Đặc điểm hệ thống dầu khí khu vực rìa Tây Nam bể trầm tích Malay - Thổ Chu, Việt Nam
PETROVIETNAM
TẠP CHÍ DẦU KHÍ
Số 5 - 2020, trang 25 - 36
ISSN 2615-9902
ĐẶC ĐIỂM HỆ THỐNG DẦU KHÍ KHU VỰC RÌA TÂY NAM
BỂ TRẦM TÍCH MALAY - THỔ CHU, VIỆT NAM
Hoàng Anh Tuấn1, Trịnh Xuân Cường1, Nguyễn Thu Huyền2
1Tập đoàn Dầu khí Việt Nam
2Viện Dầu khí Việt Nam
Email: tuanha03@pvn.vn
Tóm tắt
Kết quả tìm kiếm thăm dò gần đây cho phát hiện dầu trong trầm tích Miocene dưới tại giếng khoan C-1X, cách mỏ Sông Đốc khoảng
50 km về phía Tây Bắc, đã chứng minh hoạt động tích cực của hệ thống dầu khí ở khu vực rìa Tây Nam bể trầm tích Malay - Thổ Chu, Việt
Nam.
Bài báo trình bày kết quả nghiên cứu về đặc điểm hệ thống dầu khí khu vực, gồm các yếu tố: sinh, chứa, chắn, dịch chuyển và tạo
bẫy… trên cơ sở tổng hợp kết quả phân tích mẫu vụn giếng khoan C-1X kết hợp với các tài liệu địa chất - địa vật lý. Kết quả nghiên cứu
góp phần làm sáng tỏ hơn đặc điểm hệ thống dầu khí vùng rìa Tây Nam bể trầm tích Malay - Thổ Chu, thúc đẩy công tác tìm kiếm, thăm
dò ở khu vực này trong tương lai.
Từ khóa: Hệ thống dầu khí, đá mẹ, đá chứa, đá chắn, rìa Tây Nam, bể Malay - Thổ Chu.
1. Mở đầu
Bể trầm tích Malay - Thổ Chu nằm ở phía Tây Nam Việt Nam,
Lô A
trên vùng biển tiếp giáp giữa Việt Nam và Malaysia, có diện tích
khoảng 100.000 km2 và được lấp đầy bởi các trầm tích Đệ Tam có
Lô B
bề dày trên 10 km [1]. Đây là khu vực có tiềm năng dầu khí lớn
ở Đông Nam Á, với trữ lượng tại chỗ ước đạt 8 tỷ thùng dầu quy
đổi (Todd et al., 1997). Khu vực nghiên cứu nằm ở rìa Tây Nam bể
Malay - Thổ Chu, với diện tích xấp xỉ 12.000 km2 và độ sâu mực
nước biển dưới 70 m. Giếng khoan C-1X là giếng khoan thăm dò
duy nhất tại khu vực nghiên cứu đến thời điểm hiện tại (Hình 1).
Công tác tìm kiếm, thăm dò tại bể Malay - Thổ Chu được bắt
đầu từ những năm 70 của thế kỷ XX, với sự tham gia của các công
ty dầu khí lớn trên thế giới. Kết quả đã có nhiều phát hiện được
tìm thấy, trong đó chủ yếu là phát hiện khí và condensate [3].
Gần đây nhất, giếng khoan C-1X do Idemitsu (Nhật Bản) thi
công đã cho phát hiện dầu trong bẫy chứa hỗn hợp cấu trúc -
địa tầng tuổi Miocene giữa. Mặc dù phát hiện không mang tính
thương mại theo đánh giá của nhà thầu [2], nhưng việc tìm ra
dầu ở giếng khoan C-1X nằm tương đối xa các khu vực đã có
phát hiện và các mỏ đang khai thác (cách mỏ Sông Đốc gần nhất
khoảng 50 km về phía Tây Bắc), cho thấy tiềm năng dầu khí ở khu
vực này vẫn là ẩn số hấp dẫn đối với công tác tìm kiếm, thăm dò.
Ngày nhận bài: 30/3/2020. Ngày phản biện đánh giá và sửa chữa: 30/3 - 10/4/2020.
Ngày bài báo được duyệt đăng: 8/5/2020.
Hình 1. Sơ đồ vị trí khu vực nghiên cứu [2]
DẦU KHÍ - SỐ 5/2020
25
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
2. Đặc điểm địa chất khu vực
Bể trầm tích Malay - Thổ Chu
được hình thành từ quá trình nứt
vỏ lục địa Sunda và sự va chạm giữa
mảng lục địa Ấn Độ với mảng Âu - Á.
Bể nằm trên thềm lục địa Tây Nam
Việt Nam, với chiều dài xấp xỉ 500
km, chiều rộng khoảng 200 km và
có phương phát triển theo hướng
Đông Bắc - Tây Nam [1, 4, 5]. Tương tự
các bể trầm tích khác của Việt Nam,
cấu trúc địa chất của bể gồm 2 tầng
chính: Móng trước Đệ Tam và trầm
tích Đệ Tam phủ trên móng với bề
dày đạt trên 10 km [3]. Phân chia chi
tiết địa tầng bể như Hình 2.
Xen kẽ sét mềm bở, bột và cát bở rời, xám
sáng, xám nâu, xám xanh. Cát hạt nhỏ -
trung, chọn lọc tốt, chứa nhiều glauconite và
các hóa đá biển.
