Khóa luận Đặc điểm địa hóa đá mẹ tầng oligocene, lô 152 thuộc bồn trũng Cửu Long

MỤC LỤC

LỜI NÓI ĐẦU .2

PHẦN MỘT : PHẦN TỔNG QUAN .3

CHƯƠNG I: KHÁI QUÁT VỀ ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT BỒN TRŨNG CỬU LONG .4

I. VỊ TRÍ ĐỊA LÝ .4

II. LỊCH SỬ NGHIÊN CỨU BỒN TRŨNG CỬU LONG .5

III. ĐẶC ĐIỂM KIẾN TẠO.10

IV. ĐẶC ĐIỂM ĐỊA TẦNG .15

V. TIỀM NĂNG DẦU KHÍ CỦA BỒN TRŨNG .20

CHƯƠNG II: CƠ SỞ ĐỊA HÓA TRONG THĂM DÒ DẦU KHÍ .23

I. ĐÁ MẸ .23

II. CÁC PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU ĐÁ MẸ .25

PHẦN HAI : PHẦN CHUYÊN ĐỀ .36

CHƯƠNG III: KẾT QUẢ PHÂN TÍCH ĐỊA HÓA MỘT SỐ GIẾNG KHOAN

TẦNG OLIGOCENE, LÔ 15.2 THUỘC BỒN TRŨNG CỬU LONG.37

GIẾNG KHOAN 15.2 – RD – 1X .37

GIẾNG KHOAN 15.2 – RD – 2X .41

GIẾNG KHOAN 15.2 – RD – 3X .45

GIẾNG KHOAN 15.2 – RD – 4X .49

GIẾNG KHOAN 15.2 – RD – 6X .53

GIẾNG KHOAN 15.2 – GD – 1X .57

GIẾNG KHOAN 15.2 – VD – 1X .61

CHƯƠNG IV : ĐẶC ĐIỂM ĐỊA HÓA ĐÁ MẸ TẦNG OLIGOCENE, LÔ 15.2

THUỘC BỒN TRŨNG CỬU LONG .65

KẾT LUẬN.70

TÀI LIỆU THAM KHẢO .72

pdf73 trang | Chia sẻ: maiphuongdc | Ngày: 10/09/2013 | Lượt xem: 2069 | Lượt tải: 8download
Bạn đang xem nội dung tài liệu Khóa luận Đặc điểm địa hóa đá mẹ tầng oligocene, lô 152 thuộc bồn trũng Cửu Long, để tải tài liệu về máy bạn click vào nút DOWNLOAD ở trên
ø trữ lượng khai thác mà còn tạo ra một quan niệm địa chất mới cho việc thăm dò khai thác dầu khí ở thềm lục địa Việt Nam. 1. ĐÁ SINH DẦU (Đá mẹ): - Theo đặc điểm trầm tích và quy mô phân bố của các tập sét ở bồn trũng Cửu Long có thể phân chia thành ba tập đá mẹ: - Tầng sét Miocene hạ có bề dày từ 250m ở ven rìa tới 1250m ở trung tâm bồn. - Tầng sét(Oligocene thượng) có bề dày 100m ởven rìa tới 1200m ở trung tâm bồn. - Tầng sét ở Oligocene hạ và Eocene có bề dày 0 – 600m ở phần trũng sâu của bồn. Đặc điểm đá mẹ được tóm tắt sau: Tầng đá mẹ Chỉ tiêu Miocene hạ Oligocene thượng Oligocene hạ - Eocene TOC (%) 0.6 – 0.8 3.5 – 6.1 0.95 – 2.5 S1 (kg/T) 0.5 – 1.2 4.0 – 12 0.4 – 2.5 S2 (kg/T) 0.8 – 1.2 16.7 – 21 3.6 – 8.0 HI 113 – 216.7 477.1 163.6 PI 0.48 – 0.5 0.24 – 0.36 0.11 – 0.41 Tmax (0C) < 434 435 – 446 446 – 460 R0 (%) < 0.5 0.5 – 0.8 0.8 – 1.25 Pr/Ph 1.49 – 2.23 1.6 – 2.3 1.7 – 2.3 Loại Kerogene III / II II / I, III II, III SVTH: Võ Duy Mến 20 ThS: Bùi Thị Luận khóa luận tốt nghiệp * Mức độ trưởng thành của vật chất hữu cơ: Vật liệu hữu cơ trong trầm tích đã qua pha chủ yếu sinh dầu hoặc đang nằm ở pha trưởng thành muộn, vì vậy lượng dầu khí tích lũy ở các bẫy chứa đa phần được đưa đến từ đới biến chất muộn của vật liệu hữu cơ. Phần lớn vật liệu hữu cơ có trong trầm tích Oligocene thượng đang trong giai đoạn sinh dầu mạnh nhưng mới chỉ giải phóng một phần hydrocacbon vào đá chứa, còn vật liệu hữu cơ của trầm tích Miocene hạ chưa nằm trong điều kiện sinh dầu, chỉ có một phần nhỏ ở đáy Miocene hạ đã đạt đến ngưỡng trưởng thành. 