Khóa luận Đặc điểm địa hóa của tầng đá mẹ miocence trung qua hai giếng khoan A-4 và A-7, khu vực bồn trũng Mã Lay Thổ Chu

MỤC LỤC

Lời mở đầu

Nhận xét

PHẦN CHUNG

Chương I: khái quát chung về đặc điểm địa chất khu vực bồn Mã Lai-Thổ Chu .4

I Đặc Điểm Tự Nhiên . 4

I.1 vị trí địa lý .4

I.2 Lịch sử nghiên cứu bồn trũng khu vực Mã Lay-Thổ Chu .5

II. Đặc Điểm Địa Chất . 6

II.1.Đặc điểm địa tầng khu vực nghiên cứu 6

II.1.1. Thành tạo móng trước đệ tam . .6

II.1.2. Thành tạo trầm tích đệ tam .7

II.2. Đặc điểm cấu kiến tạo 11

II .2.1. Phân tầng cấu trúc . 11

II. 2.2. Các yếu tố cấu trúc và kiến tạo .13

II.2.3. Lịch sử phát triển địa chất .15

III. Đặc Điểm Các Tầng Sinh - Chứa – Chắn .18

III.1 Đá sinh .18

III.2 Đá chứa, đá chắn và bẫy .19

PHẦN CHUYÊN ĐỀ

CHƯƠNG II: Cơ Sở Địa Hóa Trong Thăm Dò Dầu Khí

II.1. CƠ SỞ LÝ THUYẾT VỀ ĐÁ MẸ .23

II.1.1. Định nghĩa. 23

II.1.2. Số lượng vchc. 24

II.1.3. Các chỉ tiêu địa hóa nghiên cứu đá mẹ .25

II.2 CÁC PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU ĐÁ MẸ .27

II.2.1 Phương pháp Leco: . .27

II.2.2 Phương pháp chiết tách bitum: .28

II.2.3 Phương pháp nhiệt phân Rock – Eval: .28

II.2.4 Phương pháp đo phản xạ vitrinite RO (%): .30

II.2.5 Phương pháp phát quang: .31

II.2.6 Phương pháp xác định màu của kerogene: .31

II.2.7 Phương pháp sắc kí khối phổ: .32

II.2.8 Phương pháp thời nhiệt TTI: 32

II.2.9 Phương php sắc ký dải Hydrocarbon no, n-alkal C15+ : 34

II.2.10 Phương pháp địa hóa thạch học .35

II.2.11 Phương pháp thủy địa hóa .35

II.2.12 Phương pháp sinh . 36

GIẾNG KHOAN A-4 37

GIẾNG KHOAN A-7.1 .41

GIẾNG KHOAN A-7.2 .45

GIẾNG KHOAN A-7.3 49

Chương III: ĐẶC ĐIỂM ĐỊA HÓA CỦA TẦNG ĐÁ MẸ MIOCENE TRUNG QUA HAI GIẾNG KHOAN A-4 & A-7, KHU VỰC BỒN TRŨNG MÃ LAY-THỔ CHU . .54

Kết luận . 57

Tài liệu tham khảo .59

Phụ Lục

 

