Khóa luận Cơ sở địa chất thiết kế giếng khoan thăm dò 15X – khối AC cấu tạo Đại Hùng, lô 05-1, bồn trũng nam Côn Sơn

a Tây. Ngoài các đứt gãy theo phương kinh tuyến chiếm ưu thế còn phát triển các hệ đứt gãy phương đông bắc-tây nam, đông-tây. Địa hình móng phân dị phức tạp. Quá trình nâng-sụt dạng khối và phân dị mạnh mẽ. Phụ đới này gồm các trũng hẹp sâu và các dải nâng xen kẽ. Trũng sâu nhất 6.000m. Ở nữa phía Đông của phụ đới có mặt đầy đủ lát cắt trầm tích của phức hệ cấu trúc lớp phủ, ngoại trừ trên dải nâng cấu tao 28a, 29a, ở cánh Đông đứt gãy Sông Hậu vắng mặt trầm tích Oligocene và Miocene dưới. Hình 3.12: Bản đồ các yếu tố cấu trúc bể Nam Côn Sơn Đới phân dị chuyển tiếp (B) Đới này có ranh giới phía Tây là đứt gãy Sông Đồng Nai, phía Đông và Đông Bắc là hệ đứt gãy Hồng – Tây Mãng Cầu. Ranh giới phía Bắc Tây Bắc được lấy theo đường đẳng sâu móng 1.000m của đới nâng Côn Sơn. Ranh giới phía Nam là khối móng nhô cao (phần cuối của đới nâng Natuna) với độ sau 1.000-1.500m. Đới mang đặc tính cấu trúc chuyển tiếp từ đới phân dị phía Tây kéo sang phía Đông và từ đới nâng Côn Sơn kéo xuống phía Nam. Đới bị chia cắt bởi các hệ đứt gãy phương bắc – nam, đông bắc – tây nam và đông-tây. Địa hình móng phân dị thể hiện đặc tính sụt lún dạng bậc, sâu dần từ đới nâng Côn Sơn về phía Đông nam và từ phía Nam (cận Natuna) lên phía Bắc, nơi sâu nhất thuộc vùng tiếp nối của các lô 11-2 với 12-W (khoảng 7.000m). Đới phân dị chuyển tiếp được chia thành 2 đơn vị cấu trúc (phụ đới sau) sau : Phân đới phân dị phía Bắc (B1) Đây là phần phát triển dọc rìa Đông Nam của đới nâng Côn Sơn, với hệ đứt gãy ưu thế có phương đông bắc-tây nam và á kinh tuyến. Nhìn chung, các đứt gãy có biên độ tăng dần theo vị trí từ Tây sang Đông (từ vài trăm mét đến 1.000-2.000m). Địa hình móng có dạng bậc thang, chìm nhanh về Đông Nam, sâu nhất 6.000m. Phủ trên móng chủ yếu là các trầm tích từ Miocene đến Đệ tứ. Các trầm tích Oligocene có bề dày không lớn và vắng mặt ở phần Tây, Tây Bắc của phụ đới, nói chung bị vát mỏng nhanh theo hướng từ đông sang tây và đông nam lên tây bắc. Trong phụ đới này đã phát hiện các cấu trúc vòm kề đứt gãy, phương đông bắc-tây nam và thường bị đứt gãy phân cắt thành các khối. Phần nam của phụ đới có mặt một số cấu tạo hướng vĩ tuyến. Địa hình móng thể hiện đặc tính sụt lún từ từ theo hướng tây sang đông và từ bắc xuống nam. Phụ đới cận Natuna (B2) Đặc trưng của phụ đới cân Natuna là cấu trúc dạng khối, chiều sâu của móng khoảng 5.000m đến 5.500m. Tại đây phát triển hai hệ thống đứt gãy kinh tuyến và á vĩ tuyến. Trong phụ đới này đã phát hiện nhiều cấu trúc vòm. Đới sụt phía Đông (A) Gồm diện tích rộng lớn ở trung tâm và phần Đông bể Nam Côn Sơn, với đặc tính kiến tạo sụt lún, đứt gãy hoạt động nhiều pha chiếm ưu thế. Địa hình móng phân dị mạnh với chiều sâu thay đổi từ 2.500m trên phụ đới nâng Mãng Cầu đến hơn 10.000m ở trung tâm của trũng sâu. Mặt khác ở trung tâm các trũng sâu, đặc trưng cấu trúc của móng chưa được xác định. Đới sụt phía Đông được phân chia