Quá trình sinh dầu khí của đá mẹ khu vực phụ đới trũng Đông Bắc và phụ đới trũng trung tâm bể Nam Côn Sơn
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
QUÁ TRÌNH SINH DẦU KHÍ CỦA ĐÁ MẸ KHU VỰC PHỤ ĐỚI TRŨNG
ĐÔNG BẮC VÀ PHỤ ĐỚI TRŨNG TRUNG TÂM BỂ NAM CÔN SƠN
TS. Nguyễn Thị Dậu1, ThS. Phan Văn Thắng2
KS. Phan Mỹ Linh2, ThS. Hoàng Nhật Hưng2
1Hội địa chất Dầu khí Việt Nam
2Viện Dầu khí Việt Nam
Email: daunt.epc@gmail.com
Tóm tắt
Công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí được tiến hành ở bể Nam Côn Sơn từ rất sớm, đến nay nhiều phát hiện dầu/khí
đã được phát triển và đưa vào khai thác như: Đại Hùng, Rồng Đôi, Hải Thạch, Mộc Tinh, Lan Tây… Bể Nam Côn Sơn đặc
biệt là khu vực Đông và Đông Bắc bể có lịch sử phát triển địa chất khá phức tạp, ảnh hưởng không nhỏ tới quá trình
sinh và di cư hydrocarbon của đá mẹ. Trong bài báo này, nhóm tác giả giới thiệu mô hình địa hóa đá mẹ cho 1 tuyến
cắt qua khu vực phụ đới trũng Đông Bắc và phụ đới trũng Trung tâm của bể Nam Côn Sơn nhằm đánh giá quá trình
sinh và di thoát hydrocarbon (HC) của đá mẹ.
Kết quả mô hình địa hóa đá mẹ khu vực nghiên cứu cho thấy: Trầm tích sét Miocene giữa, Miocene dưới và
Oligocene đạt tiêu chuẩn đá mẹ về độ giàu vật chất hữu cơ. Đá mẹ Oligocene chứa vật chất hữu cơ loại I/III và loại
III. Đá mẹ Miocene dưới và giữa chứa chủ yếu vật chất hữu cơ loại III và ít loại II. Ở thời điểm hiện tại, độ sâu đạt
cửa sổ tạo dầu từ 2.500 - 4.700m, khí ẩm và condensate ở 4.700 - 6.200m, đới tạo khí khô nằm dưới độ sâu 6.000 -
7.200m. Thành phần hydrocarbon trong các tầng chứa ở thời điểm hiện tại cho thấy chúng được cung cấp từ cả đá
mẹ Oligocene, Miocene dưới lẫn Miocene giữa, trong đó hydrocarbon từ đá mẹ Miocene dưới chiếm ưu thế, thứ hai là
từ đá mẹ Oligocene còn hydrocarbon từ đá mẹ Miocene giữa không đáng kể. Các tích tụ hydrocarbon trong khu vực
nghiên cứu không bị ảnh hưởng bởi quá trình phá hủy bào mòn tạo bất chỉnh hợp cuối Miocene giữa. Những bẫy hình
thành trong đầu Miocene muộn và sớm hơn sẽ có nhiều cơ hội được nạp sản phẩm hơn.
Từ khóa: Thành phần dầu khí, nghịch đảo Miocene giữa, phụ đới trũng Trung tâm, bể Nam Côn Sơn.
1. Giới thiệu
Bể Nam Côn Sơn có diện tích trên 100.000km2, nằm
trong khoảng từ 6o00’ đến 10o30’ vĩ độ Bắc và 106o00’
đến 110o30’ kinh độ Đông. Ranh giới phía Bắc của bể là
đới nâng Côn Sơn, phía Tây và Nam là đới nâng Khorat
- Natuna, phía Đông là bể Tư Chính - Vũng Mây và phía
Đông Bắc là bể Phú Khánh. Độ sâu nước biển trong phạm
vi của bể thay đổi rất lớn, từ vài chục mét ở phía Tây đến
hơn 2.000m ở phía Đông.
Trong bài viết này, nhóm tác giả sẽ xây dựng mô hình
địa hóa đá mẹ cho một tuyến chạy qua khu vực phụ đới
trũng Đông Bắc và phụ đới trũng Trung tâm của bể Nam
Côn Sơn; phân tích và dự báo cổ địa hình bề mặt trầm tích
tại từng thời kỳ địa chất, đặc biệt là vào thời kỳ diễn ra
quá trình di cư và hình thành các tích tụ dầu/khí góp phần
phục vụ công tác đánh giá rủi ro các cấu tạo triển vọng ở
khu vực phụ đới trũng Đông Bắc và phụ đới trũng Trung
tâm bể Nam Côn Sơn.
Trong nghiên cứu trước, nhóm tác giả đã đánh giá quá
Hình 1. Cột địa tầng tổng hợp phía Ðông bể Nam Côn Sơn
trình vận động của thành tạo Miocene giữa khu vực phụ
DẦU KHÍ - SỐ 2/2015
14
PETROVIETNAM
có phương Đông Bắc - Tây Nam.
Chiều dày trầm tích ở đây có thể trên
12.000m. Có lẽ do sự hiện diện của dải
nâng Đại Hùng - Mãng Cầu, chất lượng
đá mẹ khu vực phụ đới trũng Trung
tâm (A2) có phần tốt hơn ở khu vực
Phụ đới trũng Đông Bắc (A1).
- Phụ đới nâng Mãng Cầu (A6):
Nằm giữa phụ đới trũng Đông Bắc và
trũng trung tâm có phương kéo dài
Đông Bắc - Tây Nam. Đới nâng này bị
các đứt gãy phân cắt tạo thành các
khối rất phức tạp. Dải nâng Đại Hùng
- Mãng Cầu phát triển chủ yếu ở các
Lô 04-1, 04-3 một phần các Lô 05-1a,
10 và 11-1. Dải nâng này đóng vai trò
như một dải nâng giữa trũng, ngăn
cách giữa hai trũng lớn nhất ở bể Nam Côn Sơn là phụ đới
trũng Đông Bắc và phụ đới trũng Trung tâm.