Sét, sét kết xám sáng, xám olive, mềm bở,
xen kẽ cát, cát kết xám nâu, gắn kết yếu hoặc
còn bở rời, hạt nhỏ, lựa chọn trung bình - tốt,
ít hạt trung và thô, chứa nhiều vôi, có glauco-
nite và phong phú các hóa đá Foram.
Cát kết xám sáng, hạt nhỏ đến trung, lựa chọn
trung bình - tốt, chứa vôi hoặc các lớp sét vôi,
sét kết xám trắng, xám xanh, chứa vụn than
hoặc các lớp than nâu, ít các lớp dolomite và
đá vôi vi hạt chứa nhiều sét và mảnh vụn lục
nguyên. Cát có tính chất chứa tốt. Biến đổi thứ
sinh: Katagen sớm.
Sét kết, sét vôi xám sáng, xám xanh, xám tối,
sét than và các lớp mỏng than nâu xen bột
kết, cát kết hạt nhỏ đến trung, lựa chọn tốt,
xi măng carbonate, sét, glauconite, pyrite.
Đôi khi xen các lớp đá vôi vi hạt: đá vôi chứa
nhiều mảnh vụn, lục nguyên. Biến đổi thứ
sinh: Katagen sớm - giữa.
Cho đến giai đoạn đầu của thời
kỳ Miocene sớm, bể chịu ảnh hưởng
của môi trường lục địa, sông hồ (alu-
vial - lacustrine). Sự xâm nhập của
môi trường biển bắt đầu xảy ra vào
thời kỳ giữa của Miocene sớm ở khu
vực trung tâm bể, trong khi rìa bể vẫn
chịu chi phối bởi môi trường sông
đến đồng bằng châu thổ (fluvial -
deltaic). Ảnh hưởng của môi trường
biển trong phạm vi toàn bể xảy ra
vào cuối Miocene sớm và biểu hiện
rõ nét hơn vào thời kỳ Miocene giữa,
kéo dài sang Miocene muộn cho đến
hiện tại [3].
Sét kết xám, xám nâu chứa bột và vôi, giàu
vật chất hữu cơ, vụn than hoặc xen kẹp các
lớp than nâu. Xen kẽ bột kết, cát kết xám
sáng, hạt nhỏ đều thô, hoặc sạn, lựa chọn
kém. Đá có khả năng sinh và chứa trung
bình đến tốt. Biến đổi thứ sinh: Katagen
giữa - muộn
Đá biến chất tướng phiến lục (cát bột kết dạng quarzite, quarzite,
đá phiến sericite, phyllite…). Đá vôi.
Trước C
Đá vôi
enozoic
Cuội kết
Cát kết
Granodiorite
Sét kết
Khí
Dầu
Dầu và khí
Than
Granite/Đá móng
Đá biến chất
Núi lửa/phun trào
Bất chỉnh hợp
Hình 2. Cột địa tầng tổng hợp bể Malay - Thổ Chu [3]
Sự tồn tại của đá mẹ nguồn gốc
đầm hồ (lacustrine) tuổi Oligocene
và đá mẹ nguồn gốc than tuổi Mio-
cene đã được khẳng định thông qua
nhiều giếng khoan trong bể. Đá chứa
được xác định là các tập cát kết tuổi
Oligocene - Miocene. Các play dầu
khí liên quan chủ yếu đến dạng bẫy
cấu tạo và bẫy địa tầng. Một số phát
hiện quan trọng về khí condensate
và dầu trong các play đã được ghi
nhận như: CN-1X, KM-1X, DD-1X và
NH-1X... Play móng được đánh giá có
tiềm năng tương đối kém, tuy nhiên
cần tiếp tục nghiên cứu để làm rõ
trong thời gian tiếp theo.
Top Unit 3
(FS190)
Đồng bằng ngập lụt
(Mangrove Swamp) -
Tầng chắn
Bể Malay - Thổ Chu
Mazlan et al., 1999
Top Unit 2
(FS120)
Đồng bằng châu thổ
đến ven biển
(Fluvial to Coastal Plain) -
Tầng chứa
Top Unit 1
(FS40)
Đầm hồ (Lacustrine) -
Tầng sinh
Giếng khoan C-1X
Hình 3. Sơ đồ môi trường trầm tích khu vực nghiên cứu theo tài liệu cập nhật giếng khoan C-1X [2]
DẦU KHÍ - SỐ 5/2020
26
PETROVIETNAM
Tmax( oC)
TOC(Wt %)
S1(Kg/T)
S2(Kg/T)
PI
HI(mg/g)
%Ro
DEPTH
(m)
LITHO.
P
F
G
V
Exc.
P
F
G V Exc.
P
F G
V
Exc.
Indig.
Mig.