2. ĐÁ CHỨA: - Đá chứa dầu khí trong bồn trũng Cửu Long bao gồm: Đá granitoid nứt nẻ, hang hốc của móng kết tinh, phun trào dạng vỉa hoặc dạng đai mạch và cát kết có cấu trúc lỗ rỗng giữa hạt, đôi khi có nứt nẻ, có nguồn gốc và tuổi khác nhau. - Đá móng kết tinh trước Kainozoi là đối tượng chứa dầu khí quan trọng ở bồn trũng Cửu Long, hầu hết các đá này điều cứng, dòn và độ rỗng nguyên sinh thường nhỏ, dầu chủ yếu được tàn trữ trong các lỗ rỗng và các khe nứt thứ sinh, chúng có thể được hình thành do hoạt động kiến tạo, quá trình phong hóa, hoạt động nhiệt dịch của khối magma bên dưới làm gradient địa nhiệt thay đổi hoặc biến đổi thuỷ nhiệt. - Đặc tính thấm chứa nguyên sinh của đá cát kết Miocene hạ thuộc loại tốt do chúng được thành tạo trong môi trường biển, biển ven bờ với đặc điểm phân bố rộng và ổn định, các hạt vụn có độ lựa chọn và mài mòn tốt, bị biến đổi thứ sinh chưa cao. 3. ĐÁ CHẮN: - Tập sét Rotalit là một tầng chắn khu vực rất tốt, với hàm lượng sét cao (90 – 95 %), kiến trúc phân tán với cỡ hạt < 0,001 mm. thành phần khoáng vật sét chủ yếu là Montmorilonite, tập này phổ biến rộng khắp trong bồn trũng,chiều dày ổn định từ 180 – 200m, đây là tầng chắn tốt cho cả dầu và khí. SVTH: Võ Duy Mến 21 ThS: Bùi Thị Luận khóa luận tốt nghiệp • Tầng chắn I : Nằm trong phần sét tạp, biển nông nằm phủ trực tiếp trên các vỉa sản phẩm (mỏ Rồng và mỏ Bạch Hổ). Chiều dày tầng chắn này dao động từ 60- 150m. • Tầng chắn II: Là phần nóc của điệp Trà Tân (Oligocene thượng), phát triển chủ yếu trong phần trũng sâu của bể. Chiều dày tầng chắn này dao động từ không đến vài trăm met có khi đến hàng nghìn met. sét chủ yếu có nguồn gốc đầm hồ, tiền delta. Đây là tầng chắn quan trọng của bể Cửu Long. • Tầng chắn III: Nằm ở nóc điệp Trà Cú (Oligocene hạ), đây là tầng chắn có tính cục bộ, có diện tích phân bố hẹp. Những phát hiện dầu (Bạch Hổ, Rạng Đông) và khí condensat (Sư Tử Trắng) là bằng chứng về khả năng chắn của tầng này. 4. CÁC KIỂU BẪY: - Trong phạm vi bồn trũng Cửu Long các dạng bẫy cấu tạo phát triển kế thừa móng, bẫy màn chắn kiến tạo khá phổ biến trong trầm tích Oligocene và Miocene. - Trữ lượng và tiềm năng dầu khí của bồn trũng Cửu Long được dự báo khoảng 820 triệu m3 quy dầu, chủ yếu tập trung ở móng nứt nẻ. Trữ lượng dầu khí phát hiện trong móng, cát kết Miocene và Oligocene khoảng hơn 500 triệu m3 quy dầu. Hiện tại dầu khí đang được khai thác từ 5 mỏ: Bạch Hổ, Rồng, Sư Tử Đen, Rạng Đông, Ruby, đã và đang phát triển mỏ Sư Tử Vàng và Sư Tử Trắng. SVTH: Võ Duy Mến 22 ThS: Bùi Thị Luận khóa luận tốt nghiệp CHƯƠNG II : CƠ SỞ ĐỊA HÓA TRONG THĂM DÒ DẦU KHÍ I. ĐÁ MẸ: I.1 ĐỊNH NGHĨA ĐÁ MẸ: Trong lịch