doc65 trang | Chia sẻ: maiphuongdc | Ngày: 10/09/2013 | Lượt xem: 1230 | Lượt tải: 4download
Bạn đang xem nội dung tài liệu Khóa luận Đặc điểm địa hóa của tầng đá mẹ miocence trung qua hai giếng khoan A-4 và A-7, khu vực bồn trũng Mã Lay Thổ Chu, để tải tài liệu về máy bạn click vào nút DOWNLOAD ở trên
thuộc tập A và B cũng được xem là tầng chắn mang tính khu vực, hầu hết đá mẹ phân bố trong khu vực nghiên cứu chưa đủ trưởng thành để có thể sinh ra hydrocarbon. Các nghiên cứu địa hóa cho thấy các phát hiện dầu khí trong khu vực có nguồn gốc dịch chuyển từ vùng sâu hơn phía trung tâm bồn. Và tầng J với tỷ lệ cát cao, lại nằm gần tầng sinh đóng vai trò là tầng dẫn lý tưởng. III.2 Đá chứa, đá chắn và bẫy Ở bồn trũng Mã Lay - Thổ Chu tồn tại những tập cát tiềm năng thành tạo trong các giai đoạn đồng và sau tạo rift, trong môi trường tam giác châu ven hồ, sông ngòi và châu thổ. Ở khu vực nghiên cứu nói riêng và bồn trũng Mã Lay - Thổ Chu nói chung quá trình diagenesis xảy ra rất sớm liên quan đến gradient địa nhiệt cao ở vùng này, điều đó đã làm giảm chất lượng đá chứa theo chiều sâu một cách đáng kể, đặc biệt là ở những tập cát kết hạt mịn. Ở độ sâu nông hơn 2100 m, quá trình diagenesis hầu như mới bắt đầu, đá chứa nhìn chung có chất lượng tốt (độ rỗng tối đa có thể lên đến 27%). Ở độ sâu lớn hơn, xảy ra quá trình hòa tan feldspar, thành tạo thạch anh thứ sinh và kaolinite, chuyển đổi kaolinite thành dickite ở nhiệt độ 130 - 140oC. Ở nhiệt độ cao hơn > 150 – 170oC ứng với độ sâu chôn vùi lớn, quá trình thành tạo thạch anh thứ sinh và illite mạnh mẽ hơn làm giảm rõ rệt khả năng thấm của đá, đặc biệt là cát kết hạt mịn. Tuy nhiên, với cát kết hạt thô ở bên dưới độ sâu 3000 m vẫn có thể cho khả năng chứa tốt. Một trong những nhân tố ảnh hưởng lớn đến chất lượng đá chứa cát kết là kích thước hạt vụn. Trong từng môi trường trầm tích cho những đặc trưng về thạch học nói chung và kích thước hạt nói riêng, chính vì vậy công tác thăm dò tập trung nhiều vào việc xác định môi trường trầm tích của đối tượng chứa nhằm hiểu rõ hơn về tiềm năng dầu khí của chúng. Nhìn chung, ở khu vực nghiên cứu có thể phân chia năm nhóm môi trường trầm tích của cát chứa dựa trên tài liệu mẫu và địa vật lý giếng khoan: - Môi trường chủ yếu là ở phần dưới của đồng bằng ven biển (Lower Coastal Plain): bao gồm những tướng cát sông có liên hệ mật thiết với những lớp than hoặc sét than và sét kết màu xám tích tụ trong môi trường sông ít uốn khúc cho đến uốn khúc mạnh (bao gồm cả các cửa kênh phân phối – distributary channel). - Môi trường chủ yếu là ở phần trên của đồng bằng ven biển (Upper Coastal Plain): bao gồm các tướng cát sông giống như trên chỉ trừ những nhóm tướng có liên hệ với các lớp than và sét than. Môi trường tích tụ này không bao gồm các cửa kênh phân phối và hầu như chỉ liên quan đến những tập sét màu đỏ/nâu lắng đọng trong điều kiện giàu oxy. - Môi trường Tam giác châu (Deltaic): liên quan là những cát kết tướng thô dần lên trên và sét kết màu xám. - Môi trường biển (Marine): hiện diện rất ít trong khu vực nghiên cứu, thường liên quan đến khoáng glauconite và phosphates. - Môi trường đầm hồ (Lacustrine): liên quan đến những tập sét có bề dày lớn màu xám đen đến xám tối và cát kết thuộc môi trường tam giác châu đầm hồ và quạt phù sa (fan delta). Đặc điểm tầng chắn Chia làm 2 phần: - Các