INGP GO OP
II&I
IM
M
O
IM
M
O
C
D
10-1 10
10
10-1 10
10
10-1 10 0 10 1 102
0.2 0.4
420 440 460
0.5 1.0 2.0
0
1
0
1
50200 400
600
800
1000
1200
1400
1600
clays/silty clays
coal
P : Poor
F : Fair
V : Very good
E : Excellent
Indig. : Indigenous
Hydrocarbon
IN
GP
:
:
Inert material
Gas prone
IM. : Immature
M. : Mature
G : Good
Mig. : Migrated
Hydrocarbon
GO
OP
:
Gas & Oil prone
Oil prone of kerogen III
O. : Oil window
C. : Condensate
:
(a)
Trung
Tốt
Kém
Rất tốt
bình
900
750
600
450
300
150
0
Type I
Type II
Type III
Tổng lượng carbon hữu cơ (% khối lượng)
400
420
440
460
480
500
520
540
Tmax (ºC)
Mẫu than giếng khoan C-1X
Mẫu than giếng khoan C-1X
Mẫu vụn giếng khoan C-1X
Mẫu vụn giếng khoan C-1X
(b)
(c)
Hình 4. Biểu đồ quan hệ chỉ số đá mẹ và chiều sâu (giếng khoan C-1X) (a); Biểu đồ quan hệ HI/Tmax (giếng khoan C-1X) (b); Biểu đồ quan hệ độ giàu vật chất hữu cơ
và tiềm năng sinh hydrocarbon (giếng khoan C-1X) (c) [6]
Môi trường trầm tích Đệ Tam khu vực giếng khoan
3. Hệ thống dầu khí
C-1X tương đồng với môi trường trầm tích Đệ Tam của bể
Malay - Thổ Chu (Hình 3). Ranh giới giữa các môi trường
đầm hồ, đồng bằng châu thổ - ven biển và đồng bằng ngập
lụt phân chia các hệ tầng sinh, chứa, chắn được xác định
bởi tài liệu địa chấn kết hợp với tài liệu phân tích mẫu thạch
học, cổ sinh - địa tầng và minh giải log tại giếng khoan [2].
3.1. Đặc điểm tầng sinh
Nghiên cứu tầng sinh khu vực giếng khoan C-1X
được thực hiện trên 30 mẫu vụn trong khoảng độ sâu 965
- 1.560 m (phân tích TOC, Rock-eval), 10 mẫu vụn trong
khoảng độ sâu 600 - 1.505 m (phân tích độ phản xạ vitrin-
DẦU KHÍ - SỐ 5/2020
27
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
ite) và 5 mẫu vụn trong khoảng độ sâu 1.230 - 1.535 m
(phân tích GCMS) [6]. Kết quả phân tích được tổng hợp
như Hình 4).
Thạch học cát kết
3.1.1. Độ giàu vật chất hữu cơ và phân loại kerogen
- Độ sâu 965 - 1.560 m (Miocene dưới - Oligocene):
Sét kết/sét - bột kết có độ giàu vật chất hữu cơ thấp
tới trung bình (TOC = 0,36 - 0,59%), tiềm năng sinh
hydrocarbon thấp (S2 = 0,67 - 1,90 kg/T), biểu đồ quan
hệ chỉ số hydrogen/Tmax cho thấy đặc trưng đá mẹ là
kerogen loại II/III (HI = 167 - 335 mg/HC/gTOC), cho khả
năng sinh dầu và khí.
2 mẫu than ở độ sâu 965 - 970 m và 1.400 - 1.405 m
rất giàu hàm lượng vật chất hữu cơ và có tiềm năng sinh
dầu khí rất tốt.
(a)
- Độ sâu 1.460 - 1.560 m (Oligocene): Sét kết/sét -
bột kết có độ giàu vật chất hữu cơ trung bình (TOC = 0,52
- 0,69%), tiềm năng sinh hydrocarbon trung bình (S2 =
2,01 - 2,40 kg/T), biểu đồ quan hệ chỉ số Hydrogen/Tmax
cho thấy đặc trưng đá mẹ là kerogen loại II/III (HI = 348 -
387 mg/HC/gTOC), cho khả năng sinh dầu và khí.
3.1.2. Mức độ trưởng thành nhiệt
Độ phản xạ vitrinite của các mẫu trong khoảng độ
sâu 600 - 620 m và 1.500 - 1.505 m cho giá trị R0 = 0,35 -
0,43% có nghĩa là đá mẹ ở đây chưa đạt ngưỡng trưởng
thành. Giá trị Tmax < 435 oC tương ứng cũng khẳng định
mức độ chưa trưởng thành nhiệt của đá mẹ ở khu vực
nghiên cứu.
(b)
3.2. Đặc điểm đá chứa
Nghiên cứu đá chứa khu vực giếng khoan C-1X được
thực hiện trên 22 mẫu vụn, với các chỉ tiêu phân tích
thạch học lát mỏng (thin-section) và nhiễu xạ Rơnghen
(XRD) trong khoảng độ sâu 965 - 1.560 m cùng 5 mẫu
phân tích hiển vi điện tử quét (SEM) trong khoảng độ sâu
1.130 - 1.250 m [7]. Kết quả phân tích được tổng hợp như
sau:
3.2.1. Phân tích thạch học
Trong khoảng độ sâu phân tích tồn tại các loại đá
khác nhau như: sét kết, bột kết, cát kết và đá vôi. Kết quả
phân tích thạch học lát mỏng đá cát kết - đối tượng chứa
chính được tổng kết ở Hình 5a.
Cát kết có thành phần độ hạt thay đổi rất khác nhau
(từ rất mịn cho đến thô), chủ yếu là loại sub-litharenite
và sub-arkose, một vài mẫu là lithic arkose, feldspathic
(c)
Hình 5. Kết quả phân tích thạch học cát kết độ sâu 1.200 - 1.045 m, giếng khoan C-1X [7]
(a); Biểu đồ phân loại cát kết giếng khoan C-1X: (< 15% matrix (b), > 15% matrix (c)) [7, 8]
DẦU KHÍ - SỐ 5/2020
28
PETROVIETNAM
6A 1020-1025m
6B 1160-1165m
6C 1240-1245m
6D 1305-1165m
6F 1305-1310m
6E 1305-1310m
Hình 6. Ảnh phân tích thạch học lát mỏng giếng khoan C-1X [7]
litharenite đến lithic greywacke (Hình 5b và c); độ mài tròn
từ bán góc cạnh đến bán tròn cạnh và tròn cạnh; độ chọn
lọc trung bình đến tốt [8].