sử thăm dò dầu khí thì đá mẹ là dấu hiệu sau cùng để đánh giá tiềm năng của bể trầm tích, khi các điều kiện về cấu trúc của bẫy chứa, độ rỗng, độ thấm của vỉa chứa, tầng chắn đều thỏa mãn mà không thấy dầu khí thì nguyên nhân có thể là không có tầng đá mẹ, hoặc tầng đá mẹ ở quá xa. Một định nghĩa thích hợp cho đá mẹ: Đá mẹ đã sinh và đẩy dầu hoặc khí với số lượng đủ tích lũy thương mại, hoặc một định nghĩa khác: Đá mẹ của dầu khí là loại có thành phần hạt mịn chứa phong phú vật liệu hữu cơ và được chôn vùi trong điều kiện thuận lợi. * Vì vậy, tầng đá mẹ phong phú vật liệu hữu cơ là loại vật liệu mịn hạt, dày, nằm ở miền lún chìm liên tục, trong điều kiền yếm khí. Đồng thời trong giai đoạn lắng nén vật liệu hữu cơ chịu sự tác động và phân huỷ của vi khuẩn. * Nếu theo đặc điểm trầm tích có 3 loại: Loại có nhiều hạt thô thường tích luỹ trong các đới thoáng khí, còn nếu đá mẹ nhiều thành phần hạt mịn thường được tích luỹ trong môi trường yếm khí. Còn loại thứ ba là loại vật liệu hữu cơ được tích lũy trong các ám tiêu san hô. * Có thể có một số cấp đá mẹ sau: • Đá mẹ tiềm tàng: Đá mẹ vẫn còn được che đậy hoặc chưa được khám phá. • Đá mẹ tiềm năng: Đá mẹ có khả năng sinh dầu và khí nhưng chưa đủ khả năng trưởng thành về nhiệt độ. • Đá mẹ hoạt động: Đá mẹ có khả năng sinh dầu và khí. • Đá mẹ không hoạt động: Đá mẹ vì lý do nào đó không sinh ra dầu khí. * Để đánh giá nguồn Hydrocacbon thì đá mẹ phải được đánh giá qua ba yêu cầu sau: • Đá mẹ bao gồm đủ tối thiểu số lượng vật chất hữu cơ. • Đá mẹ bao gồm đủ chất lượng vật chất hữu cơ. • Đá mẹ trưởng thành về nhiệt. SVTH: Võ Duy Mến 23 ThS: Bùi Thị Luận khóa luận tốt nghiệp I.2 ĐÁNH GIÁ NGUỒN HIDROCACBON : I.2.a. SỐ LƯỢNG VẬT CHẤT HỮU CƠ: *Theo quan niệm cũ cho rằng bất kỳ đá sét có màu đen là đá mẹ, trong thực tế tất cả đá mẹ đều có màu đen, nhưng không phải tất cả trầm tích màu đen đều là đá mẹ, đá mẹ phải được lắng đọng trong môi trường khử, nghèo oxi. Hầu hết cát kết đều không có cacbon hữu cơ, đá sét là nguồn đá mẹ chủ yếu, tuy nhiên một số đá cacbonat cũng có thể là đá mẹ với một lượng vật chất hữu cơ thích hợp. Như vậy chỉ số TOC (total organic cacbon-tổng hàm lượng cacbon hữu cơ) nhằm xác định trầm tích mịn hạt có phải là đá mẹ hay không). * Tiêu chuẩn phân loại đá mẹ theo số lượng vật chất hữu cơ: • Đối với đá sét :TOC=0.5-2%, dưới 0.5% không là đá mẹ. • Đối với đá cacbonat : TOC>0.25%, dưới 0.25% không là đá mẹ. I.2.b. CHẤT LƯỢNG VẬT CHẤT HỮU CƠ: - Khi đã có đủ lượng vật chất hữu cơ (VCHC) trầm tích trong đá mẹ, để xác định khả năng sinh dầu khí của đá mẹ, ta cần phải biết chất lượng VCHC để xác định loại vật chất hữu cơ nào là tầng sinh ra dầu hay khí hay sinh cả dầu lẫn khí. • Vật chất từ sinh vật sống dưới nước là sinh vật vô định hình (saprobel). • Vật chất hữu cơ trên cạn có cấu trúc được bảo tồn tốt (Humic). - Kerogen là một phần vật chất hữu cơ (90%) nhằm đánh giá chất lượng vật chất hữu cơ trong đá trầm tích, không hoà tan trong dung môi hữu cơ, phần vật chất hữu cơ hoà tan được gọi là bitum. Vật chất hữu cơ gồm Kerogen và Bitum. - Nguồn cung cấp thành phần mảnh vụn từ động thực vật gồm 4 loại: • Vitrinit : bắt nguồn từ mảnh vụn gỗ của thực vật sống trên cạn. • Extrinite: Bắt nguồn từ bào tử phấn hoa, tảo. • Inertrinite: Bắt nguồn từ thực vật bị oxi hoá trước khi chôn vùi. • Mảnh vụn vô định hình: Có cấu trúc không xác định và đã bị phá huỷ hoàn toàn. • Kerogen loại I: (tảo): Rất hiếm chúng bao gồm phần lớn vật chất có cấu trúc là tảo và có thể dễ dàng nhận ra dưới kính hiển vi, nó là nguồn sinh dầu tốt. SVTH: Võ Duy Mến 24 ThS: Bùi Thị Luận khóa luận tốt nghiệp • Kerogen loại II: (Biển trung gian): Là hỗn hợp của thân cây cỏ và vật chất hữu cơ dạng gỗ, từ đó sinh ra dầu và condensat. • Kerogen loại III: (Than): Là hỗn hợp của thân cây gỗ và vật chất có lẫn than, xuất phát chủ yếu từ thực vật lục địa và chứa nhiều tàn tích cỏ có thể định tên VCHC hay thực vật phối hợp trong trầm tích hoặc trực tiếp hoặc qua các sản phẩm biến đổi của nó trong acid mùn thổ nhưỡng. • Ngoài ra còn có Kerogen loại IV (mỏ than và một số vật liệu thực vật lục địa trong môi trường oxi hóa) không có khả năng sinh dầu và khí. I.2.c. ĐỘ TRƯỞNG THÀNH NHIỆT: - Yếu tố T0 đối với sự hình thành dầu khí của vật liệu hữu cơ là quan trọng. - Nếu không đủ nhiệt độ thì vật liệu hữu cơ sẽ không chuyển hoá thành dầu khí. - Nếu T0 chôn vùi quá cao, vật liệu hữu cơ sẽ quá trưởng thành. Như vậy để cho dầu khí hình thành đạt kết quả tốt thì phải có một T0 thích hợp trong khoảng nhiệt độ tạo dầu. II. CÁC PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU ĐÁ MẸ: II.1 PHƯƠNG PHÁP LECO: Dùng cho tất cả các mẫu đá nghiên cứu đá mẹ. Mẫu chọn 10-100 gram nghiền nhỏ qua rây 50-60 micron, tiến hành loại bỏ cacbon vô cơ bằng cách cho tác dụng với axit clohidrit (HCl). Sau khi sấy khô tới trọng lượng không đổi, cân và cho vào lò đốt của máy LECO-412 tới T0 =13500C. Lượng CO2 thoát ra được ghi lại và tính theo công thức: %TOC = 100* . .FM 0 CO2CO2 stđ CMM + FCO2 :=0.2729: Hệ số chuyển đổi. MCO2: Khối lượng mẫu chuẩn, g. Mđ: Khối lượng mẫu đá (đã loại cacbonat) ,g. M0: Khối lượng mẫu ban đầu (chưa loại cacbonat), g. Cst: Hàm lượng cacbon trong mẫu chuẩn, %. SVTH: Võ Duy Mến 25 ThS: Bùi Thị Luận khóa luận tốt nghiệp Chỉ tiêu phân loại đá mẹ: TOC% Phân loại đá mẹ < 0.5 Nghèo 0.5 - 1.0 Trung bình 1.0 - 2.0 Tốt > 2 Rất tốt II.2 PHƯƠNG PHÁP NHIỆT PHÂN ROCK-EVAL (RE): - Phương pháp này được ứng dụng trong nghiên cứu địa hoá dầu khí nhằm đánh giá tiềm năng của đá mẹ. - Tiến hành nhiệt