Đặc điểm trầm tích Oligocene khu vực lô 05-1(A) bể Nam Côn Sơn
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
TẠP CHÍ DẦU KHÍ
Số 2 - 2021, trang 4 - 15
ISSN 2615-9902
ĐẶC ĐIỂM TRẦM TÍCH OLIGOCENE KHU VỰC LÔ 05-1(a) BỂ NAM CÔN SƠN
Mai Hoàng Đảm1, Bùi Thị Ngọc Phương1, Trương Tuấn Anh2, Nguyễn Thị Thanh Ngà1, Trần Đức Ninh2
Vũ Thị Tuyền1, Cao Quốc Hiệp2, Nguyễn Văn Sử1, Nguyễn Thị Thắm1, Phan Văn Thắng1
1Viện Dầu khí Việt Nam
2Công ty TNHH MTV Điều hành Thăm dò Khai thác Dầu khí Trong nước (PVEP POC)
Email: dammh@vpi.pvn.vn
Tóm tắt
Bài báo giới thiệu sự phát triển của trầm tích Oligocene cùng các đặc điểm thạch học và địa hóa để phục vụ việc đánh giá mô hình hệ
thống dầu khí trong Lô 05-1(a). Kết quả nghiên cứu cổ sinh - địa tầng từ các giếng khoan gần đây cho thấy có sự tồn tại của các trầm tích
Oligocene, phân bố trải dài từ sườn phía Nam lên đến dải nâng Đại Hùng ở phía Bắc và được lắng đọng trong môi trường từ đồng bằng ven
biển đến biển nông ven bờ. Thành phần thạch học chủ yếu là cát kết hạt mịn đến thô và có xu hướng thô dần về phía dải nâng Đại Hùng;
lỗ rỗng quan sát được từ 2 - 6,5%, bị ảnh hưởng bởi quá trình nén ép 10 - 80% và xi măng hóa bởi các khoáng vật thứ sinh 10 - 70%. Đá
mẹ ở khu vực sườn phía Nam giàu vật chất hữu cơ, đạt ngưỡng trưởng thành nhiệt đến cửa sổ tạo dầu và cho tiềm năng sinh dầu - khí,
trong khi ở dải nâng Đại Hùng thiên về tiềm năng sinh khí. Điều này cũng cho thấy đá mẹ trong Lô 05-1(a) mang tính địa phương, không
đại diện cho nguồn sinh của khu vực.
Từ khóa: Trầm tích Oligocene, độ rỗng, đá mẹ, vật chất hữu cơ, kerogen, bể Nam Côn Sơn.
1. Giới thiệu
Khu vực nghiên cứu nằm trong phân vùng cấu trúc
mặt móng trước Cenozoic như các cấu tạo Thanh Long,
Tường Vi, Hải Âu, Dừa, Đại Hùng, Thiên Nga.
Trầm tích Oligocene có thành phần thạch học chủ yếu
là cát kết hạt mịn đến thô xen kẹp các lớp sét kết và bột
kết, trầm tích hạt mịn chứa vật chất hữu cơ ưu thế là kero-
gen hỗn hợp II/III cho khả năng sinh dầu và khí. Các trầm
tích được chia thành 3 phần đặc trưng: Phía dưới là cát kết
hạt từ mịn đến thô, đôi chỗ rất thô (sạn kết), cát kết chứa
cuội, đôi khi xen kẹp bởi các lớp đá phun trào núi lửa, các
lớp than và mảnh vụn than; giữa chủ yếu là thành phần
hạt mịn, cấu trúc dạng phân lớp dày, dạng khối khá giàu
vật chất hữu cơ cùng các lớp chứa than; phần trên là cát
kết hạt trung, đôi chỗ có chứa glauconite, trùng lỗ, dino-
cyst biển chứng tỏ có sự ảnh hưởng của môi trường biển
(vùng chuyển tiếp hoặc biển nông ven bờ) vào giai đoạn
cuối Oligocene ở một số khu vực [1], trong đó có khu vực
nghiên cứu.
của dải nâng Đại Hùng - Mãng Cầu thuộc phần rìa Tây Bắc
của đới trũng Trung tâm. Dải nâng này phát triển kéo dài
theo hướng Đông Bắc - Tây Nam và bị chia cắt thành nhiều
khối bởi các hệ thống đứt gãy chủ yếu có phương Đông
Bắc - Tây Nam (Hình 1b). Dải nâng Đại Hùng - Mãng Cầu
có vai trò như một dải nâng giữa trũng, ngăn cách giữa 2
trũng lớn nhất là phụ đới trũng phía Bắc và phụ đới trũng
Trung tâm của bể Nam Côn Sơn trong suốt quá trình phát
triển địa chất từ Eocene đến Miocene và Pliocene đến Đệ
tứ [1].
Cho đến nay vẫn chưa tìm thấy trầm tích Eocene hoặc
cổ hơn trong các giếng khoan của bể Nam Côn Sơn. Kết
quả minh giải tài liệu địa chấn cho thấy trầm tích Oligo-
cene có bề dày lớn, phân bố ở khu vực Trung tâm bể, nơi
chưa khoan đến trầm tích Oligocene [1]. Ở các khối nâng
và sườn có nhiều giếng khoan được thực hiện đến móng
cho thấy trầm tích Oligocene phủ bất chỉnh hợp trên bề
Nghiên cứu sự tồn tại của trầm tích Oligocene và các
đặc điểm thạch học, địa hóa được thực hiện trên số liệu
của 8 giếng khoan nằm trong (i) phần sườn phía Tây Nam;
(ii) dải nâng Đại Hùng - Mãng Cầu (Hình 4) nhằm bổ sung
thông tin cho việc đánh giá mô hình của hệ thống dầu khí
trong Lô 05-1.
Ngày nhận bài: 24/6/2020. Ngày phản biện đánh giá và sửa chữa: 25/6 - 17/12/2020.
Ngày bài báo được duyệt đăng: 2/2/2021.
DẦU KHÍ - SỐ 2/2021
4
PETROVIETNAM
2. Địa chất khu vực nghiên cứu
Bắc Nam [2], đồng thời xảy ra quá trình bào mòn và san
bằng địa hình cổ [1].
Lịch sử phát triển địa chất của khu vực nghiên cứu
gắn liền với sự hình thành bể Nam Côn Sơn và quá trình
tách giãn Biển Đông. Trong thời kỳ Paleocene, sự thúc
trồi về phía Đông Nam của mảng Indochina và sự trôi dạt
về phía Nam của Biển Đông cổ cùng với sự va chạm giữa
vi mảng lục địa Luconina và Borneo tạo nên hàng loạt
các đứt gãy chuyển dạng bên phải (right-lateral trans-
form faults) ở phía Đông của thềm lục địa kéo dài đến
phía Đông của Luconia. Các hoạt động kiến tạo này có
thể làm cho vị trí thềm Sunda kéo dài ra theo phương
Vào cuối Eocene, bắt đầu tách giãn tạo rift theo
phương Đông - Tây đồng thời với quá trình tách giãn và
mở rộng Biển Đông trong suốt Oligocene. Trong giai đoạn
này trục tách giãn Biển Đông có xu hướng chuyển dịch về
phía Tây Nam cùng với hoạt động tích cực của hệ thống
đứt gãy Đông Bắc - Tây Nam tạo nên các địa hào và bán địa
hào chứa các trầm tích mảnh vụn chủ yếu thành tạo trong
các môi trường đầm hồ, đồng bằng sông, châu thổ và đới
nước lợ ven bờ [1].
Quần đảo
Hoàng Sa
Đảo
Phú Quốc
Quần đảo
Trường Sa
Hình 1. (a) Vị trí bể Nam Côn Sơn trên thềm lục địa Việt Nam; (b) Sơ đồ phân vùng cấu trúc bể Nam Côn Sơn [1]
TB
ĐN
Rìa đới nâng Côn Sơn
Đới nâng Côn Sơn
Trũng phía Bắc
Nâng Đại Hùng
Miocene trên
16-1
Miocene giữa
Hình 2. Mặt cắt địa chấn ngang qua dải nâng Đại Hùng - Mãng Cầu [1]
DẦU KHÍ - SỐ 2/2021
5
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
Vào Miocene sớm, giai đoạn sụt lún và mở rộng có sự
phân đới rõ ràng do ảnh hưởng của yếu tố biển tiến từ
phía Đông, trầm tích được lắng đọng từ phần trên đồng
bằng châu thổ (upper delta plain) đến giới hạn thềm đồng
bằng châu thổ (lower delta plain). Vào Miocene giữa, quá
trình sụt lún vẫn tiếp tục và bắt đầu giai đoạn rift thứ 2
có hướng Đông Bắc - Tây Nam. Thời kỳ này biển đã tiến
sâu vào sườn phía Tây của bể tạo điều kiện cho trầm tích
carbonate phát triển rộng rãi ở cấu tạo nâng Mãng Cầu và
thềm Đông Nam [1].
hóa thạch chủ đạo để xác định tuổi địa chất tương đối, kết
hợp với đặc trưng tướng hữu cơ (palynofacies) để xác định
môi trường lắng đọng trầm tích [4].
Phương pháp nghiên cứu thạch học trầm tích: thực
hiện thông qua các chỉ tiêu phân tích lát mỏng thạch
học dưới kính hiển vi phân cực (thin section) để xác định
thành phần khoáng vật tạo đá, phân loại đá, thành phần
xi măng, khoáng vật thứ sinh, đặc điểm kiến trúc và đánh
giá độ rỗng [5 - 9]; phân tích nhiễu xạ tia X (X-ray diffrac-
tion) cho toàn bộ đá và khoáng vật sét nhằm xác định loại
và hàm lượng gần đúng của các khoáng vật sét và khoáng
vật carbonate. Phân tích thạch học nhằm xác định nguồn
gốc của vật liệu trầm tích, môi trường lắng đọng trầm tích,
các giai đoạn thành tạo đá và chất lượng của đá chứa để
đánh giá khả năng chứa các tích tụ hydrocarbon [10].
Vào cuối Miocene giữa là giai đoạn nén ép và nghịch
đảo kiến tạo, hình thành một bất chỉnh hợp khu vực.
Giai đoạn Miocene muộn - Đệ tứ là giai đoạn lún chìm
nhiệt mở rộng bể; các hoạt động kiến tạo, đứt gãy yếu
dần và thay thế bởi chế độ kiến tạo oằn võng và lún
chìm nhiệt [1].
Phương pháp nghiên cứu địa hóa: thực hiện phân tích
nhiệt phân Rock-eval nhằm đánh giá mức độ giàu của vật
chất hữu cơ, tiềm năng sinh hydrocarbon cũng như phân
loại vật chất hữu cơ, kết hợp với phương pháp đo độ phản
xạ vitrinite xác định mức độ trưởng thành nhiệt của đá
mẹ [11]. Bên cạnh đó, phương pháp sắc ký khí và sắc ký
khí - khối phổ xác định nguồn gốc vật chất hữu cơ và môi
trường lắng đọng trầm tích của đá mẹ [12].
3. Phương pháp nghiên cứu
Đối tượng nghiên cứu là trầm tích Oligocene. Các
nghiên cứu về địa tầng, thạch học trầm tích và địa hóa
được thực hiện trên mẫu vụn (cutting) và mẫu lõi (core)
của 8 giếng khoan thuộc Lô 05-1(a) [3].