tầng chắn hạt mịn - Màn chắn kiến tạo * Các tầng chắn hạt mịn - Tầng chắn I: các tập sét Pliocene-Đệ Tứ, dày hàng trăm mét, hàm lượng sét ởn định khoảng 85-90%, đợ hạt nhỏ hơn 0.001mm, xen kẻ trong tầng sét là các lớp bợt kết mỏng. - Tầng chắn II: là các tập sét đáy Miocene dưới, phân bớ khơng liên tục, dày 25-60m, hàm lượng sét dao đợng từ 75-85%, đợ hạt nhỏ hơn 0.001mm. - Tầng chắn III: sét trong tầng Oligocene, dày 50-200m, hàm lượng sét cao 80-90%, đợ hạt 0.001-0.003mm. *Màn chắn kiến tạo Các hệ thớng kiến tạo là màn chắn kiến tạo rất quan trọng của bồn trũng. Hầu hết các bẫy khép kín 3 chiều đều được chắn bởi các đứt gãy, đặc biệt là các cánh nâng của các đứt gãy. Các dạng bẫy Việc xác định các bẫy chứa dầu trong khu vực nghiên cứu chủ yếu dựa trên bản đồ cấu trúc, nhưng do tính phứa tạp của tầng chứa – không phải là tập cát lớn liên tục mà bao gồm nhiều dải cát có bề dày nhỏ phân bố không liên tục theo chiều sâu và chiều rộng – nên cho đến nay vẫn không thể xác định được sự phân bố của các tập chứa dầu. Mô hình địa chất cho các vỉa chứa cát lòng sông là những bẫy kết hợp địa tầng và những đứt gãy khép kín cấu trúc. Tuy nhiên để có các tích tụ dầu khí thì một yếu tố không thể thiếu đó là các bẫy dầu khí, các bẫy dầu khí đóng vai trò rất quan trọng trong việc chắn giữ và bảo tồn dầu khí để tạo thành các mỏ dầu khí mà ngày nay chúng ta khai thác dầu khí từ chúng. Ơû khu vực Mã Lai-Thổ Chu tồn tại các dạng bẫy dầu khí sau: Bẫy nếp lồi kế thừa từ móng nhô cao. Các bẫy vòm “rollover”. Các dạng bẫy hình hoa. Bẫy “khối đức gãy nghiên”. PHẦN CHUYÊN ĐỀ CHƯƠNG II CƠ SỞ ĐỊA HÓA TRONG THĂM DÒ DẦU KHÍ. II.1. CƠ SỞ LÝ THUYẾT VỀ ĐÁ MẸ. II.1.1. Định nghĩa. Trong lịch sử thăm dò dầu khí thì đá mẹ là dấu hiệu đầu tiên để đánh giá tiềm năng của một bồn trầm tích. Đá mẹ là loại đá có thành phần hạt mịn chứa phong phú hàm lượng vật chất hữu cơ (VCHC) và được chôn vùi trong điều kiện thuận lợi. Vì vậy, tầng đá mẹ phong phú VCHC là tầng trầm tích hạt mịn, dày, nằm ở miền lún chìm liên tục, trong điều kiện yếm khí (vắng oxy). Đồng thời trong giai đoạn lắng nén VCHC chịu sự tác động và phân hủy của vi khuẩn… - Phân loại theo thành phần thạch học: đá mẹ có bốn loại: đá mẹ sét phổ biến, được lắng đọng trong các môi trường khác nhau; đá mẹ silic liên quan đến sự lắng đọng sét silic ở nơi phát triển diatomic và radiolaria; đá mẹ vôi liên quan đến bùn vôi, sau khi giải phóng nước tạo thành sét vôi và các ám tiêu san hô, sét phiến cháy và than đá trong điều kiện huận lợi sinh ra lượng dầu và khí nhất định. -Theo tiêu chuẩn địa hóa thì đá mẹ phải chứa một lượng VLHC nào đó và trong các điều kiện biến chất khác nhau, chúng sản sinh ra các sản phẩm hữu cơ tương ứng. Mỗi giai đoạn biến chất sẽ có lượng VLHC hòa tan được trong dung môi hữu cơ (Bitum) và phần còn lại không hòa tan trong dung môi hữu cơ hay còn gọi là Kerogene. Từ định nghĩa đó, ta có thể gặp một số cấp đá mẹ như sau: -Đá mẹ tiềm tàng: đá mẹ vẫn còn được che đậy hoặc chưa khám phá. -Đá mẹ tiềm năng: đá mẹ có khả năng sinh dầu và khí nhưng chưa đủ trưởng thành về nhiệt độ. -Đá mẹ hoạt động: đá mẹ có khả năng sinh ra dầu khí. -Đá mẹ không hoạt động: đá mẹ vì lý do nào đó không sinh ra dầu khí. Để đánh giá nguồn hydrocarbon thì đá mẹ phải được đánh giá qua ba yêu cầu cơ bản sau đây: -Đá mẹ bao gồm đủ tối thiểu số lượng vật chất