Luận văn Đặc điểm phát triển địa chất của bể Cửu Long và tiềm năng dầu khí

................................................................ Error! Bookmark not defined. Hình 4.5: Biểu đồ xác định tiềm năng sinh hydrocacbon của VCHC tầng Miocen dưới bể Cửu Long ................................................. Error! Bookmark not defined. Hình 4.6: Sơ đồ phân bố TOC (%) tầng Oligocen trênError! Bookmark not defined. Hình 4.7: Sơ đồ phân bố S2 tầng Oligocen trên .... Error! Bookmark not defined. Hình 4.8: Biểu đồ xác định nguồn gốc VCHC trầm tích Oligocen trên bể Cửu Long...................................................................... Error! Bookmark not defined. Hình 4.9: Tiềm năng sinh hydrocarbon của VCHC tầng Oligocen trên ....... Error! Bookmark not defined. Hình 4.10: Biểu đồ xác định môi trường tích lũy VCHC tầng Oligocen trên bể Cửu Long .............................................................. Error! Bookmark not defined. 7 Hình 4.11: Sơ đồ phân bố TOC (%) tầng Oligocen dưới + Eocen trên ....... Error! Bookmark not defined. Hình 4.12: Biểu đồ xác định tiềm năng sinh hydrocacbon của VCHC tầng Oligocen dưới bể Cửu Long ................................. Error! Bookmark not defined. Hình 4.13: Biểu đồ xác định nguồn gốc VCHC trong trầm tích Oligocen dưới .............................................................................. Error! Bookmark not defined. Hình 4.14: Biểu đồ xác định môi trường tích lũy VCHC tầng Oligocen trên bể Cửu Long ........................................................ Error! Bookmark not defined. Hình 4.15: Granit bị dập vỡ bởi nhiều hệ thống nứt nẻ tại núi Lớn Vũng Tàu (a) và bãi biển Long Hải (b) ............................................ Error! Bookmark not defined. Hình 4.16: Phân bố dị thường áp suất theo chiều sâu bể Cửu Long ............. Error! Bookmark not defined. Hình 4.17: Cát kết tập E nứt nẻ lấp đầy khoáng vật thứ sinh, Rạng Đông, độ sâu 2999,3m (a). Cát kết Oligocen BH-10, độ sâu 4040,3m, với kẽ nứt nẻ (b) ... Error! Bookmark not defined. Hình 4.18: Sự phân bố các tầng chắn trên mặt cắt địa chấnError! Bookmark not defined. Hình 4.19: Các phát hiện dầu khí bể Cửu Long .... Error! Bookmark not defined. Hình 4.20: Bẫy dầu khí trong móng được khoanh bởi hình chữ nhật ........... Error! Bookmark not defined. 8 Hình 4.21: Sự di chuyển dầu khí từ trầm tích Đệ tam vào móng nứt nẻ ....... Error! Bookmark not defined. Hình 4.22: Bẫy trong móng phù hợp với vòm nâng trong trầm tích Đệ tam .. Error! Bookmark not defined. Hình 4.23: Minh họa sự di chuyển hydrocacbon từ các tầng sinh vào các bẫy trên mặt cắt địa chấn .................................................... Error! Bookmark not defined. 9 MỞ ĐẦU 1. Lý do chọn đề tài Trong các bể trầm tích Đệ tam trên thềm lục địa Việt Nam, bể Cửu Long được xếp hàng đầu về mức độ nghiên cứu cũng như tính hấp dẫn về phương diện kinh tế Dầu khí. Trữ lượng và tiềm năng dự báo khoảng 700 – 800 triệu m3 quy đổi dầu chiếm khoảng 20% tổng trữ lượng tiềm năng toàn quốc. Bể được lấp đầy bởi các trầm tích lục nguyên, đôi chỗ chứa than với bề dày ở phần Trung tâm đạt trên 8000m và mỏng dần về phía các cánh. Hoạt động dầu khí ở đây được triển khai từ đầu những năm 1970, đến nay đã khoan thăm dò và phát hiện dầu trong Oligoxen, Mioxen dưới và móng phong hoá nứt nẻ. Dầu được khai thác đầu tiên ở mỏ Bạch Hổ cho đến nay đã có thêm nhiều mỏ được đưa vào khai thác là mỏ Rồng, Rạng Đông và Ruby và nhiều phát hiện dầu khí khác cần được thẩm lượng. Đặc biệt việc mở đầu phát hiện dầu trong móng phong hoá nứt nẻ ở mở Bạch Hổ là sự kiện nổi bật nhất, không những làm thay đổi phân bố trữ lượng và đối tượng khai thác mà còn tạo ra một quan niệm địa chất mới cho việc thăm dò dầu khí ở thềm lục địa Việt Nam.Với khoảng 100 giếng khai thác dầu từ móng của 4 mỏ Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông, và Ruby cho lưu lượng giếng hàng trăm tấn/ngày đêm, có giếng đạt tới trên 1000tấn/ngày đêm đã và đang khẳng định móng phong hoá nứt nẻ có tiềm năng dầu khí lớn là đối tượng chính cần được quan tâm hơn nữa trong 10 công tác tìm kiếm thăm dò và khai thác dầu khí trong tương lai của bể Cửu Long và vùng kế cận. Ngoài ra các dạng bẫy phi cấu tạo trong trầm tích Oligocen là đối tượng hy vọng có thể phát hiện các mỏ dầu khí mới ở đây. Tuy nhiên theo đánh giá một cách có cơ sở thì đến nay con số đã được phát hiện chiếm khoảng 71% và trữ lượng chưa phát hiện là khoảng 29%. Như vậy gần 1/3 trữ lượng chưa xác định rõ sự phân bố và thuộc đối tượng nào. Câu hỏi đặt ra cho ta phải suy nghĩ về phương hướng và cách tiếp cận để mở rộng công tác tìm kiếm và thăm dò ở khu vực này. Vì lý do đó mà học viên đã chọn bể trầm tích này để làm luận văn với tiêu đề: Đặc điểm phát triển địa chất của bể Cửu Long và tiềm năng dầu khí. 2. Mục tiêu của luận văn - Nghiên cứu các đặc điểm phát triển địa chất nhằm làm sáng tỏ quá trình hình thành, phát triển các cơ chế thành tạo và phạm vi ranh giới của bể Cửu Long - Xác định đặc điểm địa chất, các phân vị địa tầng của bể - Xác định đặc điểm cấu trúc, kiến tạo, hệ thống đứt gãy, hoạt động núi lửa và các pha nghịch đảo kiến tạo trong Kainozoi - Nghiên cứu đặc điểm hệ thống dầu khí nhằm đánh giá và dự báo tiềm năng dầu khí của bể 3. Kết quả đạt được của luận văn 11 Làm sáng tỏ các đặc điểm phát triển địa chất trong Kainozoi và tiềm năng khoáng sản dầu khí của bể trầm tích Cửu Long 4. Ý nghĩa Khoa học Các kết quả đạt được của luận văn này có thể làm sáng tỏ thêm quá trình lịch sử phát triển địa chất trong Kainozoi và các yếu tố khác trong hệ thống dầu khí như đá sinh, đá chứa, đá chắn, bẫy, thời gian sinh thành và dịch chuyển khi dầu khí sinh ra từ các tập đá mẹ đến nạp vào các bẫy. Kết quả này có thể là tài liệu tham khảo tốt cho các nhà lãnh đạo hoạch định phương hướng chiến lược tìm kiếm tiếp theo trong thời gian tới 5. Ý nghĩa thực tiễn Kết quả nghiên cứu của luận văn này có thể áp dụng một phần trong công tác tìm kiếm – thăm dò và khai thác dầu khí ở bể Cửu Long trong thời gian tới. 6. Lời cảm ơn Luận văn được hoàn thành dưới sự hướng dẫn tận tình của PGS. TS Tạ Trọng Thắng, Chủ nhiệm Bộ môn Địa chất Dầu khí, Khoa Địa chất, Trường ĐHKHTN, ĐHQGHN. Trong quá trình xây dựng và hoàn thiện bản luận văn, học viên cũng đã được KS. Trần Hữu Thân, cán bộ TTNC Biển và Đảo, các thầy cô trong Bộ môn Địa chất Dầu khí và cán bộ của TTNC Biển và Đảo giúp đỡ tận tình, cung cấp tài liệu và phương tiện để học viên hoàn thành được bản luận văn này. 12 Nhân dịp này học viên xin bày tỏ lòng biết ơn chân thành tới tất cả mọi người đã quan tâm, giúp đỡ trong suốt quá trình xây dựng và viết luận văn. Học viên cũng xin gửi tới gia đình, người thân và bè bạn đã tạo mọi điều kiện cho học viên hoàn thành nhiệm vụ của mình. Học viên xin trân trọng cảm ơn. 13 CHƯƠNG 1: VỊ TRÍ ĐỊA LÝ, VÀ LỊCH SỬ NGHIÊN CỨU ĐỊA CHẤT DẦU KHÍ BỂ CỬU LONG 1.1. VỊ TRÍ ĐỊA LÝ BỂ CỬU LONG Bể trầm tích Kainozoi Cửu Long nằm ở vị trí có toạ độ địa lý trong khoảng 9o00’ - 11o00’ vĩ độ Bắc và 106o30’ - 109o00’ kinh độ Đông, nằm chủ yếu trên thềm lục địa phía Nam Việt Nam và một phần đất liền thuộc khu vực cửa sông Cửu Long còn phần lớn nằm trên thềm lục địa Việt Nam. Bể có hình bầu dục, nằm dọc theo bờ biển Vũng Tàu – Bình Thuận. Bể Cửu Long được xem là bể trầm tích Kainozoi khép kín điển hình của Việt Nam. Tuy nhiên, nếu tính theo đường đẳng dày trầm tích 1000m thì bể có xu hướng mở về phía ĐB, phía Biển Đông hiện tại. Bể Cửu Long tiếp giáp với đất liền về phía Tây Bắc, ngăn cách với bể Nam Côn Sơn và đới nâng Côn Sơn, phía TN là đới nâng Khorat- Natuna và phía ĐB là đới cắt trượt Tuy Hòa ngăn cách với bể Phú Khánh. Bể có diện tích khoảng 36.000 km2 , bao gồm các lô: 9,15, 16, 17 và một phần của các lô: 1, 2, 25 và 129. Bể được bồi lấp chủ yếu bởi trầm tích lục nguyên Đệ Tam, chiều dày lớn nhất tại trung tâm bể có thể đạt tới 8 km (Hình 1.1, Hình 1.2) 14 Hình 1.1: Vị trí Bể Cửu Long (Nguồn: Địa chất và Tài nguyên dầu khí Việt Nam) 15 Hình 1.2: Mặt cắt địa chấn tuyến S18 cắt dọc bể Cửu Long (Nguồn: Tài liệu TTNC Biển và Đảo) 16 Hình 1.2: Mặt cắt địa chấn tuyến S18 cắt dọc bể Cửu Long (Nguồn: Tài liệu TTNC Biển và Đảo) 17 1.2. LỊCH SỬ NGHIÊN CỨU, TÌM KIẾM, THĂM DÒ VÀ KHAI THÁC DẦU KHÍ Trong công tác nghiên cứu, tìm kiếm thăm dò và khai thác dầu khí trên thềm lục địa Việt Nam, bể Cửu Long là một trong những nơi được tiến hành đầu tiên. Với thành quả phát hiện các mỏ Bạch Hổ và Rồng, Rạng Đông… đã đưa vào khai thác và một loạt các phát hiện khác đã nói lên tầm quan trọng của bể trầm tích này về dầu khí hiện đại và tương lai đối với Việt Nam gần đây càng được chú trọng và tập trung nghiên cứu thích đáng. Căn cứ vào quy mô, mốc lịch sử và kết quả thăm dò, lịch sử tìm kiếm thăm dò dầu khí của bể Cửu Long được chia ra thành các giai đoạn: 1.2.1. Giai đoạn trước năm 1975 Từ trước năm 1975 đã có nhiều công ty nước ngoài đầu tư tìm kiếm, thăm dò dầu khí ở bể này. Năm 1967 US Navy Oceanographic Office đã tiến hành khảo sát từ hàng không gần khắp lãnh thổ Miền Nam. Năm 1967 – 1968 hai tàu Ruth và Maria của Alpine Geophysical Corporation đã tiến hành đo 19.500km tuyến địa chấn ở phía Nam Biển Đông trong đó có tuyến cắt qua bể Cửu Long. Từ những năm 1969 – 1970 cùng với thềm phía Nam, bể Cửu Long đã được phủ mạng lưới địa chấn 30 x 50 km do công ty MANDREL tiến hành. Năm 1973 – 1974 đã đấu thầu trên 11 lô, trong đó có 3 lô thuộc bể Cửu Long là 09,15 và 16. Năm 1974, công ty Mobil trúng thầu trên lô 09 đã tiến hành khảo sát địa vật lý, chủ yếu là địa 18 chấn phản xạ 2D và tiến hành đo cổ từ và trọng lực với khối lượng là 3.000 km tuyến 2D. Vào cuối năm 1974 và đầu năm 1975 Công ty Mobil đã khoan giếng khoan tìm kiếm đầu tiên trong bể Cửu Long, giếng khoan BH – 1X ở phần đỉnh của cấu tạo Bạch Hổ. Kết quả thử vỉa đối tượng cát kết Miocen dưới ở chiều sâu 2.755 – 2.819m đã cho dòng dầu công nghiệp, lưu lượng dầu đạt 342m3 /ngày, đêm. Kết quả này đã khẳng định triển vọng và tiềm năng dầu khí của bể Cửu Long. 1.2.2. Giai đoạn sau năm 1975 Với sự thay đổi chính trị của đất nước năm 1975, công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí cũng có một bước ngoặt mới với nhiều thành quả đáng ghi nhận. Ngay sau khi thống nhất đất nước, năm 1976 Công ty địa vật lý CCG (Pháp) đã tiến hành khảo sát địa chấn 2D, các tuyến khu vực nhằm liên kết địa chất từ các lô 09, 16, 17 vào đất liền thuộc đồng bằng Cửu Long. Tổng cục dầu khí Việt Nam ngày đó đã tiến hành tìm kiếm, thăm dò ở một số vùng trong đồng bằng sông Cửu Long và đã tiến hành khoan tìm kiếm 2 giếng khoan CL – 1X và HG – 1X. Kết quả hai giếng khoan này cho phép các nhà địa chất dầu khí Việt Nam theo dõi sự thay đổi trong lát cắt trầm tích Đệ Tam trong khu vực này. Kết quả phân tích mẫu từ hai giếng khoan này cho thấy trầm tích Đệ Tam rất nghèo VCHC và hầu như không có khả năng sinh dầu. Tài liệu đánh giá địa hóa cho hai giếng khoan này chỉ dừng 19 lại ở đây với những kết quả sơ bộ như vậy. Tiếp sau, Công ty địa vật lý GECO (Nauy) đã khảo sát địa chấn 2D trên một số lô với tổng số chiều dài 11.898,5 km tuyến và để làm chi tiết trên cấu tạo Bạch Hổ công ty Geeo đã đo địa chấn với mạng lưới tuyến 2x2, 1x1. Deminex cũng đã hợp đồng thu nổ địa chấn và khoan 4 giếng trên các cấu tạo triển vọng của lô 15 và kết quả là gặp các biểu hiện dầu khí trong cát kết Miocen dưới và Oligocen. Các giếng khoan còn lại có tìm thấy các dấu hiệu của Hydrocacbon nhưng không đáng kể, vì vậy năm 1981 công ty Deminex đã ngừng công việc tìm kiếm thăm dò tại lô 15 và rút khỏi Việt Nam.Trong giai đoạn này sự kiện có ý nghĩa trọng đại trong ngành dầu khí Việt Nam là việc ký hiệp định giữa hai chính phủ Liên Xô cũ và Việt Nam nhằm tìm kiếm thăm dò dầu khí ở khu vực Bạch Hổ và Rồng. Năm 1987 công ty Địa vật lý Thái Bình Dương của Liên Xô đã tiến hành khảo sát địa chấn, tổng số tuyến khảo sát lên tới 3.000km, khối lượng công tác địa vật lý khá đồ sộ và chi tiết đã tạo tiền đề quan trọng để Công ty Vietsovpetro lựa chọn được các giếng khoan thăm dò thích hợp ở khu vực đấu thầu và đã phát hiện dầu thô trong trầm tích Oligocen và Miocen ở cấu tạo Bạch Hổ. Từ năm 1981, Tổng Cục Dầu Khí đã chú ý một cách thích đáng công tác nghiên cứu khoa học, vì vậy hàng loạt đề tài cấp nhà nước, cấp nghành được triển khai trên khắp các