làm 5 đơn vị cấu trúc (phụ đới) sau: Phụ đới Trũng Bắc (A1) Nằm ở giữa phụ đới nâng Mãng Cầu (ở phía Nam) và phụ đới phân dị Bắc (ở phía Tây) là phụ trũng Bắc. Nó phát triển như một trũng giữa đới nâng tới cuối Miocene giữa – đầu Miocene muộn: Ranh giới phía Đông của phụ đới chưa được xác định rõ. Phụ đới này được đặc trưng bởi phương cấu trúc và đứt gãy đông bắc – tây nam có biên độ từ vài trăm đến hơn 1.000m. Các đứt gãy đã chia cắt móng, tạo địa hình không cân xứng, dốc đứng ớ cánh Nam và Tây Nam, thoải dần ở cánh Bắc – Tây Bắc. Bề dày trầm tích kainozoi thay đổi từ 4.000m đến 10.000m và có mặt đầy đủ các trầm tích từ Eocene – Oligocene đến Đệ Tứ. Trên phần rìa Tây Bắc phụ đới trũng này phát hiện được các cấu trúc vòm nâng kề dứt gãy, còn ở phần phía Đông ngoài các vòm kề áp đứt gãy còn phát hiện được một số nâng dạng vòm. Các cấu trúc vòm nâng đều có độ sâu chôn vùi lớn. Phụ đới nâng Mãng Cầu (A2) Phụ đới nâng Mãng Cầu gồm các lô 04 – 2, 04 – 3, một phần các lô 05 – 1a, 10 và 11 – 1. Phụ đới nâng Mãng Cầu phát triển kéo dài hướng đông bắc – tây nam dọc hệ thống đứt gãy cùng phương ở phía Bắc. Trong quá trình tiến hóa phụ đới bị chia cắt thành nhiều khối bởi các hệ đứt gãy chủ yếu có phương đông bắc – tây nam và á kinh tuyến. Địa hình móng phân dị mạnh, biến đối từ 2.500m ở phía Tây đến 7.000m ở phần rìa Đông phụ đới. Thành phần móng chủ yếu là các thành tạo granit, granodiorit tuổi Mesozoi muộn. Nhiều cấu tạo vòm, bán vòm và thành tạo carbonate phát triển kế thừa trên các khối móng ở đây. Trong suốt quá trình phát triển địa chất từ Eocene đến Miocene, phụ đới nâng Mãng Cầu đóng vai trò như một dải nâng giữa trũng, ngăn cách giữa hai trũng lớn nhất ở bể Nam Côn Sơn (phụ đới trũng Bắc và phụ đới trũng Trung Tâm). Nhưng từ Pliocene đến Đệ Tứ nó tham gia vào quá trình lún chìm khu vực chung của bể – giai đoạn phát triển thềm lục địa hiện đại. Phụ đới trũng Trung Tâm (A3) Phụ đới này nằm giữa 2 phụ đới: Phụ đới nâng Dừa (ở phía Nam) và phụ đới nâng Mãng Cầu (ở phía Bắc), chiếm một diện tích rộng lớn gồm các lô 05-1, 05-2, 05-3 và một phần các lô 11,12-E, 06. Ranh giới phía Đông còn chưa đủ tài liệu để xác định cụ thể. Phụ đới trung tâm phát triển chủ yếu theo phương đông – đông bắc, mở rộng về Đông, thu hẹp dần về Tây. Theo hướng từ tây sang đông trũng có dạng lòng máng, trũng có xu hướng chuyển trục lún chìm từ á vĩ tuyết sang á kinh. Phụ đới trũng Trung Tâm có bề dày trầm tích Kainozoi dày từ 5.000-14.000m và có đầy đủ các trầm tích từ Eocene – Oligocene đến Đệ Tứ. Trên phụ đới này đã phát hiện được nhiều cấu trúc vòm, vòm kề dứt gãy, song độ sâu chôn vùi của các cấu trúc này khá lớn. Ngoài ra, tồn tại nhiều cấu trúc dạng khối đứt gãy, dạng vòm cuốn và dạng hình hoa. Phụ đới nâng Dừa (A4) Phụ đới nâng Dừa giữ vai trò ngăn cách giữ phụ đới trũng Trung Tâm và phụ đới trũng Nam, phát triển theo hướng đông bắc – tây nam. Trên phụ đới này phát hiện nhiều cấu trúc vòm nâng liên quan đến thành tạo carbonate. Phụ đới trũng Nam (A5) Nằm ở phía Nam, Đông