hữu cơ (VCHC). -Đá mẹ bao gồm đủ chất lượng VCHC. -Đá mẹ trưởng thành về nhiệt. II.1.2. Số lượng vchc. Ta dùng chỉ số TOC (Total Organic Carbon) – tổng số carbon hữu cơ trong đá để xác định trầm tích mịn hạt có phải là đá mẹ hay không. Bản chất đá mẹ Đá sét Đá Carbonate TOC% (0.5 - 2)% > 0.25% Bảng 1: Tiêu chuẩn phân loại đá mẹ theo số lượng VCHC Đá mẹ hầu hết ở dạng trầm tích hạt mịn như là những đá bùn và sét hoặc những đá vôi micrit (đá vôi chứa hơn 90% micrit hoặc nhỏ hơn 10% vụn sinh hóa), (theo Tissot và Welte, 1984). Yếu tố quan trọng của đá mẹ là VCHC mà theo các nhà địa hóa nguyên tắc lớn nhất khi nói đến đá mẹ đó là TOC thường thì giá trị này lớn hơn 1%. Điển hình, giá trị TOC từ ít hơn 1% trong những đá mẹ nghèo đến hơn 20% trong những đá giàu hơn gọi là đá phiến có dầu . II.1.3. Các chỉ tiêu địa hóa nghiên cứu đá mẹ a. TOC (%) (Total organic carbon): tổng số vật chất hữu cơ trong đá, tương tự như số lượng cacbon hữu cơ, để xác định trầm tích mịn hạt có phải là đá mẹ hay không. Tiêu chuẩn phân loại đá mẹ theo TOC: - Đối với đá sét TOC = 0,5 - 2% - Đối với đá cacbonat TOC > 0,25% TOC(%) Phân loại đá mẹ < 0,5 Nghèo 0,5 – 1 Trung bình 1,0 – 2,0 Tốt > 2,0 Rất tốt b. S1(kg HC/T đá): lượng hydrocacbon tự do trong đá, tức là lượng hydrocacbon sinh ra từ đá mẹ. S1(kg HC/T đá) Phân loại đá mẹ < 0,5 Nghèo 0,5 – 1,0 Trung bình 1,0 - 2,0 Tốt > 2,0 Rất tốt c. S2(kgHC/T đá): lượng hydrocacbon tiềm năng trong đá mẹ, tức là lượng hydrocacbon còn lại trong đá mẹ. S2(kg HC/T đá) Phân loại tiềm năng đá mẹ < 2,5 Nghèo 2,5 - 5,0 Trung bình 5,0 - 10,0 Tốt > 10,0 Rất tốt d. S1+S2 (kg HC/T đá): tổng tiềm năng của hữu cơ trong đá mẹ. S1+S2(kg HC/T đá) Đánh giá tổng tiềm năng hydrocacbon trong đá mẹ < 3,0 Đá mẹ sinh dầu hạn chế 3,0 - 6,0 Đá mẹ sinh dầu trung bình 6,0 - 12,0 Đá mẹ sinh dầu tốt > 12,0 Đá mẹ sinh dầu rất tốt e. Tmax (0C): nhiệt độ cần thiết cho phép nhiệt phân hydrocacbon tiềm năng của đá mẹ, được coi là một thông số đánh giá độ trưởng thành nhiệt của đá mẹ cũng như vật chất hữu cơ. Tmax (0C) Đánh giá độ trưởng thành đá mẹ < 440 Đá mẹ chưa trưởng thành 440 – 446 Đá mẹ trưởng thành (đầu pha sinh dầu) 446 – 470 Đá mẹ trưởng thành muộn (sinh dầu) > 470 Quá trưởng thành (sinh khí condensat) f. PI = S1/S1+S2: chỉ ra sự có mặt của hydrocacbon di cư hoặc tại sinh nhằm xác định sự hiện diện của đới sản phẩm. PI Sự có mặt của hydrocacbon di cư hay tại sinh < 0,1 Hydrocacbon tại sinh 0,1 - 0,4 Hydrocacbon di cư > 0,4 Có dầu di cư g. HI =100S2/TOC (mg/g): phản ánh lượng hydrocacbon lỏng giải phóng ra khỏi đá mẹ (không phải tổng hydrocacbon lỏng và khí), dùng để xác định chất lượng đá mẹ và phân loại nguồn gốc vật chất hữu cơ sinh dầu. HI Loại Kerogen Đánh giá khả năng sinh dầu của đá mẹ 0 – 150 III Chỉ sinh khí 150 - 300 III – II Sinh khí và dầu > 300 II – I Sinh dầu và khí h. R0 (%): chỉ số phản xạ vitrinite, đánh giá sự trưởng thành nhiệt của đá mẹ. R0(%) Độ trưởng thành của đá mẹ < 0,6 Đá mẹ chưa trưởng thành 0,6 - 0,8 Đá mẹ trưởng thành (giai đoạn đầu tạo dầu) 0,8 - 1,35 Đá mẹ sinh dầu mạnh nhất (trưởng thành muộn) > 1,35 Sinh khí condensat (quá trưởng thành) II.2 CÁC PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU ĐÁ MẸ. II.2.1 Phương pháp Leco: Phương pháp phân tích này dùng cho tất cả các mẫu đá cần được nghiên cứu về đá mẹ. Mẫu được chọn từ 10 – 100 g nghiền