bể trầm tích vùng thềm lục địa Việt Nam. Từ năm 1986-1990, theo đơn đặt hàng của Xí Nghiệp Liên Doanh Dầu 20 khí Vietsovpetro, Viện Dầu khí đã tiến hành hàng loạt các đề tài nghiên cứu về cấu trúc và đánh giá tiềm năng dầu khí của bể Cửu Long. Có thể nói từ năm 1981 – 1990 là bước khởi đầu song cũng chính là thời kỳ phát triển mạnh mẽ công tác nghiên cứu địa hóa dầu khí ở bể Cửu Long nói riêng và Việt Nam nói chung đã để lại một mốc son quan trọng trong lĩnh vực địa hóa dầu khí ở nước ta. Điểm nổi bật trong giai đoạn này là XNLD Vietsovpetro đã khoan 04 giếng trên các cấu tạo Bạch Hổ và Rồng trong đó 03 giếng phát hiện các vỉa dầu công nghiệp trong cát kết Miocen dưới và Oligocen, tháng 9 năm 1988 Vietsovpetro phát hiện dầu trong đá móng granit nứt nẻ. Giai đoạn từ năm 1989 đến nay: Đây là giai đoạn phát triển mạnh mẽ nhất công tác tìm kiếm thăm dò và khai thác dầu khí ở bể Cửu Long. Hàng loạt các giếng khoan thăm dò và khai thác được tiến hành ở hai mỏ Rồng và Bạch Hổ cũng như các cấu tạo lân cận như Bà Đen 1X, Tam Đảo 1X, Ba Vì 1X. Công tác nghiên cứu về cấu trúc kiến tạo đá móng granitoit cũng như nghiên cứu địa hóa dầu khí được tiến hành mạnh mẽ hơn bao giờ hết. Sau việc phát hiện ra dầu thô trong đá móng granodiorit đã lôi cuốn các công ty nước ngoài mạnh dạn đầu tư vào tìm kiếm thăm dò bể Cửu Long. Năm 1995 phòng Địa chất tìm kiếm thăm dò thuộc Viện NHIPI đã sử dụng tài liệu địa vật lý giếng khoan, tài liệu địa chấn 3D liên kết chi tiết các tầng trầm tích chứa dầu khí Oligocen dưới khu vực ĐB mỏ Bạch Hổ, từ đó xác 21 định được mối quan hệ phân bố của tầng đá chứa Oligocen dưới với các tài liệu Carota, địa chấn, các biểu hiện của tầng tựa, tầng chứa để dự báo sự phát triển và phân bố các tầng đá chứa Oligocen dưới ở các khu vực có số liệu lỗ khoan hạn chế. Khối lượng khảo sát địa chấn trong giai đoạn này, 2D là 21.408km và 3D là 7.340,6km2. Khảo sát địa chấn 3D được tiến hành hầu hết trên các diện tích có triển vọng và trên các vùng mỏ đã phát hiện. Đến cuối năm 2003 đã có 9 hợp đồng TKTD được ký kết trên các lô với tổng số giếng khoan thăm dò, thẩm lượng, khai thác là 300 giếng trong đó Vietsovpetro chiếm khoảng 70%. Bằng kết quả khoan nhiều phát hiện dầu khí đã được xác định như: Rạng Đông (lô 15.2), Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng, Sư Tử Trắng (lô 15.1), Topaz North, Diamond, Pearl, Emerald (lô 01), Cá Ngừ Vàng (lô 09.2), Voi Trắng (lô 16.1), Đông Rồng, Đông Nam Rồng (lô 09.1). Trong số phát hiện này có 05 mỏ dầu: Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông, Sư Tử Đen, Hồng Ngọc hiện đang được khai thác với tổng sản lượng khoảng 45.000 tấn/ngày. CHƯƠNG 3: CÁC PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU Như đã biết Bể trầm tích Cửu Long là một bể có triển vọng dầu khí lớn nhất tại nước ta hiện nay tuy nhiên lượng dầu khí mà chúng ta khai thác được chỉ chiếm một phần nhỏ trữ lượng của Bể. Bởi vậy để thu được sản lượng dầu khí cao nhất có thể chúng ta cần phải lựa chọn các phương pháp nghiên cứu có hiệu quả. Trên cơ sở tổng hợp tài liệu vùng nghiên cứu và với mục tiêu của 22 luận án đề ra chúng tôi lựa chọn tổ hợp các phương pháp sau:  Phương pháp phân tích bể trầm tích  Phương pháp minh giải và phân tích địa chấn địa tầng  Phương pháp phân tích Karota  Phương pháp lập và phân tích mặt cắt phục hồi  Phương pháp phân tích hệ thống dầu khí  Phương pháp xác định môi trường lắng đọng và phân hủy VCHC  Phương pháp đánh giá độ giàu VCHC của đá mẹ  Phương pháp xác định loại Kerogen 3.1 . PHƯƠNG PHÁP PHÂN TÍCH BỂ TRẦM TÍCH Khi nghiên cứu bất kỳ một bể trầm tích nào đó thì phần không thể thiếu được là làm sáng tỏ ranh giới bồn trầm tích, phân loại kiểu bồn trầm tích, các thành phần trầm tích lấp đầy trong bể và sự phát triển của bể trong từng thời kỳ. Để làm sáng tỏ các yếu tố trên của một bể trầm tích thì phương pháp “Phân tích bể trầm tích” là một công cụ hữu hiệu để nghiên cứu vì bằng phương pháp này các quá trình tiến hóa địa chất của một bồn trầm tích được nghiên cứu dựa trên chính đặc điểm của các trầm tích lấp đầy trong bể. Các khía cạnh nghiên cứu về trầm tích cụ thể là thành phần thạch học, các cấu trúc ban đầu và kiến trúc bên trong được tổng hợp và hình thành nên lịch sử chôn vùi của bồn trầm tích. Sự tổng hợp này có thể cho thấy bồn trầm tích được hình thành trong từng giai đoạn khác nhau cùng với quá trình lấp đầy 23 trầm tích bao gồm từ vận chuyển lắng đọng như thế nào và nguồn trầm tích lấp đầy bể. Cũng như các mô hình người ta có thể phát triển và giải thích các cơ chế thành tạo bể trầm tích.  Các ranh giới mảng Thạch quyển được chia thành một số mảng có đường ranh giới xuống tận quyển mềm. Các mảng này tách ra khỏi đới có độ nhớt thấp tại nóc của quyển mềm. Các mảng đều chuyển động tương đối so với nhau. Các mảng tồn tại ở trạng thái rắn, các biến dạng thường xảy ra dọc theo các ranh giới mảng. Có 3 loại ranh giới mảng/ rìa tích cực tồn tại gồm: phân kỳ, hội tụ và chuyển tiếp. a. Phân kỳ Các ranh giới phân kỳ xuất hiện ở nơi các mảng chuyển động tách rời nhau và thường điển hình bởi các trung tâm giãn sống núi giữa đại dương. Các sống núi giữa đại dương mới được thành tạo ở nơi vỏ lục địa bị tách rời nhau và mang vật liệu từ manti lên bề mặt. Khi sự phân kỳ tiếp tục xảy ra, các rìa lục địa bị tách giãn và không hoạt động về mặt kiến tạo, tạo thành các rìa thụ động hoặc sườn của các đại dương bị tách giãn. b. Hội tụ Các ranh giới hội tụ xuất hiện khi các mảng chuyển động gần lại với nhau. Có hai loại hội tụ mảng đó là hút chìm và va chạm mảng. Các ranh giới hút chìm xảy ra ở nơi các mảng đại dương bị chui xuống 24 dưới các mảng lục địa hay các mảng đại dương khác. Ranh giới này điển hình bởi rãnh đại dương phát triển mạnh, và cung núi lửa phân bố ở mảng trượt phía trên Các ranh giới va mảng xuất hiện ở nơi mảng lục địa cấu thành nên các mảng chờm nghịch hoặc chui xuống. Đặc biệt là các mảng lục địa có tính nổi dẫn đến kết quả là không bị chui xuống, tạo ra sự phá hủy trên diện rộng, cường độ lớn cùng với quá trình sinh ra các đai tạo núi, ví dụ như Himalaya. Cũng với bản chất nổi, thạch quyển lục địa trở nên dày hơn do