Hình 2. Sơ đồ phân vùng cấu trúc bể Nam Côn Sơn và vị trí tuyến aa’, bb’, cc’
trũng Đông Bắc bể Nam Côn Sơn phục vụ lập dữ liệu đầu
vào cho mô hình địa hóa mẹ [3]. Đá móng trước Cenozoic
gặp ở các giếng khoan của bể Nam Côn Sơn có thành phần
không đồng nhất gồm các đá magma và biến chất như:
granite, diorite thạch anh, granodiorite và các đá biến chất
tuổi Mesozoic. Lát cắt trầm tích Cenozoic bể Nam Côn Sơn
nói chung có mặt đầy đủ các phân vị địa tầng từ Paleogene
đến Đệ Tứ [3] (Hình 1). Lịch sử phát triển địa chất bể ảnh
hưởng trực tiếp tới môi trường lắng đọng trầm tích, quá
trình sinh dầu khí của đá mẹ, tiềm năng dầu khí của các
đối tượng triển vọng cũng như khả năng bảo tồn hay
phá hủy các tích tụ dầu khí. Theo đặc điểm từng loại môi
trường, kết hợp với các yếu tố chỉ thị môi trường theo kết
quả khoan, có thể phân ra các đới môi trường tích tụ trầm
tích vào từng thời từ đồng bằng châu thổ, đầm hồ tới biển
nông và biển sâu, ứng với mỗi loại môi trường sẽ là những
loại đá mẹ với khả năng sinh dầu khí khác nhau.
Lịch sử phát triển bể Nam Côn Sơn gắn liền với quá
trình tách giãn Biển Đông, có hoạt động địa chất khá phức
tạp, chia thành nhiều giai đoạn và mỗi giai đoạn lại có các
hoạt động đặc trưng cho từng vùng/đơn vị cấu trúc khác
nhau. Có thể ghi nhận được 3 giai đoạn phát triển chính
ở bể Nam Côn Sơn: Giai đoạn trước tách giãn (pre-rift) từ
Paleocene đến Eocene; giai đoạn đồng tách giãn (syn-rift)
từ Oligocene đến Miocene sớm và giai đoạn sau tách giãn
(post-rift) từ Miocene giữa đến nay. Kết quả minh giải tài
liệu địa chấn mới (có kiểm tra bằng một số kết quả phân
tích mẫu địa hóa, thạch học, cổ sinh) ở khu vực phụ trũng
Đông Bắc bể Nam Côn Sơn [3, 6 - 9, 15] cho thấy:
- Nhìn chung ở bể Nam Côn Sơn, các thành tạo đồng
tách giãn (syn-rift) lấp đầy các địa hào và bán địa hào được
thành tạo trong môi trường lục địa, đầm hồ, phần trên là
đồng bằng ven biển. Hệ tầng Cau có tiềm năng sinh dầu
khí từ trung bình tới tốt.
Bể Nam Côn Sơn có cấu trúc phức tạp do hoạt động
đứt gãy đã tạo nên các khối nâng, sụt phân bố không theo
quy luật đặc trưng. Dựa vào đặc điểm cấu trúc của móng
có thể phân chia ra các đơn vị cấu trúc khác nhau [6] (Hình
2). Vùng nghiên cứu tập trung chủ yếu ở phụ đới trũng
Đông Bắc (A1), một phần phụ đới trũng Trung tâm (A2) và
phụ đới nâng Mãng Cầu (A6).
- Vào gần cuối Miocene giữa khi hoạt động nghịch
đảo diễn ra, địa hình bề mặt trầm tích thời kỳ gần cuối
Miocene giữa thay đổi rất mạnh, nhiều nơi khác hẳn với
bản đồ cấu trúc nóc Miocene giữa hiện tại. Chỉ trên diện
hẹp (Lô 04-1) đã thấy vào cuối Miocene giữa trong giai
đoạn nâng lên bào mòn trầm tích, vận động địa chất ở
khu vực cấu tạo Sông Tiền (giếng ST-1X) và cấu tạo Sông
Đồng Nai (giếng SDN-1RX) đã có sự khác biệt [3].
- Phụ đới trũng Đông Bắc (A1): Nằm ở phía Bắc đới
nâng Mãng Cầu phát triển dọc theo rìa phía Đông đới
nâng Côn Sơn. Chiều dày trầm tích Cenozoic ở trung tâm
trũng có thể đạt tới 10.000m.
- Tính kế thừa địa hình của các thành tạo Miocene
dưới và giữa thay đổi mạnh theo chiều ngang. Khu vực
Đại Hùng, Thiên Ưng, Đại Bàng quan sát được các địa
- Phụ đới trũng Trung tâm (A2): Đây là phần lún
chìm sâu nhất của bể ở phía Nam đới nâng Mãng Cầu,
DẦU KHÍ - SỐ 2/2015
15
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
hydrocarbon. Quá trình di cư hydrocarbon ra khỏi các tập
trầm tích này xảy ra khi“áp suất sinh hydrocarbon”lớn hơn
áp suất bão hòa. Trong điều kiện thuận lợi, hydrocarbon
di cư được tích tụ vào bẫy tạo thành các mỏ dầu khí. Để
một tầng trầm tích có thể trở thành đá mẹ cần hội đủ các
yếu tố sau:
- Độ giàu vật chất hữu cơ (điều kiện cần để sinh
hydrocarbon): Tầng trầm tích đủ giàu vật chất hữu cơ;
- Môi trường lắng đọng và phân hủy vật chất hữu cơ:
Môi trường có độ khử cần thiết, thuận lợi để bảo tồn vật
chất hữu cơ sinh dầu khí;
Hình 3. Mặt cắt địa chấn tuyến bb’ bể Nam Côn Sơn
hào được lấp đầy bởi các thành tạo Miocene dưới và giữa
trong khi khu vực cấu tạo Sông Tiền và Sông Đồng Nai lại
không quan sát được hình ảnh kế thừa đó.