Nam bể Nam Côn Sơn thuộc diện tích các lô 06,07,12-E và 13, phía Tây tiếp giáp với phụ đới cận Natuna. Ranh giới phía Đông chưa xác định cụ thể, song có lẽ được lưu thông với trũng phía Tây bể Sarawak. Chiều sâu của móng ở đây thay đổi từ 4.000 đến 6.000m. III.2.3. Lịch sử phát triển địa chất Lịch sử phát triển bể Nam Côn Sơn gắn liền với quá trình tách giãn Biển Đông và có thể được chia làm 3 giai đoạn chính: Giai đoạn trước tách giãn (Paleocene - Eocene), giai đoạn đồng tách giãn (Oligocene), giai đoạn sau tách giãn (Miocene sớm (?) – Đệ Tứ). III.2.3.1. Giai đoạn trước tạo Rift (Paleocene – Eocene) Trong giai đoạn này chế độ kiến tạo toàn khu vực nhìn chung bình ổn, xảy ra quá trình bào mòn và san bằng địa hình cổ, tuy nhiên một đôi nơi vẫn có thể tồn tại những trũng giữa núi. Ở phần trung tâm của bể có khả năng tồn tại các thành tạo molas, vụn núi lửa và các đá núi lửa có tuổi Eocene như đã bắt gặp trên lục địa. Hình 3.13: Mô hình quá trình hình thành bể trong giai đoạn Paleocene – Eocene III.2.3.2. Giai đoạn đồng tạo Rift (Oligocene) Do đặc điểm cấu trúc địa chất phức tạp nên còn tồn tại những quan điểm khác nhau về giai đoạn tạo rift của bể Nam Côn Sơn. Đây là giai đoạn chính thành tạo bể gắn liền với giãn đáy Biển Đông. Sự mở rộng của Biển Đông về phía Đông cùng với hoạt động tích cực của hệ thống đứt gãy Đông Bắc – Tây Nam đã làm xuất hiện địa hào Trung Tâm của bể kéo dài theo hướng đông bắc – tây nam và dọc theo các đứt gãy này đã có phun trào hoạt động. Các thành tạo trầm tích Oligocene gồm các trầm tích vụn chủ yếu thành tạo trong các môi trường đầm hồ và đới nước lợ ven bờ (brackish littoral zone) với các tập sét kết, bột kết dày xen kẽ cát kết hạt mịn và môi trường đồng bằng châu thổ thấp (lower delta plain) gồm các kết hạt mịn, bột kết, sét kết với các lớp than mỏng. Pha kiến tạo vào cuối Oligocene đã chấm dứt giai đoạn này và làm thay đổi bình đồ cấu trúc của bể, hình thành bất chỉnh hợp khu vực cuối Oligocene – đầu Miocene. Hình 3.14: Mô hình quá trình hình thành bể trong giai đọan Oligocene – Miocene III.2.3.3. Giai đoạn sau tạo Rift (Miocene sớm (?)-Đệ Tứ) Do ảnh hưởng của sự giãn đáy và tiếp tục mở rộng Biển Đông, đồng thời kèm theo sự nâng cao mực nước biển đã gây nên hiện tượng biển tiến, diện tích trầm đọng được mở rộng đã hình thành hệ tầng Dừa (N11-d) và hệ tầng Thông-Mãng Cầu (N12tmc) phân bố rộng rãi trong bể từ Tây sang Đông. Song ở phía đông của bể do ảnh hưởng của pha căng giãn xảy ra chủ yếu vào Miocene giữa mà một số nhà nghiên cứu gọi là thời kỳ phát triển rift muộn, tạo thành các trầm tích có tướng từ biển nông đến biển sâu, trong đó trầm tích carbonate phổ biến khá rộng rãi ở các lô phía Đông của bể (các lô 04,05 và 06). Trong giai đoạn này nhìn chung chế độ kiến tạo khá bình ổn hơn so với giai đoạn trước. Song ở một số nơi vẫn quan sát thấy sự nâng lên bào mòn và cắt cụt một số cấu trúc dương đã có (ở các lô 04,05). Về cơ bản chế độ kiến tạo oằn võng và lún chìm nhiệt, cũng như các pha biển tiến và ngập lụt khống chế