có sự chồng gối nhau và quá trình va mảng nhanh chóng bị kết thúc. c. Chuyển tiếp Ranh giới chuyển tiếp thường xảy ra ở những mảng tiếp giáp nhau dịch chuyển song song và ngược chiều với nhau do đó bị chi phối bởi các đứt gãy chuyển dạng. 3.2 PHƯƠNG PHÁP MINH GIẢI VÀ PHÂN TÍCH ĐỊA CHẤN ĐỊA TẦNG Nội dung phương pháp địa chấn địa tầng được trình bày trong nhiều tài liệu tham khảo. Ở đây, học viên chỉ khái quát một số vấn đề chính phục vụ cho quá trình nghiên cứu Để chính xác hóa cấu trúc địa chất của trầm tích Kainozoi bể Cửu Long và bên cạnh các số liệu địa chất, địa vật lý giếng khoan (GK) đòi hỏi phải khai thác triệt để và chi tiết hơn các số liệu địa chấn. 25 Phân tích mặt cắt địa chấn cần phải dựa vào hai nguyên tắc sau: Xác định mối liên hệ giữa các đặc điểm của trường sóng địa chấn với lát cắt địa chất quan sát được ở các GK để từ đó xây dựng các mẫu chuẩn. Tiếp theo dựa vào các mẫu chuẩn lựa chọn được tiến hành nhận dạng địa chất trường sóng địa chấn. Vì các GK thường được bố trí rải rác ở những điểm nhất định, mặt khác chúng chỉ tồn tại ở những khối nhô của móng nên để phân tích các tài liệu địa chấn, chắc chắn chủ yếu phải dựa vào các chỉ tiêu và nguyên tắc của phương pháp địa chấn địa tầng. Chỉ dựa vào các nguyên tắc và chỉ tiêu của địa tầng địa chấn chúng ta mới có khả năng xác định chính xác các vị trí của các ranh giới và theo dõi chúng trong toàn bộ không gian. Theo chúng tôi ngay cả những trường hợp khi đã xác định được những tồn tại các ranh giới địa tầng theo các số liệu địa chất GK thì việc chính xác hoá chúng trên các mặt cắt địa chấn dựa vào các chỉ tiêu địa chấn địa tầng vẫn cần thiết. Trong những điều kiện cấu trúc địa chất phức tạp, đặc biệt khi những điều kiện tướng và môi trường thay đổi phức tạp như ở phần dưới lát cắt của các mỏ Rồng và Bạch Hổ thì việc liên kết đơn thuần các số liệu GK chắc chắn sẽ không đơn giản. Vì vậy khai thác các mặt cắt địa sẽ được triển khai để giải quyết các nhiệm vụ sau: + Chính xác hoá các ranh giới phức tập (sequence). + Xác định các ranh giới phân tập và nhóm phân tập, các miền hệ thống 26 trầm tích trong tập địa chấn. + Xác định tướng và môi trường của các tập địa chấn.  Chính xác hóa ranh giới các phức tập Chính xác hóa ranh giới các phức tập có ý nghĩa quan trọng không chỉ ở chỗ phân chia lát cắt thành các tập địa chấn có tuổi khác nhau mà còn đối sánh được với khung thời địa tầng trong mối quan hệ với sự thay đổi mực nước biển và chuyển động kiến tạo. Các ranh giới phức tập được xác định bằng các phương pháp sau: - Dựa vào các số liệu địa vật lý GK, và các băng địa chấn tổng hợp (syntetic seismo grams) các số liệu thạch học sẽ tiến hành xác định ranh giới địa tầng địa chấn trên các mặt cắt địa chấn ở tất cả các vị trí có giếng khoan cắt qua. - Đối sánh các ranh giới phức tập với thang thời địa tầng, thạch địa tầng và sinh địa tầng. Như chúng ta đã biết các ranh giới địa chấn địa tầng trên các mặt cắt địa chấn phải thỏa mãn các tiêu chuẩn sau: a. Phân chia mặt cắt theo chiều thẳng đứng ra các phần có các trường sóng khác biệt về hình dạng, thế nằm, tính liên tục, tính quy luật, độ dày của các mặt phản xạ sóng - Về cường độ và tần số của ranh giới phản xạ trong lát cắt 27 - Về sự có mặt của các thể địa chất (phun trào, xâm nhập, diapia v.v.) và các dạng trường sóng đặc trưng. - Về đặc điểm hoạt động phá huỷ kiến tạo b. Có thế nằm của các mặt phân lớp đè vào 2 phía của ranh giới đặc trưng cho các bất chỉnh hợp địa tầng địa chấn như gá đáy, chống nóc ở hai phía (bi- directional onlap, toplap) bào mòn, cắt xén (erosion, truncation), đào khoét canion v.v. c. Tuân thủ tính nhịp của các chu kỳ trầm tích trong lát cắt. Đối với các tập biển thì phía trên các ranh giới được bắt đầu từ các tập hạt thô thuộc tướng cát, sạn bãi triều, cát nón quạt cửa sông kiểu châu thổ biển tiến phủ trực tiếp trên mặt bào mòn biển tiến (Ravinenment). Vì vậy, phía dưới mặt bào mòn phải là tập hạt mịn liên quan tới các tập biển tiến và tập biển cao (Trangressive systems tract hay tập highstand systems tract) Dựa vào các phương pháp mô tả trên, đối với các mặt cắt địa chấn chúng tôi đã xác định được các ranh giới địa chấn địa tầng. Riêng bể Cửu Long đặt tên trùng với tên các ranh giới địa chấn đã được Vietsovpetro gọi tên. Từ dưới lên trên là bề mặt móng âm học SH11, SH10, SH8, SH5, SH3, SH2, SH1.  Xác định móng âm học Móng âm học được thể hiện ở dưới bởi các đặc điểm sau của trường sóng địa chấn: - Trường sóng trắng, tự do với các sóng phản xạ lập từ móng và các sóng 28 phản xạ, phản xạ từ bề mặt của các đứt gãy cắt qua các thành tạo trước Kainozoi. - Bề mặt phản xạ kém liên tục, chứng tỏ bề mặt móng bị các hoạt động đứt gãy và bị quá trình phong hoá phá huỷ rất mạnh. - Địa hình mặt móng bị phân cắt bởi các khối nâng nằm xen kẽ giữa các địa hào, bán địa hào Đè lên trên móng âm học là các thành tạo trầm tích có các đặc điểm sau: - Thể hiện tính phân lớp liên quan tới quá trình trầm tích - Tồn tại các mặt phân lớp dạng onlap, nằm đè kề áp vào các sườn các khối nhô; ngoài ra tồn tại các trục đồng pha dạng chống và gá đáy hai phía liên quan đến các quạt aluvi.  Xác định ranh giới các nhóm phân tập và phân tập Mỗi phức tập được giới hạn bởi hai ranh giới đáy và nóc. Hai ranh giới đó chính là hai bề mặt gián đoạn trầm tích hoặc bề mặt chuyển tiếp hai môi trường đột ngột tạo nên mặt phản xạ sóng địa chấn mạnh. Các trường sóng địa chấn ở phần thấp các phức tập trường sóng có trục đồng pha cong, thô đứt đoạn, đôi khi hỗn độn thường bị bào mòn cắt xén (truncation) và có cấu tạo bên trong phủ chồng lùi (downlap) biểu thị trầm tích hạt thô thuộc hệ thống trầm tích biển thấp, môi trường lòng sông, nón quạt cửa sông và prodelta. Phức hệ biển thấp thường tạo thành 3 phức hệ tướng tương ứng với 3 parasequence set (PS). 29 Ở phần trên các trường sóng đồng nhất hơn, ranh giới liên tục hơn phản ảnh trầm tích hạt mịn, môi trường biển nông có chế độ thủy động lực khá yên tĩnh tương ứng với 2 PS. Phức hệ biển cao ứng với 1PS.  