Phương pháp nghiên cứu cổ sinh - địa tầng được thực
hiện thông qua các chỉ tiêu phân tích tảo vôi (nannofossil
calcareous) dưới kính hiển vi phân cực; trùng lỗ (foramin-
ifera) dưới kính hiển vi soi nổi, và bào tử phấn hoa (paly-
nology) dưới kính hiển vi sinh học. Hóa thạch được mô tả
để nhận dạng tên các giống/loài và sử dụng các tổ hợp
4. Kết quả
4.1. Địa tầng trầm tích
Địa tầng khu vực nghiên cứu được thực hiện bởi các
Môi trường Oligocene
NCS
Hóa thạch lục địa
Tướng hữu cơ
Trùng lỗ bám đáy
P1. Phấn nước ngọt
P2. Bào tử nước ngọt
P3. Tảo nước ngọt
P4. Bào tử nấm
P5. Rừng ngập mặn
P6. Núi cao
P7. Đầm lầy ven sông
P8. Tảo sông
P9. Tảo biển
F1. Cấu trúc vỏ cát đơn giản
F2. Vỏ vôi (Rotalids)
F3. Dạng trùng múi Miliolids
F4. Trùng lỗ lớn
F5. Vỏ vôi thềm giũa
F6. Vỏ vôi thềm ngoài
F7. Môi trường sâu lạnh
F8. Môi trường thiếu Oxy
F9. Vỏ cát cấu trúc phức tạp
PM loại 1
PM loại 2
PM loại 3
PM Loại 4
PM loại 4 (nêm)
SOM/AOM
Gamma Log
40
(API)
170
200
100
15
4400m
4425m
4450m
4475m
4500m
4525m
4405
4415
4425
4435
4445
4455
4465
4475
4485
4495
4505
4515
4525
4535
4415
4425
4435
4445
4455
4465
4475
4485
4495
4505
4515
4525
4535
4416.0
4535
Hình 3. Mặt cắt sinh địa tầng tuổi Oligocene qua giếng khoan DH2
DẦU KHÍ - SỐ 2/2021
6
PETROVIETNAM
nghiên cứu về cổ sinh kết hợp với kết quả minh giải chu
kỳ trầm tích và tài liệu địa chấn cho thấy có sự tồn tại của
các trầm tích Oligocene với bề dày lên đến trên một trăm
mét ở khu vực sườn phía Nam (Hình 4). Về mặt cổ sinh,
trầm tích chứa khá phong phú các phức hệ hóa thạch
bào tử phấn hoa chủ yếu có nguồn gốc lục địa: nhóm
bào tử nước ngọt, phấn nước ngọt, đầm lầy ven sông và
một số hóa thạch có nguồn gốc biển ở phần trên của
trầm tích Oligocene. Tuổi của trầm tích được xác định
bởi tổ hợp: Cicatricosisporites dorogensis, Verrutricolpor-
ites pachydermus, Trilobapollis ellipticus, Jussiena spp. và
Meyeripollis naharkotensis (Hình 3). Nóc của Oligocene
trùng với bề mặt trầm tích hạt mịn O4000P theo kết quả
minh giải INPEFA StratPacs. Kết quả này hoàn toàn phù
hợp với các chu kỳ trầm tích được nghiên cứu ở bể Nam
Côn Sơn [13].
tiếp và phần trên của Oligocene thuộc đới biển nông
thềm trong. Thành phần mảnh hữu cơ (PM) chủ yếu là
loại 1, loại 2 và ít SOM/AOM, kích thước từ nhỏ (< 50 µm)
đến trung bình (50 - 150 µm) cho thấy năng lượng môi
trường lắng đọng từ trung bình đến cao. Riêng các giếng
khoan thuộc dải nâng Đại Hùng vật liệu hữu cơ ở khu vực
này bảo tồn kém hơn, đồng thời phức hệ hóa thạch cũng
không phong phú bằng sườn Tây Nam nên năng lượng
lắng đọng trầm tích khu vực này cao hơn.
Kết hợp với kết quả minh giải tài liệu địa chấn và các
nghiên cứu trước đây [14], các thành tạo trầm tích Oligo-
cene được xác định bên dưới bề mặt phản xạ H150 và phủ
bất chỉnh hợp lên bề mặt móng (H200). Bề mặt H150 thể
hiện biên độ âm (trough) và được xác nhận bởi tập than
đánh dấu (coal marker) của bể Nam Côn Sơn. Tại cấu tạo
Đại Hùng, bề mặt H150 đặc trưng bởi phản xạ địa chấn có
biên độ cao và độ liên tục tốt. Tập trầm tích giữa bề mặt
H150 và H200 có bề dày lớn nhất thuộc phần Trung tâm
và phía Nam, mỏng dần về phía Tây Bắc và Đông Bắc. Các
phản xạ có tần số thấp, độ liên tục trung bình, biên độ
thấp nên việc liên kết khá phức tạp. Tuy nhiên, tại khu vực
Trung tâm của cấu tạo có biên độ phản xạ cao hơn nên có
thể liên kết được bề mặt H170. Kết quả nghiên cứu sinh
địa tầng các giếng khoan cho thấy các hóa thạch định
tầng Oligocene chủ yếu đều kết thúc xung quanh bề mặt
phản xạ H170 (Hình 4).
Bên cạnh đó, phức hệ cổ sinh ghi nhận sự hiện diện
rải rác của nhóm hóa thạch trùng lỗ và tảo vôi ở phần
trên của trầm tích Oligocene. Các dạng hóa thạch trùng
lỗ tìm thấy trong mẫu thuộc các đới trầm tích biển nông
ven bờ hoặc nơi có sự giao nhau giữa nước ngọt và nước
biển: Ammonia spp., Ammonia beccarii, Miliammina fus-
ca, Cristellaria spp., Eponides spp., Globigerina spp., Globi-
gerina praebulloides, Nonion spp., Operculina spp., Quin-
queloculina spp., Indeterminate globigeriniids, Cibicides
spp., Trochammina spp. Ngoài ra, còn có sự phong phú
của một số hóa thạch bào tử phấn hoa thuộc nhóm dino-
cyst nguồn gốc biển: Foraminifera test lining, Tasmanites
spp., Selenopemphix spp., Spiniferites spp., Dinoflagellate
cyst undiff. Điều này chứng tỏ có sự xâm nhập của biển
vào thời kỳ cuối của Oligocene ở khu vực nghiên cứu.