- 7%. Khoáng vật nặng gồm zircon và apatite. Xi măng và
khoáng vật thứ sinh có mặt trong tất cả các mẫu cát kết,
với hàm lượng từ trung bình đến cao. Xi măng carbonate
có mặt ở trong tất cả các mẫu, gồm dolomite (3,2 - 20,2%),
calcite (1 - 8,4%), siderite trung bình 8%... Khoáng vật sét
thứ sinh gồm chlorite (0,6 - 2,4%) và sét khác (1,2 - 4,6%).
Ngoài ra còn có sự hiện diện của khoáng vật không thấu
quang như pyrite với hàm lượng 0,6 - 1,6%.
Thành phần thạch học chủ yếu là thạch anh, với hàm
lượng trung bình 40 - 50%; feldspar có hàm lượng thấp
(2,4 - 8,6%); các mảnh đá: vụn núi lửa (2 - 7,4%), mảnh
granite (0,6 - 3,2%), mảnh đá phiến (0,4 - 3,6%), mảnh
quartzite (0,2 - 1,8%). Vật liệu nền (matrix) trung bình 2
DẦU KHÍ - SỐ 5/2020
29
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
Hình 7. Ảnh phân tích mẫu SEM, giếng khoan C-1X [7]
Độ rỗng nhìn thấy (visible porosity) quan sát trên lát
mỏng thạch học được bảo tồn khá tốt (Hình 6a - d), gồm:
độ rỗng liên thông giữa hạt (mũi tên màu đỏ) < 13,2%, độ
rỗng giữa các tinh thể hình thành do quá trình dolomite
hóa (mũi tên màu hồng) < 6,4% và độ rỗng thứ sinh do
hòa tan các hạt feldspar (mũi tên màu xanh) < 1,2%. Độ
rỗng của đá chịu sự chi phối mạnh mẽ bởi sự có mặt của
các khoáng vật thứ sinh (dolomite, siderite, khoáng vật
sét) và vật liệu nền (matrix). Các mẫu gắn kết bởi xi măng
carbonate (Hình 6e) và hàm lượng vật liệu nền cao (Hình
6f) có độ rỗng tương đối kém [7, 9].
Theo kết quả phân tích 5 mẫu hiển vi điện tử quét
(SEM), độ rỗng có thể quan sát rõ trên ảnh, gồm: độ rỗng
liên thông giữa hạt (Hình 7a và b), độ rỗng hình thành từ
các hạt kết tinh (Hình 7c) và vi lỗ rỗng nằm trong các họng
sét (Hình 7e). Các khoáng vật thứ sinh chủ yếu gồm dolo-
mite, siderite, calcite, pyrite và khoáng vật sét (Hình 7d).
Sự có mặt và phát triển của khoáng vật thứ sinh trong đá
DẦU KHÍ - SỐ 5/2020
30
PETROVIETNAM
Hình 8. Kết quả phân tích thành phần sét giếng khoan C-1X [7]
Tầng trên
Tầng giữa
Tầng thấp (dưới)
Khoảng giữa → thấp
Các thân cát khu vực C-1X hình thành bởi hệ thống sông uốn khúc (meandering river system)
Hệ thống sông uốn khúc
Hình 9. Mô hình thành tạo các thân cát tầng chứa khu vực nghiên cứu [2, 11]
làm giảm độ rỗng và độ thấm, tức giảm mức độ lưu thông
của chất lưu, ảnh hưởng xấu đến chất lượng đá chứa. Chỉ
có một quá trình biến đổi thứ sinh làm tăng độ rỗng, đó
là quá trình hòa tan khoáng vật kém bền vững trong đá
(feldspar), hình thành nên độ rỗng thứ sinh và cải thiện
chất lượng đá chứa (Hình 7f) [7, 9, 10].
khoáng vật tạo đá chủ yếu gồm thạch anh (51,6%), tiếp
theo là lượng nhỏ hơn K-feldspar, plagioclase, mica, cal-
cite, dolomite… Đặc biệt siderite hiện diện khá nhiều
trong khoảng độ sâu này (16,4%). Kết quả phân tích thành
phần sét cho thấy illite chiếm ưu thế, ít hơn là kaolinite và
chlorite cùng một lượng nhỏ sét hỗn hợp lớp illite-smec-
tite (Hình 8). Smectite chỉ xuất hiện ở độ sâu nhỏ hơn 1.505
m (hàm lượng 14,9 - 19%) cho thấy được thành tạo từ sét
trương nở nguồn gốc núi lửa (volcanic montmorinollite),
khó chuyển hóa thành illite trong môi trường biển.
Để đánh giá chi tiết về thành phần khoáng vật tạo đá
và thành phần sét đi kèm, 22 mẫu vụn đã được phân tích
bằng phương pháp nhiễu xạ Rơnghen (XRD) [7, 8].