Xác định tướng Tướng được xác định chủ yếu dựa trên cơ sở phân tích cổ địa hình và mực nước biển cổ. Các điều kiện đó chi phối điều kiện thành tạo các trầm tích có tướng khác nhau. Chính vì vậy việc xác định tướng phải dựa vào 2 tiêu chí: Phân tích các đặc điểm của trường sóng như: - Hình dạng thế nằm của các trục đồng pha - Tính liên tục, đứt đoạn của các trục đồng pha - Tính quy luật, hỗn độn của các trục đồng pha - Biên độ tần số của các sóng Dựa vào các quy luật phân bố không gian và các đặc trưng của trường sóng tương ứng với môi trường thủy động lực vận chuyển và lắng đọng trầm tích: lục địa, châu thổ hay biển. Ví dụ, tướng cát – sạn lòng sông sẽ biểu hiện các trường sóng phân bố xiên thô đồng hướng. Tướng cát bột sét tiền châu thổ và tướng sét sườn châu thổ xen kẽ sẽ biểu hiện các trường sóng đồng pha liên tục cấu tạo nêm tăng trưởng định hướng về phía biển. Ngoài ra, còn lưu ý là xem xét các đặc điểm kiến tạo, chiều dày và các số liệu karota ở các giếng khoan. Nghĩa là để phân tích tướng phải sử dụng tổ 30 hợp: địa chấn, carota, trầm tích, cổ sinh. Trong điều kiện cụ thể của bể Cửu Long theo các số liệu hiện có thì tồn tại 5 loại tướng chủ yếu sau: - Tướng cát sạn lục địa thuộc tướng trầm tích biển thấp (biển thoái) (aLST) - Tướng bột sét pha cát châu thổ biển thoái thuộc hệ thống biển thấp (biển thoái) (amLST) - Tướng sét bột pha cát châu thổ biển tiến thuộc hệ thống biển tiến (amTST) - Tướng sét, sét vôi và vôi ám tiêu biển tiến cực đại thuộc hệ thống biển tiến (mTST) - Tướng cát bột sét châu thổ biển thoái thuộc hệ thống biển cao (amHST) Tướng lục địa đặc trưng cho các thành tạo Eocen và Oligocen dưới. Ở đó quá trình trầm tích liên quan với giai đoạn tách giãn (synrift). Trên các mặt cắt địa chấn tướng này trường sóng được đặc trưng bởi các trục đồng pha ngắn đứt đoạn đôi chỗ xiên chéo và uốn cong dạng gò đồi và xiên chéo nhiều chỗ tồn tại các trục đồng pha dạng đào khoét lòng sông. Trường sóng trên đặc trưng cho môi trường trầm tích với năng lượng cao đến trung bình gồm các nón quạt sườn tích, cát sét sông hồ (nước ngọt), nhiều khi chuyển sang tướng nón quạt cửa sông sét bột vũng vịnh nửa kín. Phần lát cắt địa chấn Miocen, trường sóng địa chấn có các đặc điểm khác 31 biệt đáng kể so với phần lát cắt liên quan đến các thành tạo Oligocen nằm dưới. Trường sóng của phần lát cắt Miocen có các đặc điểm sau: - Trường sóng trắng hơn, ranh giới phản xạ yếu hơn - Các trục đồng pha kém liên tục Phân lớp song song xen lẫn các trục đồng pha xiên chéo đặc trưng cho môi trường biển nông delta và lagun. 3.3. PHƯƠNG PHÁP KAROTA Phương pháp này được sử dụng để phân chia các tập cát, sét theo sự phân dị của đường cong gama, PS và điện trở, chính xác chiều sâu ranh giới địa tầng và các “tướng cộng sinh”. Phương pháp được dựa trên cơ sở sự khác nhau về tính chất vật lý của các lớp đất đá dọc thành giếng khoan. Các đường cong gama, điện trở, thế tự nhiên, tốc độ có hiệu ứng rõ rệt với sự thay đổi của các tham số địa chất như thành phần vật chất, kiểu kiến trúc, cấu trúc và chất lưu và được sử dụng nhiều trong công việc nhận biết tướng đá và môi trường trầm tích. Trong đó có ba dạng đường cong gama thường được sử dụng rộng rãi hơn cả để nhận biết tướng và môi trường: Dạng hình chuông ứng với giá trị GR có xu hướng tăng dần lên trên của các thân cát lòng sông, kênh lạch biển tiến; Dạng hình phễu ứng với giá trị GR có xu hướng giảm dần lên trên phản ánh trầm tích của các cồn cát, cát của đồng bằng châu thổ; Dạng trụ hay răng cưa ứng với giá trị GR thấp và ổn định. Giá trị đường cong GR có quan hệ tuyến tính với hàm 32 lượng sét và độ hạt trong các thành tạo trầm tích, vì thế quan hệ này được sử dụng để xác định hàm lượng sét và độ hạt trầm tích theo tài liệu khoan. 3.4. PHƯƠNG PHÁP LẬP VÀ PHÂN TÍCH MẶT CẮT PHỤC HỒI Mặt cắt phục hồi là mặt cắt được thành lập từ các mặt cắt hiện tại chuyển dần từng giai đoạn về quá khứ cho đến khi thu được mặt cắt địa chất đầu tiên của bồn trước khi lắng đọng trầm tích. Trên cơ sở xác định ranh giới các bồn thứ cấp, mỗi thời kỳ, mỗi giai đoạn, bóc tách dần các trầm tích đã tạo ra, trả về vị trí cổ địa lý cho từng giai đoạn để có được các bồn thứ cấp. Trên hình 2.18 và hình 2.19 là kết quả sau khi phục hồi hai mặt cắt địa chấn tuyến S18 và S5 bể Cửu Long. Từ kết quả của các mặt cắt phục hồi, chúng ta có thể trình bày lịch sử tiến hóa địa chất của bể Cửu Long từ khi nó được hình thành cho đến ngày nay một cách định lượng. 3.5. PHƯƠNG PHÁP PHÂN TÍCH HỆ THỐNG DẦU KHÍ Bẫy cấu trúc, ở đây đứt gãy là dịch chuyển lớp không thấm lấp một phần của 33 lớp có độ thấm cao. Dầu hỏa (màu đỏ) tích tụ hoàn toàn bên dưới lớp chắn. Khi lượng dầu di cư vào đây nhiều nó sẽ thoát lên trên bề mặt theo lớp có độ thấm cao. Địa chất dầu khí phân tích bồn trầm tích dựa trên bảy dấu hiệu như sau:  Đá mẹ hay đá sinh dầu  Bể chứa  Tầng chắn  Các loại bẫy  Thời gian hình thành  Độ chín muồi  Di trú Nhìn chung, tất cả các yếu tố này phải được đánh giá nhằm mục đích khai thác các giếng dầu. Các giếng này chỉ thể hiện một phần trong lòng đất và các đặc điểm thể hiện không gian 3 chiều của nhiều giếng là cơ sở để nghiên cứu địa chất dầu khí. Hiện nay, Các dữ liệu địa chất 3D chất lượng cao đã được sử dụng để tăng độ chính xác của các giải đoán. Việc đánh giá đá sinh dầu sử dụng các phương pháp của địa hóa học để định lượng các đá giàu chất hữu cơ tự nhiên có khả năng tạo thành các hydrocacbon, từ đó đánh giá chủng loại và số lượng hydrocacbon có thể được sinh ra. Bể chứa là các đơn vị thạch học có tính thấm và chứa nhiều lỗ rỗng hoặc tập hợp các đơn vị thạch học có khả năng chứa hydrocacbon. Việc phân tích 34 các bể chứa ở mức độ đơn giản nhất đòi hỏi công tác đánh giá độ lỗ rỗng (để tính thể tích hydrocacbon hiện trường) và độ thấm (để tính xem lượng hydrocacbon có di chuyển dễ dàng ra khỏi bể chứa) của bể chứa. Một số chuyên ngành liên quan sử dụng để phân tích bể chứa là địa tầng học, trầm tích học, và kỹ thuật vỉa. Tầng chắn, là một đơn vị thạch học có độ thấm thấp có vai trò ngăn không cho hydrocacbon di chuyển ra khỏi bể chứa. Các tầng chắn phổ biến là evaporit, đá phấn và đá phiến sét. Việc phân tích các tầng chứa liên quan đến công tác đánh giá bề dày, và sự phân bố (có kéo dài va liên tục hay không), từ đó các ảnh hưởng của nó có