trên diện tích toàn bể. Hầu hết các đứt gãy đều kết thúc hoạt động vào cuối Miocene. Trong Pliocene – Đệ Tứ phát triển thềm lục địa, bình đồ cấu trúc không còn mang tính kế thừa các giai đoạn trước ranh giới giữa các trũng gần như được đồng nhất trên toàn khu vực. Hình 3.15: Phân bố của vỏ thạch quyển trong khu vực Đông Nam Á và vị trí tương đối của bể Nam Côn Sơn trên phần vỏ lục địa tách giãn. Bể Nam Côn Sơn (số 3, hình 5.14) có vị trí đúng vào phần kéo dài của phần tách giãn đáy Biển Đông, thể hiện rõ nhất qua bản đồ từ và trọng lực, vì thế có thể xếp bể này vào kiểu căng giãn dạng rift điển hình nhất ở Việt Nam, nhất là cho giai đoạn tạo rift Miocen giữa. Như đã đề cập ở phần trên, trong bể Nam Côn Sơn có hai hệ đứt gãy rõ nét là hệ đứt gãy B-N phân bố ở sườn phía Tây bể và hệ đứt gãy ĐB-TN phân bố từ Trung Tâm bể về phía Đông và chúng có thể đã thể hiện hai giai đoạn kiến tạo, hai giai đoạn căng giãn có cơ chế khác nhau, đó là sự trượt bằng cục bộ theo phương B-N trong Oligocen ở phía Tây và tác động của sự mở rộng do giãn đáy ĐB-TN của Biển Đông trong Miocen giữa có ảnh hưởng chủ yếu ở Trung Tâm và phía Đông bể. III.2.4. Các tích tụ Hydrocacbon liên quan - Dầu và khí được phát hiện trong trong tất cả các đối tượng: * Móng nứt nẻ Đệ Tam( mỏ Đại Hùng, các cấu tạo 04-A, Bồ Câu) * Cát kết tuổi Oligocene ( các cấu Dừa, Hải Thạch, Thanh Long…) * Cát kết tuổi Miocene (các mỏ Đại Hùng, Rồng Đôi, Rồng Đôi Tây…) * Carbonate tuổi Miocene (các mỏ Lan Tây, Lan Đỏ, Đại Hùng…) * Cát kết tuổi Pliocene ( mỏ Hải Thạch, các cấu tạo Mộc Tinh, Thanh Long) tương ứng với các dạng bẫy trong bồn Nam Côn Sơn chủ yếu sau: Bẫy cấu trúc gồm những nếp oằn cuốn, những khối đứt gãy nghiêng kéo dài. + Bẫy trong khối đá móng nhô cao do bị phong hóa nứt nẻ. + Bẫy ám tiêu được hình thành trong các thành tạo carbonate, chúng nằm chủ yếu ở tầng Miocene trung và Miocene thượng. + Bẫy địa tầng, có dạng vát nhọn trên cánh đới nâng. Các đá chứa này gồm cát kết thạch anh xen lẫn các mảnh vụn calcite và chúng nằm trong tầng trầm tích lục nghuyên Oligocene và Miocene. - Ở bể Nam Côn Sơn, chiều sâu của vỉa dầu khí trong trầm tích Đệ Tam đạt tới gần 4600m (GK 05-1B-TL-2X) là chiều sâu lớn nhất phát hiện dầu khí trên thềm lục địa Việt Nam hiện nay. III.2.5. Hệ thống dầu khí – Đặc điểm các tầng Sinh Chứa Chắn III.2.5.1. Đá sinh Tầng sinh cho tất cả tập hợp triển vọng ở bể Nam Côn Sơn đã được phát triển cho đến nay chủ yếu là đá mẹ có tuổi Oligocene phân bố trong các địa hào và trầm tích Miocene sớm phân bố rộng rãi trong bể. Để đánh giá tiềm năng sinh dầu, khí sẽ nghiên cứu các vấn đề sau: Tiềm năng hữu cơ. Môi trường lắng đọng và phân hủy vật chất hữu cơ. Dạng kerogen. Quá trình trưởng thành vật chất hữu cơ. Đặc điểm hydrocarbon. a. Tiềm năng hữu cơ Trầm tích Oligocene Trầm tích Oligocene chủ yếu là cát kết, bột kết và than, mới chỉ được mở ra ở một số giếng khoan trong các lô: 05,06,12,20,21 và 22. Do quá trình trầm tích lắng đọng và bảo tồn vật chất hữu cơ trong từng khu vực khác nhau nên