- Mức độ biến đổi của vật chất hữu cơ (điều kiện đủ
để sinh hydrocarbon): Vật chất hữu cơ trong đá đã trưởng
thành và sinh hydrocarbon cấp cho các bẫy trong vùng
nghiên cứu.
Kết quả nghiên cứu về thành tạo Miocene giữa [3] sẽ
là cơ sở cho việc lập dữ liệu địa chất và đá mẹ phục vụ
việc xây dựng mô hình địa hóa đá mẹ khu vực phụ đới
trũng Đông Bắc bể Nam Côn Sơn; đồng thời đánh giá sự
ảnh hưởng của chúng tới quá trình sinh, di cư và bảo tồn
các tích tụ hydrocarbon tại các cấu tạo khu vực này. Vấn
đề này sẽ được thể hiện trong kết quả mô hình địa hóa đá
mẹ tuyến cc’.
Xác định độ giàu của vật chất hữu cơ trong đá trầm
tích dùng phép đo tổng hàm lượng carbon hữu cơ có
trong đá (TOC). Đánh giá mức độ trưởng thành của vật
chất hữu cơ chủ yếu sử dụng các chỉ tiêu độ phản xạ ánh
sáng của vitrinite (Ro,%) và nhiệt độ cực đại ứng với đỉnh
pic S2 trong phép phân tích Rock Eval (Tmax, oC) [13].
2. Quá trình sinh dầu khí của đá mẹ
Kết quả nghiên cứu đá mẹ của Viện Dầu khí Việt Nam
trên cơ sở các chỉ tiêu về dấu hiệu sinh vật cũng được
tham khảo kết hợp để đánh giá đá mẹ [1, 7, 9, 14].
Tuyến cc’ cắt qua khu vực phụ đới trũng Đông Bắc và
phụ đới trũng Trung tâm được xây dựng mô hình địa hóa
nhằm đánh giá quá trình sinh dầu khí của đá mẹ trong
vùng nghiên cứu. Mức độ kế thừa địa hình của thành
tạo Miocene giữa cũng như sự phức tạp của hoạt động
nghịch đảo thời kỳ cuối Miocene giữa thay đổi khá rõ từ
Tây Nam sang Đông Bắc (Hình 3). Tại phía Tây Nam, thành
tạo Miocene dưới và giữa lấp đầy các địa hào khu vực Đại
Hùng, Thiên Ưng và Đại Bàng. Có lẽ vào cuối Miocene
giữa, các địa hào này tiếp tục sụt đồng thời chịu tác động
ép từ phía phải mặt cắt tạo nên hình ảnh “uốn nhẹ” của
các thành tạo trong trũng hẹp, địa hình này vẫn còn tới
hiện tại. Tuy nhiên khối nâng Đại Bàng dường như xuất
hiện từ cuối Miocene sớm (?) và duy trì tới hiện tại. Hầu
hết đứt gãy dừng ở ranh giới bất chỉnh hợp Miocene giữa,
riêng khu vực Đại Hùng, đứt gãy cắt lên tận phần dưới
Pliocene [3].
Mẫu đá tại các giếng khoan được phân tích địa hóa
phân bố trong các tầng Miocene và Oligocene. Tuy nhiên,
số lượng mẫu tập trung chủ yếu trong trầm tích Miocene
dưới và Miocene giữa. Trầm tích Miocene trên ít được
phân tích địa hóa vì theo kết quả nghiên cứu mô hình,
trầm tích Miocene trên ở bể Nam Côn Sơn hầu như chưa
trưởng thành hoặc diện tích rất hẹp mới bắt đầu trưởng
thành, chưa đủ điều kiện để trở thành tầng đá mẹ sinh dầu
khí. Lượng mẫu tuổi Oligocene phân tích địa hóa cũng
hạn chế do rất ít giếng khoan tới trầm tích Oligocene. Vì
thế, trong nghiên cứu này sẽ tập trung đánh giá trầm tích
Miocene giữa, Miocene dưới và Oligocene ở khu vực các
Lô 03, 04, 05-1a, 05-1b và 11-1 [3].
Biểu đồ quan hệ tổng tiềm năng sinh (S1 + S2) và hàm
lượng vật chất hữu cơ (TOC) trong đá mẹ tuổi Miocene
và Oligocene (Hình 4 - 6) cho thấy phần lớn mẫu có hàm
lượng vật chất hữu cơ đạt tiêu chuẩn tiềm năng hữu cơ
mức trung bình đến rất tốt, song có khả năng sinh dầu
hay khí khác nhau. Sau đây là những đánh giá khả năng
sinh hydrocarbon của vật chất hữu cơ trong từng tầng
trầm tích.
2.1. Kết quả nghiên cứu địa hóa đá mẹ trong vùng
nghiên cứu
Có 3 loại đá trầm tích sét kết/bột kết, sét than và than
có khả năng bảo tồn vật chất hữu cơ tốt trong quá trình
thành đá. Dưới tác dụng của yếu tố nhiệt độ và thời gian
trong điều kiện yếm khí, vật chất hữu cơ chuyển hóa thành
DẦU KHÍ - SỐ 2/2015
16
PETROVIETNAM
2.1.1. Trầm tích Miocene giữa
Nghèo
Cực tốt
900
750
600
450
300
150
1000
100
10
Gần nửa số mẫu có hàm lượng vật
chất hữu cơ đạt mức trung bình trở lên
(TOC > 0,5%), giá trị HI phổ biến ở mức
150 - 300mgHC/gTOC. Một số mẫu ở Lô
04.2 có giá trị HI khá cao (300 - 450mgHC/
gTOC). Trên biểu đồ quan hệ HI-Tmax, mẫu
phân bố chủ yếu trong trường vật chất
hữu cơ loại III và hỗn hợp loại III-II. Trên
biểu đồ tiềm năng, mẫu than ở Lô 11-1,
04-3 và 03 phân bố trong vùng có khả
năng sinh khí. Các mẫu sét và sét than
từ Lô 04-2, 04-3 và 05-1a phần lớn phân
bố trong trường sinh dầu. Theo kết quả
nghiên cứu độ trưởng thành của vật chất
hữu cơ, các mẫu tuổi Miocene giữa tại
các giếng khoan trong vùng nghiên cứu
hầu như chưa trưởng thành, một số ít đạt
ngưỡng trưởng thành (Hình 4).