thể được định lượng. Bẫy là một đặc điểm về cấu trúc hay về địa tầng mà chắc chắn rằng có sự liền kề của bể chứa và tầng chắn nhằm giữ không cho hydrocacbon thoát ra khỏi bể chứa (theo tác dụng của lực đẩy nổi). Phân tích độ chín muồi liên quan đến việc đánh giá lịch sử chịu nhiệt của đá mẹ nhằm dự đoán số lượng và thời gian hydrocacbon sinh ra và đẩy đi. Cuối cùng, các nghiên cứu cẩn thận về di trú để đưa ra thông tin làm thế nào các hydrocacbon di chuyển từ nơi sinh dầu (đá mẹ) đến bể chứa và giúp định lượng lượng hydrocacbon có thể sinh ra của đá mẹ trong một khu vực cụ thể. 35 3.5.1 Phân tích đá sinh dầu Bằng các phân tích về đá mẹ, một số lập luận cần phải được thiết lập. Đầu tiên là phải trả lời câu hỏi liệu rằng có đúng là thực sự có mặt đá mẹ trong khu vực nghiên cứu không. Sự xác định và phác họa các đá sinh dầu có tiềm năng còn tùy thuộc vào các nghiên cứu về địa tầng học, cổ sinh học và trầm tích học khu vực nhằm xác định khả năng có mặt của các trầm tích giàu chất hữu cơ được tích tụ trong quá khứ. Nếu có khả năng xuất hiện các đá sinh dầu cao thì bước tiếp theo là đánh giá độ chín muồi nhiệt của đá mẹ, và tính toán thời gian chín muồi của đá. Sự chín muồi của các đá mẹ (xem diagenesis và nhiên liệu hóa thạch) phụ thuộc rất lớn vào nhiệt độ, theo đó phần lớn nhiệt độ chủ yếu để có thể tạo ra dầu nằm trong dải 60° đến 120°C. Sự sinh khí cũng bắt đầu ở nhiệt độ tương tự, nhưng có thể diễn ra tiếp tục ở nhiệt độ cao hơn khoảng 200°C. Một cách khác để xác định khả năng sinh dầu/khí đó là tính toán lịch sử chịu nhiệt của đá mẹ. Phương pháp này được thực hiện với sự kết hợp của các phân tích về địa hóa học của đá mẹ (để xác định các kiểu kerogen trong đá mẹ và các đặc chín muồi của chúng) và các phương pháp mô hình hóa vỉa để lập mô hình gradient nhiệt trong cột trầm tích. 3.5.2 Phân tích bể chứa Sự tồn tại của đá chứa (đặc biệt là các loại các kết và đá vôi nứt nẻ) được xác định bởi sự kết hợp của các nghiên cứu khu vực (như phân tích 36 các giếng khác trong khu vực), địa tầng học và trầm tích học (để định lượng kiểu mẫu, thế nằm và độ kéo dài của đá trầm tích) và các minh giải địa chấn. Khi đã xác định được bể có khả năng chứa hydrocacbon, các đặc điểm vật lý quan trọng của bể sẽ được chú ý nghiên cứu như độ rỗng và độ thấm. Theo truyền thống, các yếu tố này được xác định thông qua nghiên cứu về các mẫu cục được thu thập trong những cấu trúc nằm liền kề với vỉa mà lộ ra trên mặt đất và bằng kỹ thuật đánh giá hệ tầng sử dụng các công cụ có dây thả vào giếng khoan để đo. Các tiến bộ về thu thập dữ liệu địa chấn và thuộc tính địa chấn của các đá nằm bên dưới mặt đất có thể được sử dụng để suy ra các đặc điểm vật lý/trầm tích của đá chứa. 3.6. PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH MÔI TRƯỜNG LẮNG ĐỌNG VÀ PHÂN HỦY VẬT CHẤT HỮU CƠ Thường thì từ loại VCHC có thể đoán biết được môi trường lắng đọng và phân hủy của chúng. Tuy nhiên không phải lúc nào cũng chính xác vì: kerogen loại I có thể sinh ra cả ở đầm hồ và biển, còn kerogen loại II, loại III có thể vận chuyển từ lục địa ra biển rồi cùng lắng đọng với trầm tích trong môi trường biển. Kerogen có cùng nguồn gốc được lắng đọng trong môi trường biển sẽ được bảo tồn tốt hơn, có chất lượng tốt hơn. Tham số hữu hiệu nhất dùng để xác định môi trường lắng đọng, môi trường phân hủy VCHC là các tỷ số Pristan/Phytan, Pristan/nC17, Phytan/nC18 được tính toán từ phân tích dải sắc ký khí n-alkan C15+ , chỉ số 37 CPI (chỉ số cacbon chẵn lẻ), tương quan hàm lượng sắt Fe2+ và Fe3+. Người ta dùng biểu đồ biểu diễn mối tương quan giữa các tham số như iC19/nC17; iC20/nC18, Fe2+ và Fe3+ để phân định môi trường. 3.7. PHƯƠNG PHÁP ĐÁNH GIÁ ĐỘ GIÀU VẬT CHẤT HỮU CƠ (VCHC) CỦA ĐÁ MẸ. Độ giàu VCHC thể hiện khối lượng VCHC có trong đá sinh có khả năng sinh ra các hydrocacbon (HC). Trong phân tử của các HC thì khối lượng chiếm chủ yếu là cacbon, vì vậy để xác định lượng VCHC có trong đá sinh người ta xác định lượng cacbon hữu cơ có trong đá sinh. Độ giàu VCHC được thể hiện thông qua tổng hàm lượng cacbon hữu cơ có trong đá trầm tích – TOC%. Thông qua thường lượng cacbon hữu cơ có trong đá mẹ được xác định bằng máy LECO – 3000 và tính theo công thức sau. TOC% = m*CO2 x (mC/mCO2) / (mR + mCaCO3 ) x 100% Trong đó : m *CO2: Khối lượng CO2 thoát ra do đốt mẫu mC/mCO2: tỷ lệ khối lượng nguyên tử cacbon trên khối lượng phân tử khí CO2. mR: khối lượng mẫu đưa vào buồng đốt (g); mCaCO3: khối lượng CaCO3 bị loại bỏ bằng HCl (g). Độ giàu VCHC của đá mẹ đánh giá theo hàm lượng VCHC theo bảng sau: TOC% Độ giàu VCHC Tiềm năng sinh 38 Sét, bột kết Cacbonat < 0,5 < 0,25 Nghèo Không có khả năng sinh dầu, khí 0,5 - 1 0,25 – 0,5 Trung bình Sinh trung bình 1 - 2,5 0,5 – 1 Tốt Sinh tốt 2,5 – 5 1 – 2 Rất tốt Sinh rất tốt > 5 > 2 Cực tốt Sinh cực tốt Phương pháp nhiệt phân Rock – eval là phương pháp xác định lượng HC đã sinh ra (lượng HC tự nhiên) và lượng HC có khả năng còn sinh ra nhưng chưa đủ điều kiện. Các lượng HC này được xác định bằng cách dùng mẫu đá nghiền nhỏ, nhiệt phân trong môi trường N2 hoặc He với chương trình gia tăng nhiệt độ nhất định. Trong 15 phút nhiệt độ đạt đến 5500C, lần lượt ta xác định được: S1: Lượng HC đã sinh ra có chứa trong mẫu, thoát ra ở trong khoảng nhiệt độ từ 0 – 2500C. S2: Lượng HC còn có thể được sinh ra nhưng chưa đủ điều kiện, thoát ra trong khoảng nhiệt độ từ 400 – 5000C. Khi lượng S2 tách ra đạt giá trị cao nhất thì người ta đánh dấu nhiệt độ tương ứng được gọi là Tmax. S3: Lượng CO2 chứa trong mẫu thoát ra ở khoảng nhiệt độ từ 550 - 39 3500C khi hạ giá trị nhiệt độ xuống. Từ các giá trị S1, S2, S3, ta tính được giá trị của các tham số sau: Chỉ số Hydrogen: HI = S2/TOC (mg/g ; kg/tấn); Chỉ số sản phẩm: PI= S1/(S1+S2) Chỉ số HI dùng để phân loại đá mẹ và kerogen, chỉ số PI xác định sự có mặt của HC tái sinh (PI>0,3) và HC di cư (PI<0,3). 