nhỏ cho qua rây 50 – 60 micro rồi tiến hành loại bỏ carbon vơ cơ bằng cách tác dụng với axit clohydric (HCl). Sau khi mẫu được làm khơ sẽ được đốt tự động trong lị của đốt của máy LECO – 412 tới 1350OC. Lượng dioxit carbon thốt ra sẽ được ghi nhận để tính tổng hàm lượng carbon hữu cơ theo cơng thức sau: (4.1) Trong đĩ: : Hệ số chuyển đổi : Khối lượng mẫu đá ban đầu : Khối lượng mẫu đá đã loại carbonate để đưa vào lị đốt. : Khối lượng mẫu chuẩn Cst (%) : Hàm lượng carbon trong mẫu chuẩn TOC (%) : Tổng hàm lượng carbon hữu cơ II.2.2 Phương pháp chiết tách bitum: Các hợp phần hydrocarbon lỏng (bitum) trong đá được chiết trong dichlormethane đun sơi trong 12 – 24 giờ trên bộ thiết bị SOXTHERM. Sau khoảng thời gian trên bitum đã được chiết ra hịa tan trong dung mơi sẽ được thu hồi bằng cách cho bay hơi dung mơi trên bộ thiết bị cất xoay. Quá trình này sẽ làm bay hơi một phần bitum. Vì vậy chỉ thu được các hợp phần bitum cĩ chứa phân tử C15+, hỗn hợp này được gọi là hydrocarbon lỏng bao gồm hydrocarbon no – thơm – hợp phần nặng (chứa nhựa và asphalten). Địa hoá bitum trên cơ sở phân bớ vành phân tán các hydrocacbon lỏng dãy dầu trên đường di cư theo các đới có dợ thấm cao từ vỉa sản phẩm tới bề mặt. II.2.3 Phương pháp nhiệt phân Rock – Eval: Địa hĩa nhiệt phân khắc phục được một số nhược điểm của chiết bitum là phải cần mẫu khối lượng lớn hơn vài trăm gram. Trong khi đĩ địa hĩa nhiệt phân địi hỏi lượng mẫu nhỏ (cĩ thể chỉ cần 100 gram mẫu là đủ), nhanh, giải quyết được nhiều mẫu. Ngày nay cĩ thể khái quát quá trình chuyển hĩa vật liệu hữu cơ cho các sản phẩm như sau (theo Espitalie J). Tiến hành nhiệt phân Rock – Eval vật liệu hữu cơ (80 – 100 mg đá cĩ khi tới 500g đá tùy vào mức độ phong phú vật liệu hữu cơ) từ thấp đến cao ta nhận được các sản phẩm sau đây tương ứng với các chỉ tiêu được xác định là S0, S1, S2, S3 và Tmax. SO: là lượng hydrocarbon tự do (khí và hydrocarbon lỏng thấp phân tử C1 – C7) đốt ở nhiệt độ khoảng 90OC trong vịng 1 – 1,5 phút. S1 là loại hydrocarbon tách ra ở nhiệt độ khoảng 100 – 300O C trong 2 phút (mg hydrocarbon/TOC) phản ánh lượng hydrocarbon di cư của mạng dầu, cực đại ở nhiệt độ khoảng 115 – 120 OC, lượng này tương đương với bitum dạng dầu. Hình 6: Đặc điểm của quá trình nhiệt phân Tiếp tục cracking ở nhiệt độ cao từ 300 – 550 OC nhận được S2 phản ánh lượng hydrocarbon tiềm năng trong đá mẹ (peak cao nhất thường khoảng 460 – 500 OC) cũng là chỉ số Tmax phản ánh độ trưởng thành của vật liệu hữu cơ (mg hydrocarbon/TOC, cửa sổ tạo dầu Tmax = 435 – 470 OC), lượng này cũng chính là hydrocarbon được tách ra do phân hủy nhiệt, nhiệt độ tối đa là 600OC. Sau đĩ tự động hạ nhiệt độ xuống tới 300 – 390 OC trong dịng oxygen vật liệu hữu cơ sẽ cháy sinh ra khí CO2 của kerogene S3 = mg CO2/TOC – tổng lượng CO2 được tạo thành. Giai đoạn nhiệt phân S2 cần phải được giới hạn ở một ngưỡng nhiệt độ để xác định chính xác giai đoạn chính hình thành CO2 từ vật liệu hữu cơ, đồng thời tránh sự hình thành CO2 từ các nguồn khác (như calcite, siderite). Thơng thường lượng tổng tiềm năng của hydrocarbon của tầng đá mẹ bao gồm SO + S1 + S2 + S3. Tuy nhiên, thường lượng SO, S1, S3 khơng đáng kể hoặc chiếm tỷ lệ nhỏ, đặc biệt trong trầm tích mới thường khơng cĩ S1, ngược lại trong trầm tích cổ SO lại vắng mặt và S3 lại rất nhỏ. Do đĩ S2 thường được coi là tiềm