Môi trường lắng đọng chủ yếu từ lục địa đến chuyển
4.2. Thạch học trầm tích
Kết quả phân tích thạch học của 7 giếng khoan trong
khu vực nghiên cứu cho thấy có sự thay đổi về đặc trưng
thạch học từ trung tâm cấu tạo (dải nâng Đại Hùng) đến
phần sườn phía Tây Nam. Khu vực sườn phía Tây Nam,
B
A
DH3
DH4
DH6
DH2
DH1
DH4
DH6
B
DH3
DH1
A
DH2
H150
H170
H200 (Nóc móng)
Hình 4. Mặt cắt địa chấn từ sườn phía Tây Nam đến dải nâng Đại Hùng [15]
DẦU KHÍ - SỐ 2/2021
7
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
Thạch anh (35,39%)
Thạch anh (57,70%)
Matrix (8,77 %)
Matrix (90,5%)
(a)
(b)
(c)
Mảnh đá trầm tích (0,75%)
Lỗ rỗng giữa hạt (1,5%)
Khoáng vật phụ (0,5%)
Thạch anh thứ sinh (1%)
Mảnh đá biến chất (0,35%)
Mica (2,15%)
Matrix (6,25%)
Quặng/Pyrite (1,5%)
Mica (0,47%)
Feldspar (0,63%)
Mica (0,27%)
Khoáng vật carbonate thứ sinh (2,93%)
Quặng/Pyrite (1,23%)
Mảnh đá núi lửa (0,57%)
Lỗ rỗng thứ sinh (0,52%)
Lỗ rỗng giữa hạt (2,86%)
Quặng/Pyrite (0,5%)
Mảnh đá trầm tích (1,22%)
Mảnh vụn sinh vật (0,17%)
Mảnh đá biến chất (0,86%)
Hình 5. (a) Thành phần mảnh vụn của cát kết khu vực sườn Tây Nam, (b) Thành phần mảnh vụn cát kết khu vực dải nâng Đại Hùng,
(c) Thành phần mảnh vụn trong sét kết khu vực sườn Tây Nam
(a)
(c)
(b)
Hình 6. (a) Cát kết subarkose giếng khoan DH2 (4.465 m). Kích thước hạt rất mịn, độ chọn lọc tốt, thành phần chủ yếu là thạch anh (Q), thứ yếu là feldspar và một số mảnh đá, cùng với sự
hiện diện của khoáng vật calcite thứ sinh (mũi tên vàng), (b - c) Cát kết lithic arkose giếng khoan DH1 (4.615 m). Kích thước hạt rất mịn, độ chọn lọc tốt, thành phần chủ yếu là thạch anh
(Q), thứ yếu là feldspar và một số mảnh đá phiến (Sch), cùng với sự hiện diện của khoáng vật dolomite thứ sinh (mũi tên vàng)
(a)
(c)
(b)
Hình 7. (a) Sét kết của các giếng khoan DH1 (4.545 m), (b) DH1 (4.590 m), (c) DH2 (4.465 m): Thành phần chủ yếu là khoáng vật sét (Cl) trộn lẫn với vật chất hữu cơ (Or/mũi tên màu
trắng) và khoáng vật carbonate vi tinh (Do). Một lượng nhỏ các mảnh vụn thạch anh (Q/mũi tên màu đỏ), feldspar (F), khoáng vật quặng (Op) nổi trên nền vật chất sét đồng trầm tích
thành phần thạch học chủ yếu là sét kết xen kẹp với cát
kết hạt mịn chọn lọc trung bình đến tốt. Ngược lại, ở khu
vực dải nâng Đại Hùng hầu hết là cát kết từ thô đến rất
thô, độ chọn lọc kém. Trong đó, tại giếng DH4 có sự xen
kẹp giữa cát kết hạt thô với các lớp mỏng bùn vôi (lime
mudstone). Cát kết trong tầng này được phân loại chủ yếu
là cát kết lithic arkose, cát kết feldspathic litharenite, cát
kết litharenite với lượng nhỏ là cát kết subarkose, cát kết
feldspathic greywacke.
Cát kết với thành phần mảnh vụn chủ yếu là thạch
anh (19,5 - 58,4%) và mảnh đá granite với thành phần feld-
spar (3 - 23,8%) và mica (0,2 - 2,3%). Mảnh đá granite hiện
diện cao ở các giếng khoan khu vực dải nâng Đại Hùng
nhưng vắng mặt hoặc rất ít ở sườn Tây Nam. Ngoài ra, còn
một số loại mảnh đá khác như mảnh đá biến chất (schist,
quartzite), mảnh trầm tích (chert) hiện diện với hàm lượng
nhỏ (Hình 5a và b).