tiềm năng hữu cơ cũng khác nhau. Có thể có những nhận xét riêng cho từ lô qua các thông số địa hóa đặc trưng cho từng vấn đề cần giải quyết. Trầm tích Oligocene có khả năng sinh được mở ra ở các giếng khoan DH-1X và DH-3X đặc trưng bởi các tập sét kết, bộ kết có hàm lượng TOC biến thiên từ 0,44 – 1,35%wt. Như vậy, đá mẹ thuộc loại từ trung bình đến tốt. Xen kẹp với các tập sét kết, bột kết là các tập than, sét than cũng có khả năng sinh hydrocarbon tốt. Tại giếng khoan DH-1X ở độ sâu 2.900 – 2.960m than chiếm 15% trong mẫu TOC: 65,18%wt; S2: 166,12mg/g, giếng khoan DH-3X ở độ sâu 3.750m có TOC: 58,27@wt; S2: 154,48mg/g. Tại GK 05-1B-TL-2X ở độ sâu 4.164-4.825m mẫu sét kết có TOC:0.92 ÷ 4%, S2: 0.97 ÷ 6.57 mg/g. Ở lô 20 trầm tích Oligocene có mặt từ độ sâu 2.837 ÷ 3.637m (GK 20-PH-1X) với hàm lượng TOC: 0,16 ÷2,9%wt, S2: 1,8mg/g và HI: 140mgHC/gTOC không đủ cho các chỉ tiêu của một tầng sinh hydrocarbon. Đá mẹ ở đây có khả năng sinh khí thuộc loại trung bình đến tốt. Cũng như lô 20, ở lô 21 và lô 22 mới chỉ khoan 2 giếng khoan: 21-S-1X và 22-TT-1X, cho thấy hàm lượng TOC trung bình, 1,46%wt, S2: 1,78mg/g và HI: 95mgHC/gTOC. Tóm lại, trầm tích Oligocene ở bể Nam Côn Sơn thuộc loại đá mẹ trung bình đến tốt, khả năng sinh khí – condensat cao. Tuy nhiên, vẫn gặp những tập sét bột giàu vật chất hữu cơ (lô 05,12E) và các tập sét than có ý nghĩa tốt cho việc sinh thành dầu. Trầm tích Miocene dưới. Các mẫu phân tích địa hóa trầm tích Miocene dưới ở các lô 04-3, 05-3, 06, 10, 11-1, 11-2, 20, 21 và 12E cho thấy hàm lượng TOC thay đổi từ 0,45 đến 0,8%wt; S2 5%wt). Ở một số giếng khoan trong các lô 10, 11, 04 và 05-1 các mẫu sét than rất giàu vật chất hữu cơ và có khả năng sinh hydrocarbon tốt đến rất tốt nhưng thành phần maceral chủ yếu là vitrinit và inertrinit, còn tổ phần liptinit thường thấp 10%, điều này cho thấy đá mẹ khả năng sinh khí cao. Ở lô 12E tại giếng khoan 12C-1X có hàm lượng TOC đạt tới 0,84%wt và S2 đạt 18,55mg/g ở độ sâu 2.350 ÷ 2.510m trong tập sét màu xám thuộc loại đá mẹ trung bình và tốt. b. Môi trường lắng đọng và phân hủy vật chất hữu cơ. Căn cứ vào các tỷ số Pr/nC17 và Ph/nC18, cũng như mối tương quan giữa các tỷ số đó cho thấy vật chất hữu cơ trong các mẫu trầm tích Miocene dưới được lắng đọng chủ yếu trong môi trường lục địa, đầm lầy và hỗn hợp (ở các lô 03, 05, 06 và 12). Quá trình phân hủy vật chất hữu cơ xảy ra chủ yếu trong điều kiện oxy hóa và oxy hóa khử. Môi trường phân hủy vật chất hữu cơ của đá mẹ Oligocene mang tính khử cao hơn trong đá mẹ Miocene dưới. c. Dạng Kerogen. Mối quan hệ giữa hai chỉ số HI và Tmax cho thấy dạng đá mẹ Oligocene và Miocene ở bể Nam Côn Sơn có nguồn gốc vật chất hữu cơ loại III là chủ yếu và một ít loại II. Điều này phù hợp với các nhận định ở trên là vật chất hữu cơ được lắng đọng trong môi trường lục địa. Tóm lại, trầm tích có tuổi Miocene sớm và Oligocene có khả năng sinh dầu khí, đá mẹ thuộc loại trung bình đến tốt. Đặc biệt thành tạo sét than tuổi Oligocene thuộc loại đá mẹ giàu vật chất hữu