năng của đá mẹ. Trên cơ sở các thơng số này xác định các chỉ số: Chỉ số Hydrogen: phản ánh lượng hydrocacbon lỏng cĩ thể giải phĩng ra khỏi đá mẹ mà khơng phải là tổng của hydrocacbon lỏng và khí ; (4.2) Chỉ số sản phẩm: hay cịn gọi là hệ số chuyển đổi hydrocarbon cơ bản sang hydrocarbon di cư, từ đĩ xác định được mức độ của đới chứa sản phẩm. (4.3) II.2.4 Phương pháp đo phản xạ vitrinite RO (%): Phương pháp đo phản xạ Vitrinite được thực hiện trên kính hiển vi phản xạ LEITZ. Lấy 10 – 20 g đá nghiền nhỏ, sau đĩ loại carbonate bằng axit HCl và loại silicate bằng HF. Mảnh vitrinite cĩ mặt trong kerogene được thu hồi và đút trong một khối nhựa trong suốt, sau đĩ được mài phẳng và soi dưới kính hiển vi để tìm các hạt vitrinite đẳng thước dưới ánh sáng phản xạ. Mỗi mẫu đo trên 50 mảnh vitrinite và cần loại trừ giá trị ngoại lai để nhận được giá trị phổ biến và đại diện cho mẫu nghiên cứu. II.2.5 Phương pháp phát quang Phương pháp này dựa trên cường độ phát quang của vật chất hữu cơ dưới đèn huỳnh quang (bitum). Cường độ phát quang khác nhau cho biết hàm lượng khác nhau của bitum. Nhược điểm: khơng phản ánh đúng hàm lượng của bitum cĩ nhiều thành phần axit vì thành phần axit của bitum kém phát quang. Ứng dụng: phương pháp này chỉ cĩ tính chất định tính, nhanh chĩng cho kết quả về đới chứa vật liệu hữu cơ hay dầu phong phú. Người ta sử dụng phương pháp này để xác định hàng loạt mẫu tại giếng khoan hay mẫu đất. Sau đĩ lựa chọn những mẫu cĩ cường độ phát quang cao đem phân tích bitum hĩa. II.2.6 Phương pháp xác định màu của kerogene: Phương pháp này tiến hành giống như việc chuẩn bị mẫu của phương pháp đo độ phản xạ vitrinite. Kerogene thu được rửa sạch và dùng bromit kẽm làm nổi lên phía trên, thu kerogene nổi. Mẫu kerogene thu được soi dưới kính hiển vi đối sánh với màu chuẩn để xác định độ trưởng thành. Mức độ trưởng thành được biểu hiện từ màu vàng đến màu đen. Hình 7. Sự thay đổi cường độ phát quang của bitum theo các đới trưởng thành II.2.7 Phương pháp sắc kí khối phổ: Đây là phương pháp xác định sự hiện diện của dấu vết sinh vật đặc trưng trong cấu trúc phân tử hydrocarbon của mỗi loại vật liệu hữu cơ cĩ nguồn gốc khác nhau. Mẫu phân tích sắc ký khối phổ là hydrocarbon no hoặc thơm được tách từ bitum hoặc dầu thơ. Trước khi phân tích mẫu cần được lọc kỹ qua zeolite phân tử 5Å nhằm làm giàu thêm cấu tử hydrocarbon vì các biomarker cĩ mặt trong hydrocarbon với hàm lượng rất thấp. Sau đĩ mẫu được bơm vào hệ thống GCMS (bao gồm GC – 17A nối QP 5000) được SHIMADZU hoặc HP sản xuất. Kết quả phân tích sắc ký khối phổ được ghi trên biều đồ và tính tốn các biomarker theo phần trăm cũng như mối quan hệ giữa các thành phần biomarker nhằm xác định dạng mơi trường tồn tại vật liệu hữu cơ giúp cho việc phân loại chúng dễ dàng. Đồng thời từ các dạng phân bố biomarker cĩ thể gián tiếp xác định mức độ trưởng thành vật liệu hữu cơ của đá mẹ. II.2.8 Phương pháp thời nhiệt TTI Phương pháp thời nhiệt Lopantin dựa trên các mơ phỏng địa chất và các phản ứng đứt mạch của hydrocarbon để khái quát hĩa tốc độ sụt lún – nén ép cũng như tốc độ nâng – bĩc mịn. Phương pháp này đưa ra các nhận định về phản ứng hĩa học nhằm đơn giản hĩa các dạng năng lượng hoạt động. Cơ sở lý thuyết để xác định giá trị TTI Thời Gian Trưởng Thành = Hệ Số Khoảng Thời Gian ´ Hệ Số Thời Nhiệt Hệ số thời gian được xác