DẦU KHÍ - SỐ 2/2021
8
PETROVIETNAM
(a)
(c)
(b)
Hình 8. (a - b) Cát kết feldspathic litharenite giếng khoan DH7 (2.739 m). Kính thước hạt từ thô đến rất thô, độ chọn lọc rất kém. Thành phần mảnh vụn chủ yếu là thạch anh (Q), thứ yếu là
K-feldspar, plagiocla (Pl) và mảnh đá granite (G), (c) Cát kết lithic arkose giếng khoan DH8 (3.018 m). Kính thước hạt từ thô đến rất thô, độ chọn lọc rất kém. Thành phần mảnh vụn tương
tự như (a - b). Ngoài ra có sự hiện diện khá nhiều của khoáng sét đồng trầm tích (M), kaolinite thứ sinh (K) và các khoáng vật sét khác (Cl). Ảnh dưới 1 nicol (N-) quan sát được lỗ rỗng giữa
hạt (mũi tên màu xanh)
Kaolinite (16,54%)
Thạch anh (41,54%)
Chlorite (18,38%)
Mica/Illite (21,74%)
Illite (56,81%)
(a)
(b)
K-Feldspar
Calcite
Dolomite
Siderite
Pyrite
Illite-Smectite
Chlorite
Chlorite-Smectite
Hình 9. Biểu đồ tóm tắt phân tích XRD cho toàn bộ đá (a) và cho khoáng vật sét (b) tại khu vực sườn Tây Nam
Cát kết tương đối sạch với vật liệu đồng trầm tích
(matrix) có hàm lượng thấp đến trung bình trong cát kết
lithic arkose, feldspathic litharenite, litharenite (1 - 12,8%)
nhưng có hàm lượng cao trong mẫu cát kết greywacke.
Vật liệu đồng trầm tích có thành phần chính gồm chủ yếu
là sét kết với lượng nhỏ vật chất hữu cơ, carbonate vi tinh
(Hình 6 và 8).
DH4 (0,5 - 2%) đồng thời vắng mặt trong giếng DH7 ngoại
trừ giếng DH6 (24,8%). Ngược lại, các khoáng vật sét thứ
sinh (kaolinite, chlorite, illite và các khoáng sét khác) hiện
diện trong dải rộng (5 - 29%) trong các giếng khoan DH3,
DH4, DH6, DH7, DH2 và ít ở các giếng khoan DH1.
Kết quả phân tích XRD cho toàn bộ đá ở sườn Tây
Nam (Hình 9a, 10) với thành phần phổ biến là thạch
anh (29,8 - 60%), K-feldpar (2,1 - 6,5%), plagioclase (3,9
- 11,2%), mica/illite (9,5 - 27,4%), chlorite/kaolinite (7,5
- 16,4%), calcite (1,7 - 8,5%), dolomite (2,6 - 6,8%), sid-
erite (3,5 - 4,7%) và pyrite (0 - 3,6%). Hình 9b biểu diễn
thành phần khoáng vật sét tại khu vực sườn Tây Nam; kết
quả cho thấy thành phần phong phú nhất là illite (55,5
- 58,1%), ít hơn là kaolinite (15,9 - 17,2%), chlorite (17,1
- 19,7%), hỗn hợp chlorite-smectite (2,5 - 4,2%) và illite-
smectite (4,6 - 5,2%).
Sét kết ở khu vực sườn Tây Nam với thành phần chủ
yếu là vật chất đồng trầm tích (90,5%) trộn lẫn với vật liệu
hữu cơ và lượng nhỏ khoáng vật carbonate. Ngoài ra, các
mảnh thạch anh (4%), feldspar (1%), rất ít mica và khoáng
vật quặng (1%) (Hình 5c và Hình 7).
Xi măng và khoáng vật thứ sinh của cát kết có thành
phần chủ yếu là khoáng vật carbonate và khoáng vật sét.
Trong đó, các khoáng vật carbonate (calcite, dolomite, sid-
erite) xuất hiện với hàm lượng tương đối cao ở sườn Tây
Nam tại các giếng khoan DH1 (17,2%), DH2 (6%) và giảm
dần ở khu vực dải nâng Đại Hùng ở các giếng khoan DH3,
Lỗ rỗng quan sát được trên lát mỏng thạch học có
hàm lượng trong khoảng (2 - 6,5%), trong đó quan sát
DẦU KHÍ - SỐ 2/2021
9
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
VPI - Labs
File: 4585-4590.raw - Type: 2Th/Th locked - Start: 3.000 ° - End: 50.000 ° - Step: 0.010 ° - Step time: 0.2 s - Temp.: 25 °C (Room) - 2-Theta: 3.000 ° - Theta: 1.500 °
1000
900
800
700
600
500
400
300
200
100
0
3
10
20
30
40
50
Hình 10. Biểu đồ phân tích XRD cho toàn bộ đá tại độ sâu 4.590 m giếng khoan DH1 [15]
VPI - Labs
200
180
160
140
120
100
80
File: 4535-4540D.raw - Type: 2Th/Th locked - Start: 3.000° - End: 30.000° - Step: 0.030° - Step time: 0.7 s - Temp.: 25°C (Room) - 2-Theta: 3.000° - Theta: 1.500°
60
40
20
0
3
10
20
30
Hình 11. Biểu đồ phân tích XRD cho khoáng vật sét tại độ sâu 4.540 m giếng khoan DH2 [15]
thấy phần trăm rỗng có xu hướng tăng từ khu vực giếng
khoan DH2 tới khu vực giếng khoan DH3, DH4, DH6 và
DH7 (3 - 6,5%). Lỗ rỗng chủ yếu là rỗng nguyên sinh và
lượng nhỏ rỗng thứ sinh được tạo ra do sự hòa tan của
các hạt vụn không bền vững. Biểu đồ Houseknecht di-
agram (1987) chỉ ra rằng rỗng nguyên sinh bị giảm do
khoáng vật thứ sinh (10 - 70%) và do nén ép (10 - 80%)
(Hình 12).