Loại I
Loại II
Loại III
1
0
0.1
0.1
1
10
100
Lô 04.3
400
420
440
460
480
o
500
520
540
TOC - (Wt% )
Tmax ( C)
Lô 03
Lô 05.1a
Lô 04.1
Lô 05.1b
Lô 04.2
Lô 11.1
Lô 03
Lô 05.1a
Lô 04.1
Lô 05.1b
Lô 04.2
Lô 11.1
Lô 04.3
Hình 4. Biểu đồ phân loại và tiềm năng sinh hydrocarbon của vật chất hữu cơ trong trầm tích Miocene giữa
Nghèo
Cực tốt
900
750
600
450
300
150
1000
100
10
Loại I
Theo kết quả nghiên cứu của Viện
Dầu khí Việt Nam, trầm tích tại đáy tầng
Miocene giữa ở khu vực trũng sâu của
phụ đới trũng Đông Bắc và phụ đới trũng
Trung tâm hiện tại đang ở cửa sổ tạo dầu.
Như vậy, phần lớn trầm tích Miocene
giữa ở khu vực nghiên cứu chưa thể cung
cấp hydrocarbon cho các tầng chứa.
Loại II
Loại III
1
0
0.1
0.1
1
10
100
400
420
440
460
480
o
500
520
540
TOC - (Wt%)
2.1.2. Trầm tích Miocene dưới
Tmax ( C)
Lô 04.2
Lô 11.1
Lô 03 Lô 04.1 Lô 04.2 Lô 04.3 Lô 05.1a Lô 05.1b Lô 11.1
Lô 03
Lô 05.1a
Lô 04.1
Lô 04.3
Lô 05.1b
Khá nhiều mẫu địa hóa thuộc tầng
trầm tích Miocene dưới được phân tích.
Đây là một trong những tầng được đánh
giá đá mẹ có khả năng sinh dầu khí tốt
trong khu vực nghiên cứu.
Hình 5. Biểu đồ phân loại và tiềm năng sinh hydrocarbon của vật chất hữu cơ trong trầm tích Miocene dưới
Nghèo
Cực tốt
900
750
600
450
300
150
1000
100
10
Loại I
Biểu đồ phân loại và tiềm năng sinh
hydrocarbon của vật chất hữu cơ trong
tầng trầm tích Miocene dưới cho thấy
phần lớn mẫu phân bố trong trường vật
chất hữu cơ loại III, một số mẫu phân bố
trong trường vật chất hữu cơ hỗn hợp
loại II và III. Nhiều mẫu đã trưởng thành,
thậm chí một số ít mẫu đã ở cuối pha tạo
dầu (Hình 5). Phần lớn mẫu từ Lô 11-1 và
Lô 04-2 phân bố trong vùng có khả năng
sinh dầu và hỗn hợp dầu khí. Các mẫu
sét than và than có tiềm năng sinh khí là
chính, một số mẫu sét than Lô 04-2 có giá
Loại II
TL-2X
TL -2X
1
Loại III
0.1
0
0.1
1
10
100
400
420
440
460
480
o
500
520
540
TOC - (Wt%)
Lô 05.1b
Tmax ( C)
Lô 05.1b
Lô 04.3
Lô 11.1
Lô 04.3
Lô 11.1
Hình 6. Biểu đồ phân loại và tiềm năng sinh hydrocarbon của vật chất hữu cơ trong trầm tích Oligocene
DẦU KHÍ - SỐ 2/2015
17
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
trị HI > 300mgHC/gTOC phân bố trong vùng
có khả năng sinh hỗn hợp khí và dầu.
Miocene dưới khu vực phía Đông bể đôi khi gặp vật chất hữu cơ nguồn
đầm hồ.
- Than trong vùng nghiên cứu có tiềm năng sinh khí là chính, sét
và sét than có khả năng sinh cả khí và dầu.
2.1.3. Trầm tích Oligocene
Tại các giếng khoan ở bể Nam Côn Sơn,
trầm tích Đệ Tam cổ nhất đã gặp có tuổi
Oligocene. Theo tài liệu địa chấn, trầm tích
tuổi Oligocene có chiều dày thay đổi mạnh từ
Tây sang Đông, đặc biệt ở các trũngTrung tâm
và phía Đông có nơi trầm tích tuổi Oligocene
dày tới 7.000 - 8.000m. Đến nay, mới có một
số ít giếng khoan tới trầm tích tuổi Oligocene
và đa số mới chỉ khoan tới phần trên của tầng
này. Vì vậy, mẫu phân tích địa hóa chưa thể
đại diện cho cả tầng trầm tích tuổi Oligocene
trong vùng nghiên cứu và tiềm năng sinh
hydrocarbon thực sự của tầng Oligocene đến
nay vẫn còn là một ẩn số. Đánh giá trong bài
báo này chỉ dựa trên cơ sở một số ít mẫu thu
thập từ tầng Oligocene tại các giếng khoan
khu vực Lô 04-3, 05-1b và Lô 11-1.
- Đá mẹ ở khu vực Lô 04-3, 11-1 và một số mẫu ở Lô 05-1b có khả
năng sinh dầu trội hơn các khu vực còn lại.