3.8. PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH LOẠI KEROGEN. Kerogen là các hợp chất hữu cơ phân tán trong đá trầm tích, không hòa tan trong kiềm và các dung môi hữu cơ. Nguồn gốc của kerogen có thể là biển, lục nguyên hoặc tái trầm tích. Theo Tissot và một số tác giả khác thì kerogen được phân loại như sau: Loại keroge n S2/S3 Pristan /Phyta n HI (kg/tấn) HC Dẫn xuất Thành phần Tiềm năng Loại I >5 300 1,3÷1, 7 Rong, tảo Chủ yếu là paraffin và một lượng nhỏ naphthen, aromatic Sinh dầu Loại II 3÷5 1÷4,5 150÷30 0 0,9÷1, 3 Động vật biển Chủ yếu là naphthen và aromatic Sinh dầu – khí 40 Loại III 4,5 < 150 < 0,9 Thực vật thượng đẳng Chủ yếu là aromatic mạch chuỗi hoặc mạng Sinh khí Qua kết quả xử lý và tổng hợp các tài liệu địa hóa của một số giếng khoan thuộc bể Cửu Long học viên có một số nhận xét như sau: Ở bể Cửu Long có ba tầng được xác định là đá mẹ đó là Miocen dưới, Oligocen trên,Oligocen dưới + Eocen trên, được phân chia bởi các tập cát - sét giữa chúng. Trầm tích tầng Miocen dưới, chứa VCHC kém phong phú hơn cả, kerogen thuộc kiểu III là chính, có ưu thế sinh condensat và khí. Trầm tích tầng Oligocen trên, chứa VCHC rất tốt, kerogen thuộc kiểu II, ít kiểu I, III, có ưu thế sinh dầu. Trầm tích tầng Oligocen dưới + Eocen trên, chứa VCHC tốt, kerogen thuộc kiểu II, ít kiểu I và III có ưu thế sinh dầu. 41 KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ KẾT LUẬN Qua nghiên cứu và phân tích đặc điểm phát triển địa chất Kainozoi bể Cửu Long và tiềm năng dầu khí, có thể rút ra những kết luận sau đây: 1. Bể Cửu Long được hình thành là do quá trình dập vỡ, tách giãn, sụt lún đá móng cổ trước Kainozoi và được tích tụ bởi trầm tích lục địa, biển nông, ven bờ từ cuối Eocen đến Pliocen – Đệ Tứ 2. Quá trình phát triển của bể Cửu Long trải qua 3 giai đoạn  Giai đoạn trước tạo rift  Giai đoạn tạo rift  Giai đoạn sau tạo rift 3. Bể Cửu Long có 3 tầng sinh là  Eocen - Oligocen dưới (E2+ E3 1)  Oligocen trên (E3 2 )  Miocen dưới (N1 1) Nhưng trong đó chỉ có 2 tầng sinh Eocen – Oligocen dưới và Oligocen trên là đủ điều kiện sinh dầu khí 4. Bể Cửu Long có được một điều kiện rất thuận lợi là khi dầu - khí sinh ra từ các tầng sinh thì các bẫy đã có sẵn để nạp dầu – khí, đó là các khối nhô 42 móng bị nứt nẻ thuộc phần trung tâm bể được bao quanh bởi các tầng sinh khá dày Eocen – Oligocen dưới (E2+ E3 1) và Oligocen trên (E3 2 ) nên chúng dễ dàng được nạp ngay vào đá chứa và được lưu giữ thành bẫy nếu ở đó có đủ điều kiện chắn. Móng nứt nẻ là một đối tượng chứa dầu khí chủ yếu và phổ biến ở bể Cửu Long, là một loại bẫy đặc biệt không chỉ ở Việt Nam mà cho cả thế giới KIẾN NGHỊ 1. Cần tiếp tục tìm kiếm và phát hiện dầu mới trong những đối tượng có quy mô nhỏ hơn và phức tạp hơn. 2. Cần nghiên cứu và làm rõ hơn lịch sử địa chất, tướng đá cổ địa lý qua từng thời kỳ để xác định cụ thể hơn diện phân bố, quy luật phát triển các tập đá chứa, đá chắn của từng hệ tầng nhằm tìm kiếm thăm dò các bẫy phi cấu tạo. 3. Đối với đá móng nứt nẻ cũng cần phải được nghiên cứu chi tiết hơn, xác định độ tin cậy cao hơn để tìm kiếm và phát triển mỏ đạt hiệu quả kinh tế - kỹ thuật cao hơn. 4. Cần lựa chọn và áp dụng những giải pháp công nghệ cao nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu khí. 43 TÀI LIỆU THAM KHẢO Tài liệu tiếng Việt 1. Đỗ Bạt, Phan Huy Quynh, 1986. Liên hệ địa tầng trầm tích Đệ tam các bể dầu khí Việt Nam, Lưu trữ VDK (Đ/c 137). 2. Đỗ Bạt, 1987. Địa tầng trầm tích Kainozoi bể Cửu Long thềm lục địa Việt Nam. Lưu VDK. 3. Đỗ Bạt, Phan Huy Quynh, 1993. Địa tầng trầm tích Đệ tam thềm lục địa Việt Nam. Lưu trữ VDK. 4. Đỗ Bạt, Phan Huy Quynh. 1996. Báo cáo nghiên cứu địa tầng các giếng khoan miền trũng Hà Nội, Vịnh bắc Bộ, miền Trung, bể Cửu Long và Nam Côn Sơn. Lưu VDK. 5. Đỗ Bạt, 2000. Địa tầng và qúa trình phát triển trầm tích Đệ tam thềm lục địa Việt Nam. Hội nghị KHKT 2000 - ngành Dầu khí trước thềm thế kỷ 21. 6. Đỗ Bạt, 2001. Địa tầng tổng hợp trầm tích Đệ tam thềm lục địa TN Việt Nam. Hội nghị khoa học kỷ niệm 20 năm VietsovPetro và khai thác tấn dầu thứ 100 triệu. 7. Nguyễn Địch Dỹ, Trần Nghi và nnk, 1997. Điều kiện lắng đọng trầm tích- cổ địa lý các tầng chứa dầu khí trong trầm tích Oliogocen hạ mỏ Bạch Hổ thuộc bể Cửu Long. Báo cáo tổng kết đề tài. Hà Nội. 8. Trần Lê Đông, Phùng Đắc Hải và Phạm Tuấn Dũng, 2000. Mô hình địa chất các thân chứa trong trầm tích Oligocen dưới mỏ Bạch Hổ. Tuyển tập 44 báo cáo hội nghị khoa học công nghiệp dầu khí bên thềm thế kỉ 21, PetroVietNam, 1, Nxb Thanh niên, Hà Nội. 9. Phan Trung Điền và nnk, 1993. Đánh giá tiềm năng dầu khí bể Cửu Long. Báo cáo tổng kết đề tài nghiên cứu khoa học cấp Ngành. Lưu trữ Viện Dầu Khí Việt Nam. 10. Nguyễn Giao, 1983. Cấu trúc địa chất và triển vọng dầu khí trầm tích Đệ tam đồng bằng sông Cửu Long. Lưu trữ VDK. 11. Hồ Đắc Hoài và Lê Duy Bách, 1990. Địa chất thềm lục địa Việt Nam và các vùng kế cận. Báo cáo khoa học đề tài 48B.03.01. Lưu trữ Cục Địa chất và Khoáng sản Việt Nam. 12. Phạm Xuân Kim, Dương Đức Quảng, Cù Minh Hoàng, 2000. Đặc tính thạch học đá chứa lục nguyên Miocen dưới, Oligocen dưới mỏ Bạch Hổ và các khu vực kế cận thuộc bể Cửu Long. Tuyển tập Hội nghị KHKT Dầu khí, Tập I, Vũng Tàu 13. Vũ Văn Kính, Nguyễn Văn Đắc, Nguyễn Trọng Tín và nnk (2000-2002). Tổng hợp đánh giá kết quả tìm kiếm, thăm dò, khai thác dầu khí thềm lục địa CHXHCN Việt Nam giai đoạn 1998-2000. đề tài cấp ngành, Viện dầu Khí. 14. Lê Như Lai và nnk, 1996. Tân kiến tạo thềm lục địa trung Việt Nam. Các công trình nghiên cứu địa chất và địa vật lý biển. Tập II, Hà Nội. 15. Trần Nghi, 2010. Trầm tích luận trong địa chất biển và dầu khí. NXB Đại học Quốc gia Hà Nội. 45 16. Trần Nghi, 2005. Giáo trình Địa chất biển. NXB Đại học Quốc gia Hà Nội. 17. Trần Nghi, 2003. Giáo trình Trầm tích học. NXB Đại học Quốc gia Hà Nội. 18. Trần Nghi (năm 2003-2004) chủ biên thành lập “Bản đồ các thành tạo Đệ tứ biển Việt Nam và kế cận tỷ lệ 1:1.000.000”. 19. Trần Nghi, Cb, 2004. Đặc điểm địa chất tầng nông vịnh Bắc Bộ. TTBC ”Điều tra tổng hợp điều kiện tự nhiên,tài nguyên và môi trường biển vịnh Bắc Bộ, mã số KC 09-17. Hải Phòng, 11/2004. 