DẦU KHÍ - SỐ 2/2021
10
PETROVIETNAM
Các đặc trưng về thành phần thạch học và kiến trúc
chỉ ra rằng trầm tích tại khu vực các giếng khoan DH3,
DH6, DH7 được vận chuyển một khoảng khá gần so với
nguồn cung cấp vật liệu ban đầu (cát kết hạt thô), và có
thể được lắng đọng nhanh trong môi trường có dòng
năng lượng cao. Tuy nhiên, tại khu vực các giếng khoan
DH1, DH2, thành phần cát kết hạt rất mịn xen kẹp bột kết,
sét kết cho phép dự đoán trầm tích được vận chuyển khá
xa nguồn cung cấp vật liệu ban đầu và lắng đọng trong
môi trường có năng lượng thấp.
là sét kết màu xám nâu sáng đến đen nâu và đôi khi gặp
vài tập than mỏng. Trong đó, thành phần sét kết giàu vật
chất hữu cơ với giá trị TOC từ 0,92 - 2,67% khối lượng và
thể hiện tiềm năng sinh hydrocarbon tốt đến rất tốt S2 từ
3,23 - 7,21 kg/T (Hình 13). Đối với thành phần than hàm
lượng vật chất hữu cơ và tiềm năng sinh cực tốt lần lượt
TOC > 5% khối lượng, S2 > 10 kg/T. Kết quả xác định các
chỉ số HI (107 - 381 mgHC/gTOC) cho thấy hỗn hợp kero-
gen loại II, III chiếm ưu thế với tiềm năng sinh dầu và khí
(Hình 14). Bên cạnh đó, thành phần vật chất hữu cơ vô
định hình (amorphous) phát quang chiếm tỷ lệ rất cao 62
- 80%, mảnh vitrinite hiện diện với hàm lượng nhỏ 3 - 16%
và một lượng rất nhỏ các thành phần khác như alginite (3
- 4%), cutinite (dạng vết). Điều này cho thấy sự hiện diện
chủ yếu của kerogen loại II/III trong mẫu. Vật liệu hữu cơ
đạt ngưỡng trưởng thành đến cửa sổ tạo dầu (% Ro = 0,62
- 0,72%, Tmax = 429 - 441 oC) (Hình 17).
4.3. Đặc trưng địa hóa
Khu vực sườn Tây Nam, thành phần đá mẹ chủ yếu
Xi măng (%)
0
20
30
40
10
40
30
0
Ở khu vực dải nâng Đại Hùng, thành phần đá mẹ chủ
yếu là sét kết và sét bột kết màu xám sáng đến xám nâu và
ít vụn than. Tổng hàm lượng vật chất hữu cơ của khu vực
này thấp hơn so với khu vực sườn Tây Nam với TOC từ 0,44
- 0,75% khối lượng và thể hiện tiềm năng sinh kém (S2 =
0,48 - 1,1 kg/T) tại DH3. Một số ít mẫu chứa than tương tự
như khu vực trũng sườn Tây Nam, với hàm lượng vật chất
hữu cơ cực tốt (TOC > 5% khối lượng) và tiềm năng sinh
hydrocarbon cực tốt (S2 > 10 kg/T) (Hình 14). Thành phần
kerogen loại III chiếm ưu thế cho tiềm năng sinh khí (HI =
109 - 238 mgHC/gTOC). Vật chất hữu cơ đạt ngưỡng chớm
trưởng thành đến trưởng thành nhiệt (% Ro = 0,5 - 0,58%,
Tmax = 430 - 440 oC) (Hình 17).
20
10
50
DH1
DH2
DH5
DH4
DH7
DH8
100
0
100
0
50
Độ rỗng nguyên sinh bị phá hủy bởi xi măng (%)
Nguồn gốc vật chất hữu cơ và môi trường trầm tích
của các mẫu than trong trầm tích Oligocene ở khu vực
Hình 12. Biểu đồ phần trăm của lỗ rỗng nguyên sinh bị ảnh hưởng bởi sự xi măng hóa
và nén ép [5]
S2 (kg/T)
TOC (% Kl)
100
80
60
40
20
0
Nghèo
(<2kg/T)
Trung bình
Tốt
Rất tốt
Cực tốt
Nghèo
Trung bình
Tốt
Rất tốt
Cực tốt
(2-3kg/T) (3-5kg/T) (5-10kg/T) (10kg/T)
(<0,5%KI) (0,5-1% KI) (1-3%KI) (3-5%KI) (>5%KI)
Mẫu vụn DH1
Mẫu vụn DH2
Mẫu vụn DH3
Mẫu vụn DH4
Mẫu vụn DH 1
Mẫu vụn DH2
Mẫu vụn DH3
Mẫu vụn DH4
(a)
(b)
Hình 13. (a) Biểu đồ tần suất thể hiện giá trị TOC của các mẫu vụn trầm tích Oligocene, (b) Biểu đồ tần suất thể hiện giá trị S2 của các mẫu vụn trầm tích Oligocene khu vực nghiên cứu [15]
DẦU KHÍ - SỐ 2/2021
11
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
Trung
bình
Rất tốt
Nghèo
Tốt
900
750
600
Loại l
1000
100
Rất tốt
Tốt
Loại ll
10
450
300
150
0
Trung
bình
Loại lll
0
Nghèo
0,1
0,1
400 420 440 460 480 500 520 540
1
10
100
Tổng carbon hữu cơ %kl
Mẫu vụn DH2
Mẫu vụn DH2
Mẫu vụn than DH2
Mẫu vụn DH1
Mẫu than DH2
Mẫu vụn DH1
Mẫu vụn DH3
Mẫu vụn DH4
Mẫu vụn DH3
Mẫu vụn DH4
(a)
(b)
Hình 14. (a) Biểu đồ chỉ số hydrogen/Tmax phân loại kerogen của các mẫu vụn trầm tích Oligocene, (b) Biểu đồ tổng hàm lượng carbon hữu cơ và tiềm năng sinh hydrocarbon trong trầm
tích Oligocene khu vực nghiên cứu [15]
G
m/z 191,2
260000
240000
220000
D
200000
180000
160000
140000
120000
100000
N
Tm
80000
O
60000
U
K
V
40000
O1
T1
D2
π
A
α
K1
20000
β
T2
TR
Ts
γ
δ
T5
T6
T3
ε
ζ
0
Thời gian
40
45
50
55
60
65
70
75
80
85
90
95
100
105
Hình 15. Sắc ký khối phổ phân đoạn hydrocarbon no của mẫu chiết từ than (m/z 191,2) trong giếng khoan DH2 tại 4.425 m
DẦU KHÍ - SỐ 2/2021
12
PETROVIETNAM
m/z 217,20
35
4500
4000
3500
3000
2500
2000
1500
1000
500
37
36
38
T
25
R
34
R'
W
W'
30
42
0
Thời gian 54 56
58
60 62
64 66
68 70
72 74 76
78
80
82 84 86
88 90
92 94
Hình 16. Sắc ký khối phổ phân đoạn hydrocarbon no của mẫu chiết từ than (m/z 217,2) trong giếng khoan DH2 tại 4.425 m
o
sườn Tây Nam được xác định dựa trên
các kết quả phân tích sắc ký khí (GC) và
phân tích sắc ký khí ghép khối phổ (GC-
MS). Từ kết quả phân tích GC, dãy alkane
trên phân đoạn C15+ của các mẫu chất
chiết than này khá tương tự nhau. Thông
số pristane/phytane phản ánh mức độ
oxy hóa khử của môi trường chôn vùi vật
chất hữu cơ trên cơ sở thành tạo phytane
từ phytol của chlorophyl ở điều kiện môi
trường khử oxy. Vì vậy, vật chất hữu cơ
được chôn vùi trong điều kiện môi trường
giàu oxy thì tỷ số pristane/phytane đạt
giá trị cực đại và ngược lại.