Tuy nhiên, mức độ trưởng thành của đá mẹ tại giếng khoan và
khu vực đá mẹ chìm sâu là một tiêu chí quan trọng để đánh giá khả
năng sinh hydrocarbon của chúng. Theo kết quả phân tích mẫu tại các
giếng khoan, mẫu tuổi Miocene giữa phần lớn chưa trưởng thành, số ít
mẫu đang ở đới trưởng thành. Mẫu Miocene dưới chủ yếu chưa trưởng
thành, lượng mẫu ít hơn đã đạt cửa sổ tạo dầu và một số ít mẫu rơi vào
cuối pha tạo dầu (Hình 5). Phần lớn mẫu tuổi Oligocene đang trong
cửa sổ tạo dầu, một số mẫu đã rơi vào cuối pha tạo dầu.
2.2. Kết quả mô hình địa hóa đá mẹ khu vực tuyến cc’
Phần mềm PetroMod được sử dụng để xây dựng mô hình địa hóa
đá mẹ tuyến cc’ nhằm đánh giá quá trình sinh hydrocarbon của đá mẹ
khu vực phụ đới trũng Đông Bắc và phụ đới trũng Trung tâm. Kết quả
nghiên cứu đá mẹ và môi trường trầm tích, số liệu về địa nhiệt tại các
giếng khoan lân cận và mặt cắt địa chấn, các sự kiện địa chất chính của
bể (Bảng 1), là cơ sở để lập dữ liệu đầu vào cho mô hình 2D.
Hình 6 cho thấy phần lớn mẫu phân bố
ở vùng biểu thị vật chất hữu cơ loại III và đã
đạt cửa sổ tạo dầu. Riêng Lô 05-1b, mẫu có
giá trị HI khoảng 300 - 440mgHC/gTOC phân
bố trong vùng biểu thị khả năng sinh dầu
là chính, các mẫu còn lại biểu thị khả năng
sinh cả dầu và khí. Kết quả nghiên cứu dấu
hiệu sinh vật một số mẫu sét tuổi Oligocene
tại giếng 05-1b-TL-2X của Viện Dầu khí Việt
Nam cho thấy vật chất hữu cơ có nguồn gốc
đầm hồ.
Tuyến cc’ (Hình 2) cắt qua giếng khoan và vùng đá mẹ chìm sâu,
chạy từ Lô 04-2 qua Lô 04-1 (trùng với tuyến inline 3132) và cắt tới
trũng sâu của phụ đới trũng Trung tâm nhằm mô phỏng quá trình
sinh dầu khí của đá mẹ khu vực nghiên cứu. Ngoài các ranh giới phản
xạ chính tương đương với nóc Miocene trên, nóc Miocene giữa, nóc
Miocene dưới, nóc Oligocene và nóc móng, ranh giới Bright spot được
coi là nóc tập sét trong Pliocene [7, 8, 15].
Các tham số đầu vào về địa chất gồm các biến cố địa chất chính
của vùng nghiên cứu (Bảng 1), tuổi địa chất của các tập, chiều dày hiện
tại của các tập trầm tích; loại đá (liên quan đến độ dẫn nhiệt và quá
trình nén ép trầm tích - sediment compaction); vai trò của các tập trầm
tích trong hệ thống dầu khí...
Tóm lại nghiên cứu, đánh giá tiềm năng
hữu cơ các tập trầm tích cũng như dấu hiệu
sinh vật của vật chất hữu cơ trong các mẫu
có thể thấy:
Tham số nhiệt (dòng nhiệt - heat flow) trên trái đất dao động
trong khoảng 50 - 63mW/m2 (1,2 - 1,5HFU); ở vùng thềm là 38mW/m2
(0,9HFU); ở vùng núi lửa Cenozoic lên tới 84mW/m2 (2HFU); vùng sống
- Trầm tích Miocene giữa, Miocene sớm
và Oligocene đạt tiêu chuẩn đá mẹ về độ giàu
vật chất hữu cơ ở mức trung bình đến tốt và
rất tốt. Đá mẹ bao gồm sét bột kết, sét than
và than được lắng đọng trong môi trường
đồng bằng châu thổ (fluvial - deltaic), đầm
hồ (lacustrine) và biển nông. Những khu vực
trũng sâu của bể Nam Côn Sơn (Lô 05, 06,
11-2 và phía Đông của Lô 12) có sự đóng góp
của vật liệu hữu cơ nguồn đầm hồ trong đá
mẹ Oligocene. Phía dưới của tầng trầm tích
Bảng 1. Các sự kiện địa chất chính ở bể Nam Côn Sơn
Thời gian lắng đọng
trầm tích
(triệu năm trước)
Thời gian bào mòn/
dừng trầm tích
(triệu năm trước)
0
Tập
Pliocene - Đệ Tứ
Miocene trên
Miocene giữa
Miocene dưới
Oligocene
5,0 - 0
10,0 - 5,5
16,0 - 12,5
24,0 - 16,0
5,5 - 5,0
12,5 - 10,0
35,5 - 25,0
25,0 - 24,0
Móng Đệ Tam
Trước 35,5
DẦU KHÍ - SỐ 2/2015
18
PETROVIETNAM
núi giữa đại dương giá trị này là 8HFU (335mW/
m2) [11]. Trong quá trình khảo sát mô hình, dòng
nhiệt cổ trong thời kỳ synrift sẽ được lấy xu thế
theo mô hình Mackenzie và điều chỉnh cùng với
những tham số điều kiện biên khác để đạt kết quả
tối ưu [13].
Nhiệt độ bề mặt trầm tích hiện tại được
lấy theo nhiệt độ đáy biển tại các giếng khoan.
Thông thường nhiệt độ bề mặt cổ được dự
đoán theo lịch sử phát triển địa chất của bể.
Độ sâu mực nước vào thời kỳ hình thành các
tập trầm tích cũng là dữ liệu tham khảo rất tốt
cho việc xác định nhiệt độ bề mặt cổ. Khu vực
độ sâu nước < 200m nhiệt độ bề mặt trầm tích
khoảng 20oC, độ sâu nước 800m ứng với 17oC
(khu vực giếng khoan SDN-1X), độ sâu nước
khoảng 1.500m có thể ứng với 10oC [3].