định theo đơn vị triệu năm, trong suốt giai đoạn đĩ một đơn vị vật chất lắng đọng sẽ được chơn vùi trong một khoảng nhiệt độ là 10OC. Hệ số nhiệt độ sẽ tăng gấp đơi ứng với mỗi khoảng tăng 10OC theo giá trị gradient địa nhiệt. Mức độ trưởng thành đạt được của một đơn vị vật chất lắng đọng tại bất kì điểm nào trong lịch sử chơn vùi là tổng cộng tất cả các giá trị thời nhiệt TTI từ vị trí chơn vùi ban đầu đến thời điểm đang xét. Quá trình trưởng thành = TTI1 + TTI2 + TTI3 + … Theo đĩ, khi mơ hình hĩa mức độ trưởng thành hiện tại, với tất cả các giá trị thời nhiệt TTI từ thời điểm vật chất đĩ được chơn vùi cho đến hiện tại được cộng dồn. Việc cộng dồn bao gồm cả những giai đoạn vật chất này bị lún chìm, chơn vùi tĩnh hay kiến tạo nâng. Thơng thường, mức độ trưởng thành biến đổi thẳng đứng theo thời gian chơn vùi, ngay cả khi sự sụt lún đã ngừng hay kiến tạo nâng đang hoạt động. Dù vậy, tốc độ hoạt động này biểu hiện dưới dạng cửa sổ tạo dầu và phụ thuộc chủ yếu vào thời gian chơn vùi. Cơng thức tổng quát: (4.4) Một thang tỉ lệ được xây dựng để chuyển đổi giá trị thời khoảng TTI cộng dồn thành mức độ trưởng thành. Giai đoạn trưởng thành nhiệt chủ yếu được xem như đã bắt đầu tại điểm giá trị TTI là 15. Đỉnh tạo dầu xuất hiện gần điểm TTI là 50 và cửa sổ tạo dầu kết thúc khoảng 180. rn Khoảng nhiệt độ (OC) Khoảng thời gian tăng 10 OC ΔT TTI 2-1 90 – 100 20 = 1 100 – 110 21 = 2 110 – 120 22 = 4 120 – 130 23 = 8 130 – 140 24 = 16 140 – 150 25 = 32 150 – 160 26 = 64 160 – 170 27 = 128 170 – 180 28 = 256 180 – 190 … …… Bảng 2. Tính tốn giá trị thời nhiệt TTI TTI Mức đợ trưởng thành của vật liệu hữu cơ < 15 Chưa trưởng thành 15 Tạo dầu 75 Đỉnh tạo dầu 160 Kết thúc tạo dầu 160 – 1500 Tạo khí ướt và condensate > 1500 Tạo khí khơ Bảng 3. Đánh giá mức độ trưởng thành vật liệu hữu cơ dựa vào TTI Ưu điểm: Dựa vào giá trị TTI, người ta cĩ thể xây dựng lịch sử chơn vùi của khu vực nghiên cứu. Từ đĩ tính tốn và dự báo các pha sinh dầu, khí, khí condensate và khí khơ cho bất kỳ điểm nào trong bể trầm tích khi chưa cĩ giếng khoan. Nhược điểm: chỉ tiêu này chỉ cĩ hiệu quả đối với các bể trầm tích Paleozoi, Mesozoi, cĩ tốc độ tích lũy trầm tích trung bình và thấp. Đối với các bể trầm tích Kainozoi cĩ tốc độ tích lũy trầm tích nhanh, đặc biệt là vào Neogen và Đệ Tứ thì phương pháp này cho sai số lớn từ vài trăm đến vài nghìn mét. Đĩ là do tốc độ tích lũy nhanh, đặc biệt nguồn nhiệt do hoạt động tân kiến tạo từ dưới sâu đi lên dọc theo các đứt gãy sâu, nên vật liệu chưa cĩ đủ thời gian trải qua quá trình chưng cất và chuyển hĩa theo chế độ nhiệt mới. II.2.9 Phương pháp sắc ký dải Hydrocarbon no, n-alkal C15+ Hydrocarbon no từ phép phân tích thành phần nhĩm của bitum hoạc dầu thơ đem phân tích trên cột mao quản dài 25 – 60 m của máy sắc ký khí GC – 14B hoặc HP 6980. Nhờ sự hỗ trợ của khí trơ, các phân tử hydrocarbon lần lượt xuất hiên và được ghi trên sắc đồ theo trọng lượng phân tử hydrocarbon lần lượt xuất hiện và được ghi trên sắc đồ theo trọng lượng phân tử từ nhẹ đến nặng vì các phân tử cĩ nhiệt độ bay hơi khác nhau. Ví dụ: CH4 bắt đầu bay hơi từ 20OC và cịn bay hơi tiếp tục khi các phân tử khí nặng hơn bắt đầu bay hơi. Nhờ FID mà thời gian xuất hiện và hàm lượng từng phân tử HC được tự động ghi từ CH4 tới các phân tử cĩ trọng lượng cao khi nhiệt độ của cột sắc ký tăng lên đến hơn 