phân Rock-Eval với một lượng nhỏ (80-100 mg đá có khi lên tới 500 mg) được nghiền nhỏ và đốt trong khí trơ (Heli hoặc Nitơ) với nhiệt độ tăng dần từ 100-5500C trong quá trình đốt nóng các sản phẩm thoát ra được thu hồi vào các thiết bị và được ghi nhận bằng biểu đồ và máy tính tích phân. • Ở nhiệt độ thấp (khoảng 900C) trong vòng 1-1.5 phút, được lượng khí Hidrocacbon lỏng thấp phân tử (C1-C17 ), lượng này ký hiệu là S0. Nhưng lượng này rất nhỏ so với phần còn lại nên thường không xét. • Nâng nhiệt độ lên khoảng 3000C trong 2 phút, ta thu được lượng Hydrocacbon lỏng dạng dầu, ký hiệu là S1. Lượng này tương đương lượng Bitum dạng dầu. Đó là Hydrocacbon di cư. Ta có HC/TOC. • Tiếp tục cracking nhiệt đối với kerogen với T0 =300-5000C (<6000C) sẽ nhận được lượng Hydrocacbon tiềm năng lớn, ký hiệu là S2, là lượng Hydrocacbon được tách ra do phân huỷ nhiệt, ta có HC/TOC. • Đốt tiếp vật liệu hữu cơ còn lại ở T≤6000C (giảm từ 6000C xuống 3000C, có thể 3900C), trong dòng oxi nhận được đỉnh S3 là tổng lượng CO2 được tạo thành, ta có CO2/TOC. Các chỉ tiêu phân tích RE gồm: • S1 (kg HC/T đá) là lượng hydrocacbon tự do trong đá, tức là lượng hidrocacbon sinh ra từ đá mẹ. SVTH: Võ Duy Mến 26 ThS: Bùi Thị Luận khóa luận tốt nghiệp • S2 (kg HC/T đá) là lượng hydrocacbon tiềm năng trong đá, tức là lượng hydrocacbon còn lại trong đá mẹ. • S1 + S2: (kg HC/T đá) là tổng tiềm năng của hydrocacbon trong đá mẹ. • Tmax: là nhiệt độ cần thiết cho phép nhiệt phân lượng hydrocacbon tiềm năng của đá mẹ và Tmax được coi là một thông số đánh giá mức độ trưởng thành nhiệt của đá mẹ cũng như vật chất hữu cơ. - Từ kết quả phân tích trên RE có thể tính: • TOC = [0.83(S1 +S2) + S4]/10 (%) với S4 là hàm lượng cacbon hữu cơ còn lại. • PI = S1/(S1 + S2) chỉ ra sự có mặt của hidrocacbon di cư hay tại sinh nhằm xác định sự hiện diện của đới sản phẩm. • HI = 100*S2/TOC (mg/g) : thường phản ánh lượng hidrocacbon lỏng giải phóng ra khỏi đá mẹ (không phải tổng hidrocacbon lỏng và khí), được dùng để xác định chất lượng đá mẹ và phân loại nguồn gốc vật chất hữu cơ sinh dầu. Chỉ tiêu đánh giá, phân loại 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 Rất tốt Chỉ tiêu đánh giá tiềm năng hydrocacbon của đá mẹ: S2 (kg HC/T đá) Phân loại tiềm năng của đá mẹ < 2.5 Nghèo 2.5 - 5.0 Trung bình 5.0 - 10 Tốt > 10 Rất tốt SVTH: Võ Duy Mến 27 ThS: Bùi Thị Luận khóa luận tốt nghiệp Chỉ tiêu đánh giá tổng tổng tiềm năng hydrocacbon của đá mẹ: S1 + S2 (kg HC/T đá) Đánh giá tổng tiềm năng hidrocacbon của đá mẹ < 0.3 Khả năng sinh hạn chế 3.0 - 6.0 Khả năng sinh trung bình 6.0 - 12 Khả năng sinh tốt > 12 Khả năng sinh rất tốt Chỉ tiêu đánh giá của hydrocacbon tại sinh hay di cư: PI = S1 / S1+S2 Sự có mặt của hidrocacbon di cư hay tại sinh < 0.1 Hydrocacbon