Hình 7. Mặt cắt địa chấn tuyến bb’ thể hiện các nêm lấn hình thành
vào thời Pliocene - Đệ Tứ [3]
Bảng 2. Dữ liệu đầu vào cho mô hình 2D
Tại bể Nam Côn Sơn, thời kỳ đầu Oligocene,
khu vực các Lô 05-2, 05-3, 04-1 và Lô 04-2 trầm
tích được hình thành trong môi trường cửa sông
tam giác châu, đầm hồ vũng vịnh chiếm ưu thế,
biểu hiện bằng sự phổ biến các lớp sét chứa than
và than. Thời kỳ cuối Oligocene, môi trường trầm
tích chịu ảnh hưởng của yếu tố biển ven bờ đến
biển nông, càng về phía Đông Bắc yếu tố biển
càng tăng. Thời kỳ Miocene sớm, trầm tích tập này
phủ trên toàn bộ khu vực nghiên cứu. Trầm tích
Miocene dưới được lắng đọng trong môi trường
thay đổi từ đồng bằng ven biển đến biển nông.
Càng về phía Đông, tính chất biển càng tăng lên rõ
rệt, tỷ lệ cát kết giảm dần, đá sét tăng lên, phong
phú hóa đá biển và glauconite. Thời kỳ Miocene
giữa, môi trường trầm tích yếu là biển nông, thềm
giữa đến thềm ngoài, phần trên tập Miocene giữa
khu vực giếng khoan SDN-1X thành tạo trong môi
trường biển sâu [7, 9].
Phụ đới trũng Đông Bắc
Phụ đới trũng Trung tâm
Hình 8. Tuyến cc’, kết quả mô hình trưởng thành thời điểm hiện tại
Bảng 3. Độ sâu đạt các ngưỡng trưởng thành tại tuyến cc’
Ngưỡng
0,55%Ro
0,72%Ro
1,3%Ro
2,0%Ro
Độ sâu (m) 2.500 - 3.700 3.300 - 4.800 4.700 - 6.200 6.000 - 7.200
Dữ liệu về điều kiện biên (boundary condition)
của mô hình 2D được kiểm soát bằng tài liệu môi
trường, tài liệu địa chất khu vực nghiên cứu, tài
liệu địa chấn, tài liệu cổ sinh, thạch học tại các
giếng khoan và số liệu mô hình 1D tại các giếng
04-2-NB-1X, 04-1-ST-2X và 04-3-UT-1X. Cụ thể,
tài liệu địa chấn giúp nhận diện tướng trầm tích
(facies), xác định vị trí các slop cổ, dự báo độ sâu
mực nước cổ (Hình 7).
Tham số về đá mẹ gồm độ giàu vật chất hữu
cơ được xác định thông qua phép phân tích tổng
Hình 9. Tuyến cc’, độ bão hòa hydrocarbon thời điểm hiện tại
DẦU KHÍ - SỐ 2/2015
19
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
hàm lượng carbon hữu cơ và nhiệt phân tiêu
chuẩn Rock Eval. Chất lượng vật chất hữu cơ (loại
vật chất hữu cơ) được xác định chủ yếu dựa vào
kết quả nhiệt phân trên biểu đồ Van-Krevelen, có
tham khảo các phân tích chi tiết khác như thành
phần marceral, tướng môi trường, thành phần
hóa học cũng như dấu hiệu sinh vật trong chất
chiết từ đá mẹ (phân tích GC, GCMS). Kết hợp
với kết quả nghiên cứu môi trường trầm tích và
tướng địa chấn để có cơ sở input đá mẹ đầm hồ
hay cửa sông tam giác châu… cho từng vùng cụ
thể trên mặt cắt.
Hình 10. Tuyến cc’, kết quả mô hình di cư thời điểm hiện tại
Khu vực nghiên cứu có mặt 3 tầng đá mẹ.Trầm
tích hạt mịn tuổi Oligocene (đá mẹ Oligocene)
chứa chủ yếu hỗn hợp kerogen loại I, hỗn hợp I/III
(được hiểu là tương đương loại IIB trong cơ sở dữ
liệu mô hình) và loại III. Độ giàu vật chất hữu cơ
từ trung bình đến rất tốt, có tiềm năng sinh dầu
và khí. Trầm tích hạt mịn tuổi Miocene sớm (đá
mẹ Miocene dưới) chứa chủ yếu kerogen loại III
và hỗn hợp loại I/III, độ giàu vật chất hữu cơ trung
bình, có tiềm năng sinh dầu và khí. Than và sét
than trong vùng nghiên cứu có tiềm năng sinh
khí. Theo kết quả nghiên cứu địa chất và phân
tích tướng địa chấn, vào thời kỳ Miocene sớm
phía Đông bể Nam Côn Sơn trầm tích được lắng
đọng trong điều kiện thềm giữa đến thềm ngoài;
sang thời kỳ Miocene muộn xuất hiện môi trường
biển sâu. Vì vậy, trong đá mẹ tuổi Miocene giữa dự
đoán sẽ có mặt vật chất hữu cơ biển, loại II. Trầm
tích hạt mịn tuổi Miocene giữa (đá mẹ Miocene
giữa) chứa chủ yếu kerogen loại III và một ít loại
II (vật chất hữu cơ biển), độ giàu vật chất hữu cơ
trung bình, có tiềm năng sinh dầu và khí (Bảng 2).
Kết quả mô hình cho thấy độ sâu đạt các
ngưỡng trưởng thành thay đổi khá mạnh do sự
thay đổi về chế độ địa nhiệt và độ sâu nước tại
từng vị trí trên mặt cắt (Hình 8, Bảng 3).