500OC hoặc cao hơn khi phân tích dầu nặng. Từ kết quả tính tốn trên máy kèm sắc đồ ghi ta cĩ thể tính được các thơng số liên quan khi đánh giá chất lượng đá mẹ. Ví dụ: quan hệ pristan (iC19) và phytan (iC20) dùng để xác định loại và mơi trường lắng đọng VCHC. Cũng trên máy GC – 14B, HP 6980 cĩ thể phân tích thành phần hydrocarbon thơm, asphalten và cho cả dầu thơ tồn phần. Các bước tiến hành cũng tương tự như trên. Phương pháp trên ứng dụng để xác định sự tồn tại hay vắng mặt các di chỉ địa hĩa (tên của các hydrocarbon) khơng thay đổi hoặc thay đổi rất ít so với vật liệu hữu cơ sinh ra nĩ. Sự vắng mặt của di chỉ địa hĩa cho thấy các đá mẹ trưởng thành vào giai đoạn catagenesis muộn. Sự tồn tại của nĩ xác định các đá nguồn cĩ mức độ trưởng thành rất thấp hoặc chưa trưởng thành, đồng thời cũng cho ta những cơ sở về nguồn gốc vật liệu hữu cơ sinh dầu. II.2.10: phương pháp địa hóa thạch học: Dựa trên cơ sở vành phân tán các nguyên tố hóa học các hỗn hợp oxy hóa của dầu là các sản phẩm muối khoáng, cũng như các khí hydrocacbon ở phía trên vỉa dầu (CO2, CO, H2S …). Một số muối khoáng, các nguyên tố hóa học hay khí hydrocacbon thường có mối quan hệ với thành phần của dầu từ vỉa di cư ra khỏi vỉa. II.2.11:Phương pháp thủy địa hóa: Dựa trên nguyên tắc tương tác giữa VLHC, sản phẩm của dầu khí di cư từ với nước ngầm hay nước mặt. Từ đó tìm đường phân bố dị thường của cac21 thành phần muối, các hỗn hợp hữu cơ hòa tan trong nước có liên quan đến các tích lũy hydrocacbon. Có hai loại: Gián tiếp là các chỉ tiêu: Loại nước (clorua canxi, bicacbonat, natri liên quan tới sự khép kin mỏ, đôi khi sufat-natri có liên quan tới sự phá hủy mỏ bởi vi khuẩn, độ khoáng hóa, độ từ tính, hàm lượng các ion: Cl, Na, Mg, Br… và tương quan giữa chung với nhau. Trực tiếp là các chỉ tiêu: Khí CH4, C2, C3, C4 hydrocacbon aromatic acid naften, fenol, toluene, benzene, NH4 và I2 hòa tan trong nước. Khi có tương tác của vi khuẩn với hydrocacbon sẽ có thêm chỉ tiêu H2S, CO2 giảm độ sunfat của nước có vi khuẩn oxi hóa hydrocacbon khí, lỏng có N2 hữu cơ. II.2.12: Phương pháp sinh địa hóa: Dựa trên nguyên tắc tương tác giữa hydrocacbon với vi khuẩn và thực vật thích nghi. Một số hydrocacbon bị khử bởi vi khuẩn như metan, etan, propan, pentan Hydrocacbon aromatic (benzene, toluene…). Vi khuẩn khử sunfat do sử dụng hydrocacbon cho sinh ra H2S và CO2. Đối với thảm thực vật: do di cư các sản phẩm hydrocacbon từ mỏ lean mặt đất, một số thực vật không thể tồn tại sẽ chết hoặc thoái hóa dần. Ngược lại một số thực vật phát triển do hydrocacbon vận động mang theo một số kim loại (muối khoáng) lên lớp thổ nhưỡng và là nguồn nuôi các loại thực vật như: P B V Ba Mn Cu Ni … KẾT QUẢ PHÂN TÍCH MỘT SỐ GIẾNG KHOAN DỰA THEO PHƯƠNG PHÁP ĐỊA HÓA, KHU VỰC BỒN TRŨNG MÃ LAY–THỔ CHU: Dựa vào độ sâu của bồn, đặc điểm cấu kiến tạo và cột địa tầng của khu vực chia ra thành các tập nhỏ D, E, F, H của tầng Miocene trung theo hai giếng khoan A-4 & A-7, khu vực bồn trũng Mã Lay-Thổ Chu. * Tập H (Miocene trung). Giếng khoan A-4 Kết quả phân tích gồm 7 mẫu, ở độ sâu từ 1000m đến 2430m các mẫu này đều có hàm lượng TOC(%) đạt tiêu chuẩn đá mẹ. Vật liệu hữu cơ(VLHC) gồm Kerogen kiểu II (4 mẫu), và có 3 mẩu thuộc loại Kerogen kiểu III. C

Các file đính kèm theo tài liệu này:

  • docBAI HOAN CHINH.doc
  • docbia -in.doc
  • docBia TN_K.doc