Kết quả phân tích tổng hàm lượng đá cho thấy,
DẦU KHÍ - SỐ 5/2020
31
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
Biên độ RMS
Dị thường biên độ nghịch đảo
Biên độ RMS
Dị thường biên độ nghịch đảo
0,53km2
C-1X
C-1X
C-1X
Hình 10. Phân bố các vỉa cát khu vực nghiên cứu [2, 11]
Tổng hợp kết quả nghiên cứu (thạch học
lát mỏng, SEM và XRD) cho thấy cát kết khu
vực nghiên cứu có chất lượng chứa từ trung
bình tới khá, đôi chỗ chất lượng chứa được cải
thiện tốt hơn (vỉa chứa phát hiện dầu khí tại
giếng C-1X ở độ sâu 1.230 - 1.350 m) do độ
rỗng của đá được bảo tồn, ít chịu ảnh hưởng
của quá trình xi măng hóa và lấp nhét bởi
khoáng vật thứ sinh.
Sandstone with oil shows in
fining-upward Lower Layer
Gross
Ave. VCL
Ave. PHIE
Ave. SWE
Net
N/G
Lower Layer
Gross
N/G
Avg Phi
Avg Sw
VCL cut-
off 60%
:
:
:
:
20,6 m
67,0%
25,4%
28,7%
20,6m
13,8m
67%
22%
25%
29%
Coal flag
3.2.2. Phân bố của các vỉa chứa
Theo kết quả phân tích dị thường biên độ
nghịch đảo địa chấn, khu vực nghiên cứu tồn
tại một số vỉa chứa cát kết hình thành bởi hệ
thống sông uốn khúc (Hình 9). Tuy nhiên, các
vỉa chứa phát triển không liên tục và phân bố
trong phạm vi hẹp < 1 km2 (Hình 10). Một số
vỉa có thể liên thông với nhau, do vậy tương
đối khó xác định độ sâu ranh giới khép kín của
bẫy/tầng chắn [2].
Hình 11. Vỉa chứa dầu trong Miocene dưới (giếng C-1X, độ sâu 1.230 - 1.250 m) [2]
C-1X
Rủi ro chắn nóc
FS120
New FS
Good seal
Top Seal
Upper
Upper
Middle
Tại giếng khoan C-1X, đã phát hiện hy-
drocarbon tại tập đá chứa Miocene dưới ở độ
sâu 1.230 - 1.250 m. Kết quả minh giải địa vật
lý giếng khoan (LWD) cho thấy đây là vỉa sản
phẩm chứa dầu (Hình 11).
Hình 12. Mặt cắt địa chấn minh họa tầng chắn nóc cho các vỉa chứa Miocene [2]
Mặt cắt qua tập trên và giữa
Biên độ RMS
tập trên
17m throw
FS120
FS
24m throw
24m throw
Sơ bộ tính toán cho thấy trữ lượng tại chỗ
khu vực giếng khoan C-1X không lớn, nhưng
đã khẳng định hoạt động tích cực của hệ
thống dầu khí tại rìa Tây Nam khu vực nghiên
cứu, gợi mở cho công tác tìm kiếm, thăm dò
trong thời gian tiếp theo.
Base
Upper
Base
Middle
Biên độ RMS tập dưới
Mặt cắt qua tập dưới
3.3. Đặc điểm tầng chắn
33m throw
Kết quả khoan giếng C-1X đã xác định
được tầng chắn nóc là các tập sét nằm phía
trên tầng đá chứa Miocene dưới, tương ứng
Lower
Layer
Hình 13. Mặt cắt địa chấn minh họa khả năng chắn biên của đứt gãy [2]
DẦU KHÍ - SỐ 5/2020
32
PETROVIETNAM
với bề mặt ngập lụt FS, FS120 trên mặt
cắt địa chấn (Hình 12).
VF90-53 + PQ30
KL
AQ
Các đứt gãy đóng vai trò chắn biên
tại giếng C-1X được xác định như Hình
13. Tuy nhiên, khả năng chắn biên của
đứt gãy phụ thuộc vào giá trị SGR (Shale
Gouge Ratio), tức tỷ phần sét tại các vỉa
nằm 2 bên cánh đứt gãy. Các vỉa trong
phần giữa và trên (Upper & Middle
Layer) có giá trị SGR thấp (< 0,3), tức tỷ
phần sét thấp, đồng thời có sự tiếp xúc
một phần giữa các vỉa hàm lượng cát
cao hơn bên cánh sụt với cánh nâng, do
vậy đứt gãy gần như không chắn. Các
vỉa trong phần dưới (Lower Layer) có
giá trị SGR lớn hơn (0,3 < SGR < 0,6), tức
tỷ phần sét cao hơn, đồng thời vỉa cát
bên cánh nâng tiếp xúc với vỉa sét bên
cánh sụt, do vậy đứt gãy có khả năng
chắn tốt [2, 11].
CV
Khả năng chắn nóc kém
dẫn đến giảm khoảng
cách di cư dọc tầng về
phía Việt Nam
Thailand
SE95-05
Lô A&B
Lô A&B
Cấu trúc đơn nghiêng và chắn
nóc tốt, nên khả năng di cư dọc
tầng tốt hơn về phía Việt Nam
SE9-08
Hydrocarbon di cư thẳng đứng
nạp vào cấu trúc nghịch đảo,
không có di cư dọc tầng về phía
Việt Nam
Hình 14. Mô hình dịch chuyển đá mẹ khu vực nghiên cứu [12]
3.4. Dịch chuyển dầu khí và tạo bẫy
Kết quả nghiên cứu mô hình địa
hóa khu vực thực hiện bởi JOGMEC và
VPI [12] cho thấy, đá mẹ khu vực bể
Malay - Thổ Chu được hình thành từ
các tầng sinh đầm hồ (lacustrine) tuổi
Oligocene - Miocene dưới và tầng
sinh châu thổ - sông (fluvial - deltaic)
tuổi Miocene giữa - trên có nguồn gốc
từ than, được di cư với khoảng cách
khá lớn (> 100 km) từ trung tâm bể
Malay đến khu vực nghiên cứu (Hình
14) [12, 13].