tại sinh 0.1 - 0.4 Hydrocacbon di cư > 0.4 Có dầu di cư Chỉ tiêu xác định chất lượng đá mẹ và nguồn gốc đá mẹ 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 Chỉ tiêu đánh giá mức độ trưởng thành nhiệt của đá mẹ cũng như vật chất hữu cơ: Tmax (0C) Đánh giá độ trưởng thành của 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 condesat) SVTH: Võ Duy Mến 28 ThS: Bùi Thị Luận khóa luận tốt nghiệp II.3 PHƯƠNG PHÁP ĐO PHẢN XẠ VITRINIITE: Lấy 10-20g đá nghiền nhỏ, sau đó loại bỏ cacbonat bằng acid HCl và silicat bằng acid HF. Còn mảnh vitrinit có mặt trong kerogen được thu hồi và gắn với nhau bằng nhựa trong suốt, sau đó mài phẳng, bóng và soi dưới kính hiển vi phản xạ (LEZIT). Mỗi mẫu đo khoảng >50 mảnh vitrinit. Cần loại trừ các giá trị ngoại lai để nhận được các giá trị phổ biến và đại diện cho mẫu nghiên cứu. Các chỉ số phản xạ của vitrinite dùng để 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) Cách xác định R0 (%) khi biết nhiệt độ Tmax (00C) (trang 249, sách Địa Hóa Dầu Khí – tác giả: Hoàng Đình Tiến, Nguyễn Việt Kỳ, NXB ĐHQG TPHCM) SVTH: Võ Duy Mến 29 ThS: Bùi Thị Luận khóa luận tốt nghiệp II.4 PHƯƠNG PHÁP BITUM HOÁ: Lấy lượng mẫu đá 5-50g nghiền nhỏ đến 40-50mm chiết trong dung môi clorform (hoặc dichlormethan) đun sôi trong 12-24h và cồn benzen. Sau đó cho bay hơi ở bộ thiết bị cất xoay. Sau khi bay hơi ta nhận hai loại bitum: Bitum trung tính (a1) và bitum acid (a2). Nguyên tắc của phương pháp là dựa vào cân bằng vật chất. Lượng bitum ban đầu trước khi di cư phải bằng tổng lượng bitum di cư và lượng bitum còn sót lại. Tính lượng vật liệu hữu cơ ban đầu và di cư có thể thực hiện qua hàm lượng bitum. as = ab.đ – Kd.c. ab.đ = ab.đ (1-Kd.c) Với: ab.đ – Bitum ban đầu; Kd.c – Hệ số di cư; as – Bitum sót lại. cd s đb K . . 1−= ββ ; đb sđb cdK . . . β ββ −= Khi vật liệu hữu cơ ở cuối MK2 và cao hơn nữa là asfalen đã chuyển sang trạng thái không hoà tan thì việc tính hệ số di cư (Kd.c) không còn chính xác nữa. Giá trị của Kd.c sẽ nhỏ hơn nhiều so với các giai đoạn trước đó. Vì vậy, tính hệ số Kd.c chỉ chính xác ở giai đoạn PK3 – MK1 – MK2 (K2 = 0.7-0.8 vào cuối MK2) còn trong pha chủ yếu sinh dầu thường chỉ đạt 0.5-0.64. II.5 PHƯƠNG PHÁP PHÁT QUANG: Phương pháp này dựa vào cường độ phát quang của vật liệu hữu cơ (bitum) dưới đèn huỳnh quang. Cường độ phát quang khác nhau cho biết hàm lượng khác nhau của bitum. Ưu điểm: Phương pháp này chỉ có tính chất định tính, nhanh chóng cho kết quả về đới chứa vật chất hữu cơ hay dầu phong phú. Nguời ta sử dụng phương pháp này để xác định hàng loạt mẫu tại các giếng khoan hay mẫu đất. Sau đó chọn các mẫu có cường độ phát quang cao chuyển sang phân tích bitum hoá. Nhược điểm: Phương pháp này không phản ánh đúng hàm lượng của bitum có nhiều