cơ. Với dạng kerogen loại III là chủ yếu, lại lắng đọng trong môi trường lục địa, đá mẹ ở bể trầm tích Nam Côn Sơn có tiềm năng sinh khí condensat cao. Mặc dù môi trường phân hủy vật chất hữu cơ là thuận lợi: khử yếu và khử. Đá mẹ bể trầm tích Nam Côn Sơn đã trải qua các pha tạo dầu khí, quá trình di cư sản phẩm tới các bẫy chứa thuận lợi đã xảy ra. Hình 3.16: Mặt cắt mức độ trưởng thành vật chất hữu cơ qua các GK theo hướng TB-ĐN III.2.5.2. Đá chứa Nghiên cứu đá chứa và khả năng chứa dựa trên các chỉ tiêu sau: - Thành phần thạch học, tướng đá và môi trường thành tạo. - Mức độ biến đổi thứ sinh, dạng khe nứt, lỗ hổng. - Độ rỗng, độ thấm. - Dạng vỉa, bề dày và mức độ bảo tồn của chúng. Đá chứa dầu khí trong bể Nam Côn Sơn bao gồm móng phong hóa nứt nẻ trước Đệ Tam, cát kết Oligocene, Miocene, Pliocene dưới và đá carbonate Miocene giữa – Miocene trên. Đá chứa móng nứt nẻ phong hóa trước Kainozoi Theo các tài liệu hiện có, đá nứt nẻ phong hóa của móng trước Kainozoi mới được phát hiện ở các giếng khoan ở mỏ Đại Hùng bao gồm granit, granodiorit, ryolit, chúng đặc trưng bở độ nứt nẻ thay đổi khá lớn tuy còn thiếu số liệu để xác định. Đới phong hóa nứt nẻ của móng phát triển dọc theo các đứt gãy có thể được dự đoán theo tài liệu địa chấn 3D. Hình 3.17: Đá chứa móng nứt nẻ phong hóa trước Kainozoi Đá chứa cát kết tuổi Oligocene Đá chứa cát kết tuổi Oligocene đã được phát hiện ở tại giếng khoan lô 12, lô 05 chứa sản phẩm dầu nhẹ, condensat và khí. Môi trường thành tạo chủ yếu là vũng vịnh, biển nông, biển ven bờ, phần dưới có sườn tích, lũ tích và các loại dạng lấp đầy các rãnh sâu. Đá chứa chủ yếu cát kết thạch anh, mảnh vụn chủ yếu là calcit. Trầm tích Oligocene bị biến đổi mạnh, vì vậy cả hạt vụn và ximăng đều bị tái kết tinh. Các hạt vụn tiếp xúc với nhau chủ yếu theo kiểu tiếp xúc thứ sinh (>60%). Đá rắn chắc, đặc xít, hệ số chặt xít cao, dao động từ 0,75¸0,85, độ rỗng phổ biến từ 12¸16%, độ thấm từ 0,1¸1,0mD (đới nâng lô 12) và dự kiến có thế thấp hơn nhiều ở phần trung tâm và Đông – Đông Bắc (lô 04 và 05). Tại các giếng khoan 12A-1X, Dừa -1X và Dừa 2X phát hiện các vỉa chứa có bề dày biến đổi từ 2¸80m, thường gặp từ 15¸25m. Tỷ số cát trên toàn bộ lát cắt dao động từ 25¸35%. Hình 3.18: Cát kết arkos tuổi Oligocene hạt trung Đá chứa Miocene và Miocene muộn – Pliocene Trầm tích Miocene dưới của bể Nam Côn Sơn được thành tạo chủ yếu trong điều kiện delta và biển ven bờ (phần Tây, Tây Nam), biển nông, thềm nông (phần lô 12, 05, 04) và thềm sâu (outer-sublitoral) phần Trung tâm và Đông, Đông Bắc. Đá chứa gồm đá kết thạch anh, cát kết đa khoáng, màu xám sáng có xen kẽ bột và sét kết. Cát kết có độ lựa chọn tốt. Xi măng giàu carbonate bị biến đổi thứ sinh ở mức trung bình. Độ rỗng thứ sinh phát triển do carbonate tái kết tinh. Kiểu tiếp xúc nguyên sinh giữa các hạt chỉ đạt 30¸40%, nhường chỗ cho kiểu tiếp xúc thứ sinh (35¸55%). Hệ số chặt sít giảm xuống còn 0,50¸0,75, chủ yếu là khe hổng giữa các hạt. Trầm tích Miocene giữa được thành tạo chủ yếu trong điều