Hình 15. Kết quả phân tích mẫu địa hóa bề mặt khu vực nghiên cứu [12]
Nghịch đảo địa chấn (DFL)
Cấu tạo C (Lô A&B)
Nghịch đảo địa chấn (DFL)
Cấu tạo C (Lô A&B)
FS165
FS165
FS120
Trên
Trên
Giữa
Giữa
FS120
Dưới
Base
Upper
Base
Upper
Dưới
FS100
FS100
HC từ Pergau ꢀch tụ vào các khối nhô địa phương (đứt gãy phát triển nhiều hơn dọc theo đường dịch chuyển)
HC dịch chuyển từ East Piatu ꢀch tụ vào các khối nhô địa phương
Hình 16. Cơ chế dịch chuyển hydrocarbon vào bẫy chứa [2]
DẦU KHÍ - SỐ 5/2020
33
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
Đứt gãy
Bẫy kề áp
đứt gãy
Dị thường HC
C-1X
Tập sét đóng vai trò
chắn nóc
Dị thường
HC
Tập sét có khả năng không chắn do
phía dưới bắt gặp vỉa cát
Bẫy địa tầng
Strike-slip fault
FS40
Tầng sét ~10m (bắt gặp tại giếng khoan C-1X) có
thể đóng vai trò chắn nóc trong play móng. Tuy
nhiên, tầng sét này đôi chỗ bị biến tướng, trong
thành phần có cả bột/cát, do vậy khả năng chắn
ꢀềm ẩn nhiều rủi ro.
Shale
Shale
Hình 17. Bẫy chứa dạng hỗn hợp cấu trúc - địa tầng khu vực
Hình 18. Mặt cắt địa chấn phương Tây Bắc - Đông Nam qua khu vực nghiên cứu [2]
nghiên cứu [2]
Khảo sát địa hóa bề mặt thực hiện bởi Idemitsu [13]
cho thấy mật độ cao đến trung bình của dầu nhẹ (C10 - C14)
tập trung ở phần Tây Nam của lô, nơi có giếng khoan C-1X.
Điều đó cho thấy dầu khí đã được di cư đến từ trung tâm
của bể Malay. Dầu và khi cùng di cư, nhưng khí di thoát
sớm hơn do có mật độ và độ nhớt thấp hơn (Hình 15).
Rủi ro chính đối với play móng là khả năng chắn nóc
và chất lượng tầng chứa liên quan đến thành phần thạch
học đá móng (có thể là đá biến chất, tương tự khu vực
giếng khoan 46-KM-1X). Giếng khoan C-1X đã khoan
vào tầng sét độ dày 10 m (xác định bởi giá trị GR cao ở
dưới ranh giới FS40) cho thấy đây có thể là tầng chắn nóc
(một phần) cho play móng. Tuy nhiên, do lớp sét này khá
mỏng và thay đổi thành phần theo chiều ngang (đã bắt
gặp nhiều lớp cát kết/bột kết ở trên và dưới tập sét này tại
giếng khoan C-1X) nên khả năng chắn nóc tiềm ẩn rủi ro
lớn (Hình 18).
Tại khu vực nghiên cứu, dầu khí được nạp vào bẫy theo
cơ chế dịch chuyển ngang từ tầng sinh tới các tầng chứa
và dịch chuyển thẳng đứng thông qua kênh dẫn là các đứt
gãy (Hình 16). Dịch chuyển thẳng đứng thường mang tính
địa phương trong khu vực phát triển nhiều đứt gãy, trong
khi đó dịch chuyển ngang có phạm vi ảnh hưởng lớn hơn
[13]. Tuy nhiên, khoảng cách dầu khí có thể dịch chuyển
ngang từ tầng sinh tới các tầng chứa, đặc biệt là khu vực
rìa bể vẫn cần phải tiếp tục nghiên cứu, làm rõ.
Với các thông tin có được đến thời điểm hiện tại, có
thể thấy play móng khu vực nghiên cứu còn tồn tại nhiều
rủi ro địa chất. Tuy nhiên, do thông tin về đối tượng móng
còn hạn chế nên việc nghiên cứu, đánh giá chi tiết tiềm
năng dầu khí play móng cần tiếp tục được tiến hành khi
triển khai công tác tìm kiếm thăm dò tại khu vực.
Kết quả phân tích nghịch đảo địa chấn (simultane-
ous inversion) [2, 11] cho thấy, khu vực nghiên cứu tồn tại
các loại bẫy: kề áp đứt gãy (ít gặp đứt gãy lớn trong khu
vực), bẫy nếp lồi (thường có diện tích khép kín cấu tạo khá
nhỏ), bẫy kề áp móng (gặp nhiều rủi ro liên quan đến tầng
chắn) và bẫy địa tầng/hỗn hợp cấu trúc - địa tầng (thường
có quy mô nhỏ).
4. Trao đổi và thảo luận
Kết quả phân tích nhiệt phân Rock-eval [6] tại khu vực
giếng khoan C-1X (độ sâu 1.230 - 1.235 m, 1.235 - 1.240
m, 1.240 - 1.245 m, 1.245 - 1.250 m và 1.530 - 1.535 m) cho
thấy đá mẹ có nguồn gốc đầm hồ (lacustrine), với lượng
nhỏ vật chất hữu cơ nguồn gốc lục địa. Có 2 mẫu than ở
độ sâu 965 - 970 m và 1.400 - 1.405 m rất giàu hàm lượng
vật chất hữu cơ (TOC tương ứng 47,52% và 42,38%) và có
tiềm năng sinh dầu khí rất tốt (S2 tương ứng 144,23 kg/T
và 130,22 kg/T).