20. Trần Nghi và nnk (2002). Bản đồ trầm tích đáy biển thềm lục địa Việt Nam và kế cận tỷ lệ 1/1.000.000. Phân Viện hải dương học tại Hà Nội. 21. Trần Nghi (2000-2001). "Nghiên cứu tướng đá - cổ địa lý và chính xác hóa địa tầng trầm tích Kainozoi mỏ Bạch Hổ và Rồng bể Cửu Long”, đề tài hợp đồng giữa liên doanh dầu khí Vietsovptro và trường Đại học Khoa học Tự nhiên, Đại học Quốc Gia Hà Nội. 22. Trần Nghi, Trần Lê Đông và nnk, 2001. Tiến hóa môi trường trầm tích trong mối quan hệ với hoạt động địa động lực khu vực mỏ Bạch Hổ bể Cửu Long. Hội nghị Khoa học kỷ niệm 20 năm thành lập Xí nghiệp Liên Doanh Vietsopetro và khai thác tấn dầu thô thứ 100 triệu. Vũng Tàu. 23. Phạm Hồng Quế, 1994. Lịch sử phát triển địa chất bể Cửu Long. Tạp chí Dầu Khí. PetroVietnam, tr15 -18. 24. Hoàng Văn Quý và nnk, 1997. Chính xác hóa cấu trúc địa chất và tính trữ lượng dầu và khí mỏ Rồng theo các vùng tối. Vietsopetro. Vũng Tàu. 46 25. Ngô Thường San, Cù Minh Hoàng, Lê Văn Trương, 2005. Tiến hoá kiến tạo Kainozoi: Sự hình thành các bể chứa hydrocacbon ở Việt Nam. Tuyển tập báo cáo Hội nghị KHCN “30 năm dầu khí Việt Nam: Cơ hội mới, thách thức mới”, NXB Khoa học và Kỹ thuật, Quyển 1, tr. 87÷103. 26. Ngô Thường San, 1975. Cấu trúc địa chất và triển vọng dầu khí thềm lục địa Việt Nam. Lưu trữ VDK 27. Hoàng Phước Sơn, 2001. Đặc điểm thành tạo, quy luật phân bố và phát triển các trầm tích chứa dầu khí Oligocen dưới khu vực Đông Nam bể Cửu Long. Luận án Tiến sĩ Địa chất. Hà Nội. 28. Nguyễn Trọng Tín và nnk (1995). Đánh giá tổng hợp tiềm năng dầu khí thềm lục địa CHXHCN Việt Nam. Đề tài cấp nhà nước. Viện Dầu khí. 29. Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, 2008. Địa chất và tài nguyên dầu khí. 30. Phan Tiến Viễn, 2005. Nâng cao hiệu quả xử lý số liệu địa chấn trong điều kiện cấu trúc địa chất phức tạp ở bồn trũng Cửu Long. Luận án Tiến sỹ. 31. Ngô Xuân Vinh, Lê Văn Trương và Vũ Trọng Hải, 2003. Đá macma phun trào ở bể Cửu Long và đặc tính chứa của chúng. Trong: Viện Dầu khí 25 năm xây dựng và trưởng thành.NXB KHKT, Hà Nội. 194-214 32. Ngô Xuân Vinh, 2000. Những yếu tố chính ảnh hưởng đến tính chất thấm chứa của đá vụn lục nguyên Miocen - Oligocen bể Cửu Long. Tuyển tập báo cáo Hội nghị KHCN “Ngành Dầu khí trước thềm thế kỷ 21”, NXB 47 Thanh niên, Hà Nội. 33. Viện dầu khí, 1993. Báo cáo tổng kết đánh giá tiềm năng dầu khí bể Cửu Long, Hà Nội, 1993 34. Vietsopetro, 1988, 1991, 1997, 2002. Báo cáo trữ lượng mỏ Bạch Hổ Tài liệu tiếng nước ngoài 35. Anastasiu. W, 1988. Pettologie Sedimentara Fditura Tehnica, Bucuresti 1988. 36. Angelier, J., 1990. Inversion of field data in fault tectonics to obtain the regional stress - III. A new rapid direct inversion method by analytical means. Geophysical Journal International, 103: 363-376. 37. Anderson R.N., 1980. Update of Heat Flow in the East and Southeast Asian Sea, in the Tectonic and Geology Evolution of Southeast Asian Seas and Islands. Part 1. Hayes.D.D. Edition, Geophys. Monography Series, Vol 23. AGL. Washington D.C. pp 318-326, 38. Gwang H.Lee, Keumsuk Lee, and Joel S.Watkins, 2001. Geologic evolution of the Cuu Long and Nam Con Son basins, offshore southern Vietnam, South China Sea. The Amer.Assoc.of Petrol.Geologists,v. 85,No.6, pp.1055-1082. 39. Robert Hall, 1997. Cenozoic tectonics of Southeast Asia and Australasia. Proceedings of the petroleum systems of Southeast Asia and Australasia conference, Indonesian Petroleum Association Hall 48 40. Taylor Brian, Hayes D.E, 1983 Origin and history of the South China Sea basin. Lamont – Doherty geological observatory of Columbia University Palisades, New York 41. VRJ Report, 2007. Hydrocarbon potential evaluation in the Soi area on block 09-3 offshore Vietnam. September 2007. 42. VRJ-PVEP, 2006. Evaluation of the sandstone plays of the Oligocen and Lower Miocen sections within block 09-3 and evaluation of the oil potential. October 2006. 43. VPI, 2006. Geochemistry report of 09-3-DM-2X well. December 2006. 44. VRJ-SVGMD, 2007. Structural and tectonic development in the Soi area on block 09-3 offshore Vietnam. September 2007. 49 MỤC LỤC MỞ ĐẦU Error! Bookmark not defined. CHƯƠNG 1: VỊ TRÍ ĐỊA LÝ, 12 1.1 VỊ TRÍ ĐỊA LÝ BỂ CỬU LONG 12 1.2 LỊCH SỬ NGHIÊN CỨU, TÌM KIẾM, THĂM DÒ VÀ KHAI THÁC DẦU KHÍ 16 1.2.1 Giai đoạn trước năm 1975 .............................................................. 16 1.2.2 Giai đoạn sau năm 1975 ................................................................. 17 CHƯƠNG 2: ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT VÙNG NGHIÊN CỨU Error! Bookmark not defined. 2.1 ĐẶC ĐIỂM ĐỊA TẦNG – MAGMA BỂ CỬU LONG Error! Bookmark not defined. 2.1.1 Móng trước Kainozoi ..................... Error! Bookmark not defined. 2.1.2 Trầm tích Kainozoi ......................... Error! Bookmark not defined. 2.2 ĐẶC ĐIỂM CẤU TRÚC - KIẾN TẠO VÀ LỊCH SỬ KIẾN TẠO Error! Bookmark not defined. 2.2.1 Vị trí kiến tạo bể trầm tích Cửu LongError! Bookmark not defined. 50 2.2.2 Đặc điểm cấu trúc ........................... Error! Bookmark not defined. 2.2.3 Lịch sử phát triển địa chất của bể Cửu LongError! Bookmark not defined. CHƯƠNG 3: CÁC PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU 20 3.1 .PHƯƠNG PHÁP PHÂN TÍCH BỂ TRẦM TÍCH 21 3.2 PHƯƠNG PHÁP MINH GIẢI VÀ PHÂN TÍCH ĐỊA CHẤN ĐỊA TẦNG 23 3.3 PHƯƠNG PHÁP KAROTA 30 3.4 PHƯƠNG PHÁP LẬP VÀ PHÂN TÍCH MẶT CẮT PHỤC HỒI 31 3.5 PHƯƠNG PHÁP PHÂN TÍCH HỆ THỐNG DẦU KHÍ 31 3.6 PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH MÔI TRƯỜNG LẮNG ĐỌNG VÀ PHÂN HỦY VẬT CHẤT HỮU CƠ 35 3.7 PHƯƠNG PHÁP ĐÁNH GIÁ ĐỘ GIÀU VẬT CHẤT HỮU CƠ (VCHC) CỦA ĐÁ MẸ 36 3.8 PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH LOẠI KEROGEN. 38 CHƯƠNG 4: ĐÁNH GIÁ VÀ DỰ BÁO TIỀM NĂNG DẦU KHÍ BỂ CỬU LONG Error! Bookmark not defined. 51 4.1 PHÂN TÍCH VÀ ĐÁNH GIÁ HỆ THỐNG DẦU KHÍ BỂ CỬU LONG Error! Bookmark not defined. 4.1.1. Đặc điểm đá sinh ............................ Error! Bookmark not defined. 4.1.2. Đặc điểm đá chứa........................... Error! Bookmark not defined. 4.1.3. Đặc điểm đá chắn ........................... Error! Bookmark not defined. 4.1.4. Đặc điểm các loại bẫy .................... Error! Bookmark not defined. 4.1.5. Di cư và tích tụ dầu khí .................. Error! Bookmark not defined. 4.2 ĐÁNH GIÁ TIỀM NĂNG VÀ TRỮ LƯỢNG DẦU KHÍ Error! Bookmark not defined. KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 40 TÀI LIỆU THAM KHẢO 42