kiện thềm nông, riêng phía Tây, Tây Nam gặp trầm tích sườn delta. Nét nổi bật là trầm tích Miocene giữa có bề dày từ 300¸500m phổ biến trong toàn vùng. Tương tự trầm tích Miocene dưới, trầm tích Miocene giữa cũng biến đổi ở mức trung bình. Cát bột kết gắn kết bởi ximăng sét và calcit tái kết tinh. Kiểu tiếp xúc thứ sinh từ 35¸45%, hệ số chặt sít dao động từ 0,5¸0,75. Độ rỗng thứ sinh phát triển do carbonate tái kết tinh. Trầm tích Miocene trên được thành tạo chủ yếu trong điều kiện biển nông trong – ngoài, trừ phần Tây, Tây Nam vẫn còn tiếp tục phát triển trầm tích ven bờ, sườn delta, bề dày dao động từ vài chục mét ở khu vực giếng khoan 04A-1X đến trên dưới 300m ở giếng khoan Dừa-1X và trên 500m ở phần Trung tâm bể. Nói chung cát, bột đã gắn kết khá rắn chắc hoặc trung bình. Thành phần các mảnh vụn chiếm ưu thế là các mảnh vụn dolomit. Trầm tích Miocene trên nói chung nằm trong giai đoạn tạo đá (diagenes) sớm. Các mảnh vụn biotit bị bạc màu, thủy hóa và clorit hóa. Các mảnh vụn thạch anh bị gặm mòn, fenspat bị calcit hóa, sét hóa, xuất hiện ximăng calcit tái kết tinh. Do quá trình biến chất, giữa các mảnh vụn, nếu như ở trầm tích Pliocene tiếp xúc nguyên sinh 100% thì ở Miocene trên đã xuất hiện kiểu tiếp xúc thứ sinh (<35%). Hệ số chặt sít <0,5. Hình 3.19: Cát kết Miocene hạt mịn Đá chứa carbonate Đá chứa carbonate ở bể Nam Côn Sơn được phân bố chủ yếu ở phía đông bể trong các trầm tích Miocene giữa (hệ tầng Thông – Mãng Cầu) và Miocene trên (hệ tầng Nam Côn Sơn). Đá chứa carbonate Miocene giữa phát triển khá rộng rãi trong phạm vi các lô 04, 05, 06, … phía Đông của bể. tại các giếng khoan Dừa, Lan Tây, Lan Đỏ, Đại Hùng, 04B-1X gặp đá vôi sinh vật đồng nhất, dạng khối, màu trắng sữa, độ rỗng khoảng 20-30%. Kiểu độ rỗng chủ yếu là độ rỗng giữa các hạt do quá trình dolomit hóa và độ rỗng hang hốc do hòa tan, rửa lũa các khoáng vật carbonate. Tập đá vôi tại giếng khoan 12B-1X dày tới 228m, độ rỗng đạt tới 27% chiếm 55% chiều dày lát cắt Miocene trên. Hình 3.20: Trầm tích Carbonate Miocene giữa III.2.5.3. Đá chắn * Ở bể Nam Côn Sơn tồn tại các tầng đá chắn địa phương và tầng đá chắn có tính khu vực. + Đá chắn địa phương là các tập trầm tích hạt mịn bao gồm sét, bột, sét than và sét vôi của trầm tích Oligocene và Miocene nằm xen kẽ với các tập hạt thô. Chiều dày của các tập đá chắn địa phương thay đổi từ vài mét đến vài chục mét, chủ yếu phân bố trong các địa hào và bán địa hào, đặc biệt ở trũng phía Đông của bể, chúng được thành tạo trong môi trường đầm lầy, vũng vịnh và biển nông. Thành phần thạch học của sét có hàm lượng kaolinit từ 60¸70% và illit từ 30 ¸ 40%, phản ánh chất lượng chắn từ trung bình đến tốt. Trong Oligocene, những tập sét dày được lắng đọng trong môi trường đầm hồ và cửa song được xem là tầng chắn tốt. Trong Miocene sớm đến Miocene trung, tập sét biển tiến là tầng chắn cho các tầng trầm tích lục nguyên và trầm tích carbonate hệ tầng Dừa, Thông - Mãng Cầu. Tỉ lệ sét trong các tầng chắn này thay đổi từ 55 – 85% từ Tây sang Đông. Tầng