Trong khu vực Lô A & B, bẫy địa tầng tồn tại ở phía
Nam, nhưng dị thường hydrocarbon lại nằm trên cánh
nâng của đứt gãy phía Bắc và phía Tây của Lô A & B, độ sâu
dưới 1.090 m. Do vậy, bẫy chứa ở đây được xác định là bẫy
dạng hỗn hợp cấu trúc - địa tầng (Hình 17).
3.5. Play móng
Đá mẹ tại giếng khoan C-1X có độ phản xạ vitrinite
R0 = 0,35 - 0,43%, Tmax < 435 oC cho thấy đá mẹ chưa đạt
ngưỡng trưởng thành, nên hydrocarbon không được sinh
tại chỗ mà di cư từ nơi khác đến. Một số mẫu (độ sâu 1.230
Trong bể Malay -Thổ Chu, hiện có giếng khoan 46-KM-
1X khoan đến đối tượng móng và đã xác định được thành
phần đá móng chủ yếu là đá biến chất (metamorphic) [3].
DẦU KHÍ - SỐ 5/2020
34
PETROVIETNAM
- 1.235 m và 1.235 - 1.240 m) có tính chất tương tự với
mẫu dầu/condensate có mặt ở khu vực khác trong bể Ma-
lay - Thổ Chu. Như vậy, nhóm tác giả cho rằng đá mẹ khu
vực nghiên cứu được di cư đến từ trung tâm bể Malay (có
nét tương đồng với đá mẹ ở mỏ Pergau và East Piatu phía
Malaysia). Nhận định này cũng phù hợp với các kết quả
nghiên cứu về mô hình địa hóa tiến hành bởi Idemitsu và
Viện Dầu khí Việt Nam (VPI) năm 2013 [13].
Đá mẹ khu vực nghiên cứu là các tầng sinh thành tạo
trong môi trường đầm hồ (lacustrine) và tầng sinh châu
thổ - sông (fluvial - deltaic) tuổi Miocene giữa - trên có
nguồn gốc từ than, hàm lượng vật chất hữu cơ thay đổi từ
trung bình đến tốt, chủ yếu sinh dầu và khí (kerogen loại
II và III). Dầu khí được di cư từ trung tâm bể Malay (phía
Malaysia) đến khu vực rìa Tây Nam bể Malay - Thổ Chu và
nạp vào bẫy chứa dạng hỗn hợp cấu trúc - địa tầng, với sự
chiếm ưu thế của dầu nhẹ.
Kết quả phân tích tổng hợp về thạch học cho thấy
các khoáng vật tạo đá và khoáng vật sét đi kèm tại khu
vực nghiên cứu ít chịu ảnh hưởng của quá trình chôn vùi
(burial). Chúng được vận chuyển đến từ một khoảng cách
khá xa so với nguồn cung vật liệu, có thể chuyển tiếp từ
môi trường sông cho đến đồng bằng ven biển (chịu ảnh
hưởng của điều kiện sóng đến thủy triều). Chất lượng đá
chứa chịu sự chi phối lớn của thành phần các khoáng vật
thứ sinh trong các vỉa chứa. Theo đó, cùng với sự tồn tại
của xi măng gắn kết carbonate, sự có mặt phong phú của
các loại sét có tính trương nở (smectite, illite-smecite) có
ảnh hưởng tiêu cực đến khả năng bảo tồn độ rỗng cũng
như khả năng lưu thông của các chất lưu, tức làm giảm độ
rỗng và độ thấm của đá chứa [7].
Đá chứa là các vỉa cát hình thành bởi hệ thống sông
uốn khúc (meandering channel) trong môi trường sông
(fluvial) đến đồng bằng ven biển (coastal plain), phân
bố trong phạm vi hẹp và bề dày không lớn. Phân loại đá
chứa chủ yếu là loại sub-litharenite và sub-arkose, với chất
lượng chứa thay đổi từ kém tới trung bình, đôi chỗ được
cải thiện tốt hơn, tùy thuộc hàm lượng xi măng và mức độ
biến đổi của khoáng vật thứ sinh trong đá.
Đá chắn là các tập sét xen kẹp các vỉa than hình thành
trong môi trường đầm lầy ngập lụt (mangrove swamp), có
bề dày không lớn trong khu vực rìa Tây Nam của bể.
Hệ thống dầu khí trầm tích Đệ Tam khu vực nghiên
cứu được dự báo tồn tại các cụm bẫy chứa tiềm năng, tuy
nhiên ít có khả năng bắt gặp ở quy mô lớn. Đối với tầng
móng, tồn tại nhiều rủi ro liên quan đến khả năng chắn
nóc, cũng như bản chất thạch học (thành phần biến chất)
của đá móng, cần được tiếp tục nghiên cứu và làm rõ.
Phát hiện dầu khí trong 20 m vỉa chứa cát kết Mio-
cene dưới cho thấy tập sét nằm phía trên đóng vai trò
tầng chắn nóc. Rủi ro chắn biên của đứt gãy liên quan tới
tỷ phần sét và tiếp xúc giữa các vỉa hàm lượng sét thấp ở
2 bên cánh đứt gãy [2].
