích thước hạt rất mịn và chiều dày từ 20 đến 300 m. Diện phân bố của tầng chắn này có mặt trên mọi vị trí trên cấu tạo này.
4.4.2: Tầng chắn mang tính địa phương.
Các tập sét xen kẽ trong Miocen và Oligocen là các tầng sét mang tính địa phương nhưng cũng rất quan trọng đối với các vỉa sản phẩm, bao gồm ba tầng chắn địa phương tương tự như đối với bể Cửu Long.
Tầng chắn mang tính địa phương I:
Tầng chắn Miocen được thành tạo trong môi trường biển nông, chứa nhiều sét (>50%) với chiều dày ổn định nằm phủ trực tiếp lên các vỉa sản phẩm 23, 24. Chiều dày dao động từ 60 – 150m. Hệ số phân lớp 0,1 – 0,47. Sét phân lớp dày, phát triển rộng khắp trong phần trũng sâu của bể.
Tầng chắn mang tính địa phương II:
Tầng sét thuộc hệ tầng Trà Tâm giữa và trên phát triển chủ yếu trong phần trũng sâu của bể. Chiều dày tầng sét dao động từ 0 đến vài trăm mét. Sét có nguồn gốc đầm hồ, tiền delta, phân lớp dày và có khả năng chắn tốt. Đây là tầng chắn quan trọng, quyết định sự tồn tại của các bẫy chứa là móng nứt nẻ trước Kainozoi.
Tầng chắn mang tính địa phương III:
Tầng sét thuộc hệ tầng Trà Cú. Đây là tầng chắn mang tính cục bộ, có diện tích phân bố hẹp. Chúng thường phát triển bao quanh các khối nhô móng cổ, rất hiếm khi phủ kín cả phần đỉnh của khối nâng móng. Sét chủ yếu là đầm hồ, phân lớp dày, có khả năng chắn khá tốt, đặc biệt là đối với các thân cát lòng sông nằm dưới hoặc trong