thành phần acid. Vì thành phần acid của bitum kém phát quang. SVTH: Võ Duy Mến 30 ThS: Bùi Thị Luận khóa luận tốt nghiệp II.6 PHƯƠNG PHÁP SẮC KÝ KHỐI PHỔ: Dựa trên sự hiện diện của dấu tích sinh vật đặc trưng trong cấu trúc phân tử hydrocacbon của mỗi loại vật chất hữu cơ có nguồn gốc khác nhau. Mẫu phân tích sắc ký khối phổ là hydrocacbon no hoặc thơm được tách từ bitum hoặc dầu thô. Trước khi phân tích mẫu cần đọc kỹ qua zeolit phân tử 5A0 nhằm làm giàu thêm các cấu tử hydrocacbon vì các biomarker có mặt trong hydrocacbon với hàm lượng rất thấp. Sau đó 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 biểu đồ và tính toán các biomarker theo phần trăm cũng như các mối quan hệ giữa các thành phần biomarker nhằm xác định dạng môi trường tồn tại vật chất hữu cơ giúp việc phân loại chúng dễ dàng, đồng thời từ các dạng phân bố biomarker có thể gián tiếp xác định mức độ trưởng thành vật chất hữu cơ của đá mẹ. II.7 PHƯƠNG PHÁP THỜI NHIỆT TTI: - Khi không có các số liệu về các chỉ tiêu nêu trên thường sử dụng chỉ tiêu thời nhiệt để dự đoán mức độ trưởng thành của vật liệu hữu cơ. Nguyên lýù của phương pháp là các phản ứng đứt mạch của vật chất hữu cơ xảy ra để hình thành các hydrocacbon lỏng và khí còn lệ thuộc vào thời gian địa chất và gọi là chỉ tiêu thời nhiệt (TTI). - Khi nghiên cứu mức độ biến chất của than ở Siberia 1969 Lopatin N.V phát hiện rằng cứ tăng 100C lượng chất bốc tăng 2 lần và toàn bộ chu trình biến đổi của than sẽ sinh ra chất bốc theo cấp số nhân. Theo đó Lopatin N.V đặc cho ký hiệu hệ số nhiệt độ phản ánh tốc độ của phản ứng gấp đôi là r = 2. Lớp đá mẹ đó tăng được 100C phải trải qua một khoảng thời gian nhất định và gọi là t từ đó tính tích của 2 thông số này r. t sẽ là chỉ số thời nhiệt của phản ứng vật liệu hữu cơ trong khoảng thời gian đó. Như vậy ∑ là tổng cộng dồn của tích nêu trên phản ánh chỉ số thời nhiệt (TTI) theo thời gian phát triển địa chất. Δ Δ Δ n r 1 t. SVTH: Võ Duy Mến 31 ThS: Bùi Thị Luận khóa luận tốt nghiệp - Ở điều kiện nhiệt độ 100-1100C cường độ sinh chất bốc xảy ra nhiều nhất. Từ nhiệt độ thấp nhất đến ngưỡng này cường độ sinh chất bốc tăng dần, sau đó từ 1100C thì cường độ sinh chất bốc giảm dần. Vì vậy ở khoảng nhiệt độ 100-1100C có r0=1, thấp hơn các khoảng nhiệt độ này có số mũ là r-n hay 1/rn , còn trong các khoảng nhiệt độ cao hơn thì hệ số r có số mũ dương rn . TTI = n n r.t 1 n∑Δ * Ông đã xây dựng sơ đồ lịch sử chôn vùi của bất cứ điểm nào của bể trầm tích về lịch sử tiến hoá của vật liệu hữu cơ. Ưu điểm: phương pháp này có thể tính toán và dự báo các pha sinh dầu , khí condensat và khí khô cho bất kỳ điểm nào của bể trầm tích khi chưa có giếng khoan. Nhược điểm: Chỉ tiêu này chỉ có hiệu quả đối với các bể trầm tích Paleozoi, Mesozoi, có tốc độ tích luỹ trầm tích trung bình và thấp. Đối với trầm tích Kainozoi có tốc độ tích luỹ trầm tích nhanh, đặc biệt vào Neogen và Đệ Tứ. Phương pháp này cho nhiều sai số có khi tới vài trăm m, có khi vài ngàn m vì tốc độ tích luỹ ở đây nhanh, đặc biệt nguồn nhiệt do hoạt động tân kiến tạo gây nên thì vật liệu hữu cơ chưa đủ thời gian để cảm nhận và chuyển hoá theo chế độ nhiệt mới. Bảng tính chỉ tiêu thời nhiệt TTI Khoảng nhiệt độ, 0C Chỉ số tích luỹ R: hệ số nhiệt độ về tốc độ phản ứng Δ t:khoảng thời gian qua 100C Δ t.r ∑Δ t.rn 30-40 -7 r-7 ... ... 90-100 -1 r-1 100-110 0 r0 ... ... n rn SVTH: Võ Duy Mến 32 ThS: Bùi Thị Luận khóa luận tốt nghiệp II.8 PHƯƠNG PHÁP SẮC KÝ CỦA DẢI HIDROCACBON NO: n-ankal C15+ - HC no từ phép phân tích thành phần nhóm của bitum hoặc dầu thô đem phân tích trên cột mao quản dài 25-50/60m của máy sắc ký GC-14B hoặc HP 6980. Nhờ sự hổ trợ của khí trơ, các phân tử hydrocacbon lần lượt xuất hiện và được ghi trên sắc đồ theo trọng lượng phân tử từ nhẹ đến nặng vì các phân tử có nhiệt độ bay hơi khác nhau. - Từ kết quả tính toán trên máy kèm sắc đồ ghi ta có thể tính được các thông số liên quan khi đánh giá chất lượng đá mẹ. Ví dụ : quan hệ pristan (iC19) và phytan (iC20) dùng xác định loại và môi trường lắng đọng vật chất hữu cơ. - Phương pháp trên dùng xác định sự tồn tại hay vắng mặt các di chỉ địa hoá (tên của các hydricacbon không thay đổi hoặc thay đổi rất ít so với vật chất hữu cơ sinh ra nó). Sự vắng mặt các di chỉ địa hoá cho thấy các đá nguồn trưởng thành vào giai đoạn cactagenesis muộn. Sự tồn tại của nó xác định các đá nguồn có mức độ trưởng thành rất thấp hoặc chưa trưởng thành, đồng thời cũng cho ta những cơ sở về nguồn gốc vật chất hữu cơ sinh dầu. Bảng chỉ tiêu phân tích môi trường lắng đọng. Môi trường Các chỉ tiêu đánh giá Tính chất Trầm tích Pr/Ph Pr/nC17 Ph/nC18 Oxy hoá Lục địa > 4 > 4.5 > 1.5 Khử yếu Đồng bằng chuyển tiếp 4 - 3 2.0 - 4.5 1.25 - 1.5 Khử Ven bờ, vũng vịnh, cửa sông, nước lợ 3 - 1 1.0 - 2.0 1.0 - 1.25 Khử mạnh Biển nông và sâu < 1.0 < 1.0 < 1.0 SVTH: Võ Duy Mến 33 ThS: Bùi Thị Luận khóa luận tốt nghiệp * Môi trường lắng đọng vật chất hữu cơ. - Để xác định dạng môi trường lắng đọng vật chất hữu cơ người ta sử dụng thông số pristan/phytan, pristan/nC17 và phytan/nC18 từ kết quả phân tích sắc ký n-alkan. - Ta có màu xanh lá cây gọi là phytol. Trong môi trường oxy hoá phytol biến thành Pristan, trong môi trường khử phytol biến thành phytal. II.9 PHƯƠNG PHÁP ĐỊA HÓA THẠCH HỌC: - Dựa trên cơ sở vành phân tán các nguyên tố hoá học các hỗn hợp oxy hóa của dầu là các sản phẩm muối khoáng, cũng như các khí hydrocacbon ở phía trên vỉa

Các file đính kèm theo tài liệu này:

  • pdfĐặc Điểm Địa Hóa Đá Mẹ Tầng Oligocene, Lô 152 Thuộc Bồn Trũng Cửu Long.pdf