Tmax ( C)
IM M O
400 440 480
%Ro
*
C
D
IM
0,5
O
M
Độ sâu
(m)
Địa tầng
2,0
2700
3200
3700
Các mẫu chất chiết than từ khoảng
độ sâu này có tỷ số pristane/phytane
khá cao (12,57 - 14,18) thể hiện sự xuất
hiện của thực vật bậc cao trầm tích trong
môi trường oxy hóa. Từ kết quả phân tích
GC-MS (Hình 15), trên phân mảnh m/z =
191 (triterpane), nồng độ hopane trong
các mẫu chất chiết cao hơn nhiều so với
sterane (M4 = 93,74 - 94,18) phản ánh
môi trường đầm hồ/cửa sông tam giác
châu. Sự xuất hiện các cấu tử Oleanane
với hàm lượng cao từ các mẫu chất chiết
cho thấy sự hiện diện của vật chất hữu
4200
4700
Mẫu vụn DH3
Mẫu vụn DH1
Mẫu vụn DH4
IM: Chưa trưởng thành
MM: (*) Chớm trưởng thành
M: Trưởng thành
O: Cửa sổ tạo dầu
C: Condensate
D: Khí khô
Mẫu vụn DH2
Mẫu than DH2
Hình 17. Biểu đồ đánh giá mức độ trưởng thành nhiệt của đá mẹ
DẦU KHÍ - SỐ 2/2021
13
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
cơ lục địa. Trên phân mảnh m/z = 217 (Hình 16) (ster-
anes), sự nổi trội của C29 streranes (C29>>C27, C28 ster-
ane) (S3 - 3 = 62,42 - 70,7) và sự có mặt của bicadinane
thể hiện sự ưu thế của vật chất hữu cơ có nguồn gốc thực
vật bậc cao.
Tài liệu tham khảo
[1] Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, Địa chất và Tài nguyên
Dầu khí Việt Nam. Nhà xuất bản Khoa học và Kỹ thuật,
2017.
[2] Charles S. Hutchison, “Marginal basin evolution”,
Marine and Petroleum Geology, Vol. 21, No. 9, pp. 1129 -
1148, 2004. DOI: 10.1016/j.marpetgeo.2004.07.002.
5. Kết luận
Kết quả nghiên cứu cổ sinh - địa tầng các giếng kho-
an trong Lô 05-1(a) khẳng định nóc của trầm tích Oligo-
cene ở bề mặt trầm tích hạt mịn O4000P tương đương bề
mặt phản xạ địa chấn H170, có dạng phân lớp gần song
song phủ trực tiếp lên móng trước Cenozoic, bề dày trầm
tích mỏng dần về phía Bắc của dải nâng Đại Hùng. Môi
trường lắng đọng chủ yếu từ đồng bằng sông đến đồng
bằng ven biển và trải ra đến biển nông thềm trong. Thành
phần thạch học chủ yếu là cát kết hạt mịn đến thô và có
xu hướng thô dần về phía dải nâng Đại Hùng, lỗ rỗng
quan sát được từ 2 - 6,5%, bị ảnh hưởng bởi quá trình nén
ép 10 - 80% và xi măng hóa bởi các khoáng vật thứ sinh
10 - 70%.
[3] Viện Dầu khí Việt Nam, “Báo cáo sinh địa tầng,
thạch học trầm tích, địa hóa các giếng khoan thuộc Lô 05-
1(a): ThN-1X (2015), DHN-1X (2015), DH-3X (1993), DH-4X
(1994), DH-5X (1994), DH-8X (1995), DH-1P (1994), DH-3P
(1994) bể Nam Côn Sơn”.
[4] J.H. Germeraad, C.A. Hopping, and J. Muller,
“Palynology of tertiary sediments from tropical areas”,
Review of Palaeobotany and Palynology, Vol. 6, No. 3 - 4, pp.
189 - 348, 1968. DOI: 10.1016/0034-6667(68)90051-1.
[5] D.W. Houseknecht, “Assessing the relative
importance of compaction processes and cementation to
reduction of porosity in sandstones”, American Association
of Petroleum Geologist Bulletin, Vol. 71, No. 6, pp. 633 - 642,
1987.
Ở khu vực sườn phía Nam thành phần thạch học chủ
yếu là cát kết hạt rất mịn đến mịn xen kẹp với các lớp sét
kết và bột kết. Trầm tích được lắng đọng xa nguồn cung
cấp vật liệu với mức năng lượng thấp, lỗ rỗng quan sát
được kém. Đá mẹ trong khu vực này chủ yếu là sét kết và
bùn sét, một số nơi có xen kẹp những lớp than và sét than.
Đá mẹ giàu vật chất hữu cơ đạt ngưỡng trưởng thành đến
cửa sổ tạo dầu, tương ứng với kerogen loại II/III cho tiềm
năng dầu và khí.
[6] F.J. Pettijohn, Sedimentary rocks. Longman Higher
Education, 1975.
[7] L. Van der Plas and A.C. Tobi, “A chart for judging
the reliability of point counting results”, American Journal
of Science, Vol. 263, No. 1, pp. 87 - 90, 1965. DOI: 10.2475/
ajs.263.1.87.
Ở khu vực dãy nâng Đại Hùng, thành phần thạch học
là cát kết hạt thô đến rất thô, trầm tích được lắng đọng
gần nguồn cung cấp vật liệu với mức năng lượng cao, lỗ
rỗng quan sát được trung bình. Đá mẹ nghèo vật chất hữu
cơ hơn sườn phía Nam, đạt ngưỡng trưởng thành sớm,
thu được kerogen loại III tiềm năng sinh khí.
[8] M. Solomon and R. Green, “A chart for designing
modal analysis by point counting”, Geologische Rundschau,
Vol.55,No.3,pp.844-848,1966.DOI:10.1007/BF02029658.
[9] R.L. Folk, Petrology of sedimentary rocks. Hemphill
Publishing Company, Texas, 1980.
[10] Robert Louis Folk and William C. Ward, “Brazos
River bar: A study in the significance of grain-size
parameters”, Journal of Sedimentary Petrology, Vol. 27,
No.1, p. 3 - 26, 1957. DOI: 10.1306/74D70646-2B21-11D7-
8648000102C1865D.
Khoảng trầm tích từ mặt phản xạ H150-H170 có đặc
điểm thạch học và địa hóa gần tương đồng với khoảng
trầm tích từ H170-H200 (Oligocene). Về đặc điểm sinh địa
tầng, phần trên của khoảng trầm tích này có sự hiện diện
của hóa thạch định tầng Miocene tuy nhiên phần dưới
chưa khẳng định hóa thạch định tầng Oligocene ở nghiên
cứu này. Vì vậy, khoảng trầm tích từ H150-H170 sẽ tiếp tục
được mở rộng nghiên cứu để xác định ranh giới Miocene
- Oligocene khi có kết quả các giếng khoan mới và minh
giải tài liệu địa chất - địa chấn chi tiết hơn.
[11] K.E. Peters, C.C. Walters, and J.M. Moldowan, The
biomarker guide: Volume 1 -Biomarkers and isotopes in the
environment and human history. Cambridge University
Press, UK, 2007.
[12] Vietnam Petroleum Institute, “Review of VPI/
Vietsovpetro biostratigraphic report on Dai Hung 1, 2 and 3”,
1993.
DẦU KHÍ - SỐ 2/2021
14
PETROVIETNAM
[13] K.E. Peters, C.C. Walters, and J.M. Moldowan,
The biomarker guide: Volume 2 - Biomarkers and isotopes in
petroleum systems and earth history. Cambridge University
Press, UK, 2005.
[15] Vietnam Petroleum Institute, “Provision of
geology (Oligocene and structure-tectonic model) Dai Hung
field, Block 05-1(a), offshore Vietnam”, 2020.
[14] Vietnam Petroleum Institute, “Vietnam reservoirs
& seals: Cuu Long, Nam Con Son & Malay - Tho Chu basins”,
2009.
CHARACTERISTICS OF OLIGOCENE SEDIMENTS IN BLOCK 05-1(a),
NAM CON SON BASIN
Mai Hoang Dam1, Bui Thi Ngoc Phuong1, Truong Tuan Anh2, Nguyen Thi Thanh Nga1, Tran Duc Ninh2
Vu Thi Tuyen1, Cao Quoc Hiep2, Nguyen Van Su1, Nguyen Thi Tham1, Phan Van Thang1
1Vietnam Petroleum Institute
2Petrovietnam Domestic Exploration Production Operating Co. Ltd.
Email: dammh@vpi.pvn.vn
Summary
ThepaperpresentsthedevelopmentofOligocenesedimentstogetherwithbiostratigraphic, petrographicandgeochemicalcharacteristics
to facilitate petroleum system modelling in Block 05-1(a). The biostratigraphic study results show the existence of Oligocene sediments,
which are distributed from the southern flank to the northern uplifts of Dai Hung field and were deposited in the environmental conditions
from coastal plain to shallow marine. The lithological composition is mainly fine-grained to coarse sandstone and tends to coarse towards Dai
Hung uplift. The visible pore is 2.0 - 6.5% and affected by the compression process from 10 - 80% and cemented by secondary minerals from
10 - 70%. The source rock in the southern flank is rich in organic matter, reaching thermal maturity to the oil-window and having potential for
mixed oil-gas while Dai Hung uplift is prone to gas potential. This also shows that the characteristics of source rock in Block 05-1(a) are local
and do not represent the source rocks of the region.
Key words: Oligocene sediment, porosity, source rock, organic matter, kerogen, Nam Con Son basin.
DẦU KHÍ - SỐ 2/2021
15
12 trang
16/04/2022
1000
Bạn đang xem tài liệu "Đặc điểm trầm tích Oligocene khu vực lô 05-1(A) bể Nam Côn Sơn", để tải tài liệu gốc về máy hãy click vào nút Download ở trên
File đính kèm:
- dac_diem_tram_tich_oligocene_khu_vuc_lo_05_1a_be_nam_con_son.pdf