Tài liệu tham khảo
Mặc dù cả dầu và khí cùng di cư từ phía Malaysia đến
phía Việt Nam, nhưng khí bị di thoát trước do có mật độ
và độ nhớt thấp hơn. Với khoảng cách khá lớn (> 100 km)
từ trung tâm bể, dự báo chủ yếu dầu nhẹ (hàm lượng C10
- C14) di cư được đến phần rìa Tây Nam bể Malay - Thổ Chu
[2, 13].
[1] Simon P.Todd, M.E.Dunn and A.J.G.Bawise,
“Characterizing petroleum systems in the tertiary of SE
Asia”, Petroleum geology of Southeast Asia, Geological
Society London Special Publications, Vol. 126, No. 1, pp.
25 - 47, 1997. DOI: 10.1144/GSL.SP.1997.126.01.04.
Theo đánh giá của nhà thầu tuy phát hiện không đem
tính thương mại, nhưng việc tìm ra dầu ở giếng khoan
C-1X nằm tương đối xa các khu vực đã có phát hiện và các
mỏ đang khai thác (cách mỏ Sông Đốc gần nhất khoảng
50 km về phía Tây Bắc), cho thấy tiềm năng dầu khí ở khu
vực này vẫn là ẩn số hấp dẫn đối với công tác tìm kiếm,
thăm dò trong thời gian tới.
[2] Idemitsu, “The geological and geophysical
evaluation report for Blocks 39 & 40/02, offshore Vietnam”,
Final report, 2018.
[3] Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, Địa chất và Tài nguyên
Dầu khí Việt Nam. Nhà xuất bản Khoa học và Kỹ thuật (tái
bản, sửa chữa và bổ sung), 2019, tr. 443 - 491.
[4] Andrew D. Miall, Principles of sedimentary basin
analysis (3rd updated and enlarge edition). Springer, 2000.
5. Kết luận
Kết quả khoan giếng C-1X với phát hiện dầu trong
tầng chứa Miocene dưới đã khẳng định hoạt động tích
cực của hệ thống dầu khí tại khu vực rìa Tây Nam bể Malay
- Thổ Chu, là cơ sở để tiếp tục đẩy mạnh công tác tìm kiếm,
thăm dò trong khu vực này.
[5] Thomas Hantschel and Armin I.Kauerauf,
Fundamental of basins and petroleum systems modeling.
Springer, 2009.
[6] VPI, “Geochemical evaluation for cutting samples
of 40/02-CS-1X well”(final report), 2018.
DẦU KHÍ - SỐ 5/2020
35
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
[7] VPI, “Petrography, SEM and XRD analyses of
40/02-CS-1X well”, (final report), 2018.
[12] VPI and Idemitsu,“Characterization of petroleum
system in Vietnam by State-of-the-art geochemical
technology”, Phase 3 Malay - Tho Chu basin, Final report for
collaborative study, 2009.
[8] Robert L.Fork, Petrology of sedimentary rocks.
Austin, Tex: Hemphill’s Book Store, 1980.
[13] JOGMEC and Idemitsu, “Joint study in the Blocks
39 and 40/02, offshore Vietnam”(final report), 2013.
[9] Joan E.Welton, SEM petrology atlas. American
Association of Petroleum Geologists, 1984, Vol. 4.
[14] Petronas, The petroleum geology and resources of
Malaysia, 1999, pp. 665.
[10] F.J.Pettijohn, Sedimentary rocks (second edition).
New York: Harper & Brothers, 1957.
[15] A.Sutoto, “The use of LWD and its impact on
petrophysical evaluation in the Belida field, Block‘B’, south
Natuna Sea”, Indonesian Petroleum Association, 23rd Annual
Convention, 1994.
[11] Idemitsu, “The geological and geophysical
evaluation report for drilling proposal of an exploration
well in the C-South prospect, Blocks 39 & 40/02, Offshore
Vietnam”(final report), 2017.
CHARACTERISATION OF PETROLEUM SYSTEMS IN THE SOUTHWESTERN
MARGIN OF MALAY - THO CHU BASIN, OFFSHORE VIETNAM
Hoang Anh Tuan1, Trinh Xuan Cuong1, Nguyen Thu Huyen2
1Vietnam Oil and Gas Group
2Vietnam Petroleum Institute
Email: tuanha03@pvn.vn
Summary
Results of recent explorations found hydrocarbon accumulation in Lower Miocene reservoir at the C-1X well, approx. 50km northwest
of Song Doc productive field, and have confirmed the active petroleum systems in the southwestern margin of the Malay - Tho Chu basin in
Vietnam.
The paper presents research results on the characteristics of the petroleum systems in the investigated area, including source rocks,
reservoirs, seals, hydrocarbon migration and traps on the basis of integrated cutting sample analyses from the C-1X well in combination
with regional geological and geophysical data. The obtained results contribute to a better understanding of the petroleum systems in the
southwestern margin of Malay-Tho Chu basin, and encourage further exploration activities in this area in the future.
Key words: Petroleum system, source rock, reservoir, seal, southwestern margin, Malay - Tho Chu basin.
DẦU KHÍ - SỐ 5/2020
36
12 trang
13820
Free
Bạn đang xem tài liệu "Đặc điểm hệ thống dầu khí khu vực rìa Tây Nam bể trầm tích Malay - Thổ Chu, Việt Nam", để tải tài liệu gốc về máy hãy click vào nút Download ở trên
File đính kèm:
- dac_diem_he_thong_dau_khi_khu_vuc_ria_tay_nam_be_tram_tich_m.pdf