Hình 8 cho thấy trầm tích Oligocene tại tuyến
cc’ chủ yếu nằm trong đới tạo khí khô, phần lớn
tầng trầm tích Miocene dưới đang nằm trong đới
tạo khí ẩm và pha tạo dầu muộn. Chỉ có phần
dưới của trầm tích Miocene giữa đạt cửa sổ tạo
dầu vì vậy có thể đá mẹ này rất ít khả năng cung
cấp hydrocarbon cho các bẫy trong vùng nghiên
cứu. Như vậy, đá mẹ Miocene dưới và phần trên
đá mẹ Oligocene vẫn tiếp tục cấp sản phẩm cho
các bẫy ở khu vực này.
Hình 11. Tuyến cc’, thành phần hydrocarbon trong tầng chứa thể hiện vai trò
của các tầng đá mẹ thay đổi theo thời gian
DẦU KHÍ - SỐ 2/2015
20
PETROVIETNAM
Mặt cắt thể hiện độ bão hòa hydrocarbon thời điểm
hiện tai trên tuyến cc’ (Hình 9) cho thấy tại khu vực
cấu tạo Sông Tiền (nơi trầm tích Miocene bị nâng cao)
hydrocarbon tập trung cao hơn các nơi khác.
đá mẹ về độ giàu vật chất hữu cơ. Đá mẹ Oligocene chứa
vật chất hữu cơ loại I/III và loại III. Đá mẹ Miocene dưới và
giữa chứa chủ yếu vật chất hữu cơ loại III và ít loại II.
Ở thời điểm hiện tại, độ sâu đạt cửa sổ tạo dầu từ
2.500 - 4.700m, khí ẩm và condensate ở 4.700 - 6.200m,
đới tạo khí khô nằm dưới độ sâu 6.000 - 7.200m. Tại trũng
sâu của phụ đới trũng Trung tâm, hydrocarbon bắt đầu di
thoát sớm nhất từ khoảng 24 triệu năm trước. Từ khoảng 8
triệu năm trước, hydrocarbon đã di cư và tích tụ trong các
tầng chứa Miocene. Hiện tại, đá mẹ Miocene dưới và phần
trên đá mẹ Oligocene vẫn tiếp tục cấp sản phẩm cho các
bẫy ở khu vực tuyến cc’.
Theo kết quả mô hình di cư (Hình 10 và 11), tại trũng
sâu của phụ đới trũng Trung tâm thời điểm hydrocarbon
bắt đầu di thoát sớm nhất từ khoảng đầu thời kỳ Miocene
sớm nhưng thời điểm bắt đầu có tích tụ hydrocarbon trong
tầng chứa mới chỉ từ khoảng 8 triệu năm trước (Hình 11).
Thành phần hydrocarbon trong tầng chứa thay
đổi khá rõ theo thời gian (Hình 11). Khoảng 10 triệu
năm trước, chưa thấy xuất hiện tích tụ hydrocarbon.
Khoảng 8 triệu năm trước, hydrocarbon trong tầng
chứa gồm cả dầu và khí, được sinh ra chủ yếu từ đá mẹ
Oligocene, hydrocarbon do đá mẹ Miocene dưới cung
cấp rất ít (chỉ vài %). Đến khoảng 4 triệu năm trước, có
tới ~90% hydrocarbon trong tầng chứa được sinh từ đá
mẹ Oligocene và sản phẩm ở cả dạng dầu lẫn dạng khí.
Khoảng 2 triệu năm trước, tỷ lệ hydrocarbon sinh từ đá
mẹ Oligocene bắt đầu giảm rõ rệt nhưng vẫn có cả dầu
lẫn khí. Hiện tại, sản phẩm trong tầng chứa hầu như là
khí và được sinh chủ yếu từ đá mẹ Miocene dưới, đặc biệt
bắt đầu xuất hiện (dù rất ít) sản phẩm của đá mẹ Miocene
giữa. Như vậy, tại khu vực tuyến cc’, hydrocarbon còn lại
trong tầng chứa chủ yếu được sinh từ đá mẹ Miocene
dưới và sản phẩm chủ yếu là khí.
Thành phần hydrocarbon trong đá chứa từ 8
đến 2 triệu năm trước cho thấy trầm tích hạt mịn tuổi
Oligocene là đá mẹ chính ở khu vực phụ đới trũng Đông
Bắc và phụ đới trũng Trung tâm. Tuy nhiên, thành phần
hydrocarbon trong các tầng chứa ở thời điểm hiện tại
cho thấy chúgn được cung cấp từ cả đá mẹ Oligocene,
Miocene dưới lẫn Miocene giữa. Trong đó, hydrocarbon
từ đá mẹ Miocene dưới chiếm ưu thế, thứ hai là từ đá
mẹ Oligocene, còn hydrocarbon từ đá mẹ Miocene giữa
không đáng kể.
Các tích tụ hydrocarbon trong khu vực nghiên cứu
không bị ảnh hưởng bởi quá trình phá hủy bào mòn tạo
bất chỉnh hợp cuối Miocene giữa. Các bẫy hình thành từ
đầu thời kỳ Miocene muộn và sớm hơn sẽ có nhiều cơ hội
được nạp sản phẩm hơn.
Hình 10 thể hiện kết quả mô hình di cư hydrocarbon
khu vực tuyến cc’ thời điểm hiện tại có xuất hiện những
mũi tên màu xanh (biểu thị sự di cư của dầu) xuyên
thẳng lên phía trên, có thể đây là biểu hiện thất thoát
dầu. Điều này có thể lý giải một phần cho sự thay đổi
tỷ lệ hydrocarbon trong tầng chứa được sinh từ đá mẹ
Oligocene và Miocene dưới theo thời gian; sự vắng mặt
dầu trong đá chứa ở thời điểm hiện tại (trong khi 2 triệu
năm trước trong đá chứa đã tồn tại dầu) (Hình 11).
Tài liệu tham khảo
1. Nguyễn Thị Dậu và nnk. Mô hình địa hóa bể trầm
tích Nam Côn Sơn. Viện Dầu khí Việt Nam. 2000.
2. Nguyễn Thị Dậu và nnk. Kết quả liên kết dầu - đá
mẹ bể Nam Côn Sơn. Tuyển tập Báo cáo Hội nghị khoa học
và Công nghệ Quốc tế “Dầu khí Việt Nam 2010 - Tăng tốc
phát triển”. 9 /2010; 1; trang 341 - 358.
Phân tích kết quả mô hình tuyến cc’ cho thấy sản
phẩm (nếu có) ở khu vực cấu tạo Sông Tiền và kề cận chủ
yếu là khí và có nguồn gốc chủ yếu từ đá mẹ Miocene
dưới, các tích tụ hydrocarbon trong khu vực nghiên cứu
nhìn chung không bị ảnh hưởng bởi quá trình phá hủy
bào mòn tạo bất chỉnh hợp cuối Miocene giữa. Các bẫy
hình thành trong đầu thời kỳ Miocene muộn và sớm hơn
sẽ có nhiều cơ hội được nạp sản phẩm hơn.
3. Nguyễn Thị Dậu và nnk. Đánh giá quá trình vận
động của thành tạo Miocene giữa khu vực phụ trũng Đông
Bắc bể Nam Côn Sơn phục vụ lập dữ liệu đầu vào cho mô
hình địa hóa mẹ. Tạp chí Dầu khí. 2014; 1: trang 33 - 43.
4. Nguyễn Du Hưng và nnk. Báo cáo tính trữ lượng mỏ
Đại Hùng”. Viện Dầu khí Việt Nam. 2005.
5. Nguyễn Trọng Tín và nnk. Chính xác hoá cấu trúc
địa chất và trữ lượng dầu khí phần phía Đông bể Cửu Long
và Nam Côn Sơn. Viện Dầu khí Việt Nam. 1995.
3. Kết luận
Kết quả mô hình địa hóa đá mẹ cho thấy trầm tích sét
Miocene giữa, Miocene dưới và Oligocene đạt tiêu chuẩn
6. Nguyễn Trọng Tín và nnk. Đánh giá tiềm năng và
DẦU KHÍ - SỐ 2/2015
21
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
trữ lượng dầu khí bể trầm tích Nam Côn Sơn trên cơ sở tài
liệu đến 12/2003. Viện Dầu khí Việt Nam. 2005.
Norwegian Petroleum Society (NPF) Special Publication.
1993; 3: p. 1 - 34.
7. VPI-Labs. Nghiên cứu cổ địa lý tướng đá Lô 04-1.
12. M.L.Bordenave. Applied petroleum geochemistry.
Viện Dầu khí Việt Nam. 2012.
Editions Technip. 1993.
8. VPI-Labs. Nghiên cứu tầng sinh Lô 04-1. Viện Dầu
khí Việt Nam. 2013.
13. John M.Hunt. Petroleum geochemistry and
geology (2nd edition). W.H Freeman. 1995.
9. VPI-Labs. Phân tích cổ sinh địa tầng giếng khoan
04-1-ST-2X. Viện Dầu khí Việt Nam. 2012.
14. Kenneth E.Peters, J.Michael Moldowan. The
biomarkers guide: Interpreting molecular fossils in petroleum
and ancient sediments. Prentice Hall. 1993.
10. Barry Katz. Petroleum source rocks. Springer. 1995.
15. Britist Gas Vietnam. Well 04.1-ST-1X final well
report. 1994.
11. Christian Hermanrud. Basin modelling techniques-
an overview. Basin modelling advances and applications:
The maturation of source rock in the northeastern
sub-trough and the central sub-trough, Nam Con Son basin
Nguyen Thi Dau1, Phan Van Thang2
Phan My Linh2, Hoang Nhat Hung2
1Vietnam Association of Petroleum Geology
2Vietnam Petroleum Institute
Summary
Exploration activities have been carried out for a long time in the Nam Con Son basin. So far, many oil and gas dis-
coveries have been made in this area and several fields developed and put into production such as Dai Hung, Rong
Doi, Hai Thach, Moc Tinh, Lan Tay… The Nam Con Son basin, especially the eastern and northeastern parts, has a
complicated geological development history which strongly influences the hydrocarbon generation and migration in
the area. In this paper, the authors present a geochemical model of a section through the northeastern and central
sub-troughs to evaluate the hydrocarbon generation and migration processes of the source rocks.
The results of geochemical model in the studied area showed that the Middle Miocene, Lower Miocene and Oligo-
cene fine rained sediments are considered as source rocks in terms of organic matter richness. Oligocene source rock
contains kerogen type I/III and type III. Middle Miocene and Lower Miocene source rock contain mainly kerogen type
III and a little of type II. At present, the maturity thresholds are as follows: Oil window is from 2,500 - 4,700m, wet
gas and condensate window is 4,700 - 6,200m and dry gas is below 6,000 - 7,200m. The hydrocarbon component in
reservoirs indicate that they were supplied from Oligocene, Lower Miocene together with Middle Miocene, in which
dominant is hydrocarbon from Lower Miocene, then from Oligocene source rock, while the volume of hydrocarbon
from Middle Miocene is very small. In general, hydrocarbon traps in the studied areas were not affected by uplift
creating an eroded unconformity at Middle Miocene. The traps, formed in early Late Miocene and earlier, will have
higher chances to trap hydrocarbon expulsion from defined matured source rocks.
Key word: Petroleum component, Middle Miocene uplift, central sub-trough, Nam Con Son basin.
DẦU KHÍ - SỐ 2/2015
22
9 trang
16/04/2022
4460
Bạn đang xem tài liệu "Quá trình sinh dầu khí của đá mẹ khu vực phụ đới trũng Đông Bắc và phụ đới trũng trung tâm bể Nam Côn Sơn", để tải tài liệu gốc về máy hãy click vào nút Download ở trên
File đính kèm:
- qua_trinh_sinh_dau_khi_cua_da_me_khu_vuc_phu_doi_trung_dong.pdf