chắn Miocene có chất lượng từ trung bình đến tốt. + Đá chắn có tính khu vực là trầm tích hạt mịn tuổi Pliocene sớm có bề dày từ vài chục đến vài trăm mét, được thành tạo trong môi trường biển, phân bố rộng khắp trong phạm vi của bể. Ngoài các tầng đá chắn đã nêu ở trên, còn có màn chắn kiến tạo. Vai trò của các mặt trượt đứt gãy trong khả năng chắn cũng đã có một vị trí quan trọng đối với các mỏ (Đại Hùng, Rồng Đôi - Rồng Đôi Tây). * Tương tự, các công ty VIP và các nhà thầu BP, TOTAL, BHPP trên thực tế có hai lọai chắn: + Các thành tạo lục nguyên mịn. + Hệ thống đứt gãy kín. * Mỏ Đại Hùng được chia thành nhiều khối đứt gãy khác nhau và trong mỗi khối với mức độ tàng trữ dầu khí rất khác nhau; điều này là do sự phức tạp trong quá trình phát triển bồn trũng Nam Côn Sơn. III.2.5.4. Dịch chuyển và nạp bẫy Kết quả phân tích địa hóa cho thấy đá mẹ Miocene có hàm lượng vật chất hữu cơ không cao, hầu hết đang ở trạng thái chưa trưởng thành nên khả năng sinh hydrocarbon hạn chế, vì vậy sản phẩm dầu khí có mặt trong lát cắt Miocene – Pliocene dưới chủ yếu được di cư từ đá mẹ nằm ở độ sâu lớn hơn. Kết quả phân tích dầu thô trong Oligocene ở mỏ Đại Hùng cho thấy HC no chiếm một tỷ lệ lớn (từ 80 ¸ 90%), chứng tỏ dầu ở đây không phải tại sinh mà là di cư tới. sự tăng dần của HC no theo chiều sâu ở mỏ Đại Hùng thể hiện quá trình dịch chuyển và nạp dầu khí vào bẫy theo phương chéo ngang từ đá mẹ nằm sâu hơn. Hydrocarbon sinh ra từ đá mẹ tuổi Oligocene bắt đầu di cư cách đây 18.2 triệu năm, còn từ đá mẹ tuổi Miocene sớm 2.8 triệu năm. Như vậy, các kiểu bẫy có thời gian thành tạo được hoàn thiện trước Miocene giữa đều có khả năng đón nhận sản phẩm dầu khí. Đặc biệt các bẫy cấu tạo và hỗn hợp phát triển kế thừa trên các khối móng cao. Song, do hoạt động kiến tạo ở bể Nam Côn Sơn xảy ra rất mạnh kể từ Oligocene cho đến cuối Pliocene sớm với nhiều pha khác nhau, nên nhiều tích tụ dầu khí đã không được bảo tồn. Dầu khí đã bị di thoát ra khỏi bẫy và dịch chuyển tiếp theo các đứt gãy. Dấu vết dầu nặng gặp trong đá móng nứt nẻ ở một số giếng khoan (lô 10, 12, 28 và 29) đã minh chứng cho nhận xét đó. Hình 3.21: Sơ đồ phân bố Play móng nứt nẻ Hình 3.22: phân bố play cát kết Oligocene Hình 3.23: Phân bố play cát kết Miocene dưới Hình 3.24: Sơ đồ play Carbonate Miocene giữa-trên III.2.6. Kết luận về bể Nam Côn Sơn Hình 3.25: Phân bố trữ lượng và tiềm năng Hình 3.26: Phân bố trữ lượng và tiềm năng Dầu khí theo mức độ thăm dò dầu khí theo play (Play 1: Đá móng nứt nẻ trước Đệ Tam; Play 2: Cát kết tuổi Oligocene; Play 3: Cát kết tuổi Miocene; Play 4: Carbonate tuổi Miocene) Bể trầm tích Nam Côn Sơn thụôc kiểu bể rìa lục địa, hình thành theo cơ chế tách giãn (rift) vào thời kỳ Oligocene, chịu tác động của quá trình tách giãn Biển Đông. Trầm tích Kainozoi lắng đọng trong môi trường sông ngòi, đầm lầy ven biển, biển nông đến biển sâu, có bề dày lớn có thể tới 14km ở trũng Trung tâm và trũng Đông Bắc của bể. Ngoài các thành tạo lục nguyên, ở diện tích phía Đông của bể phát triển thành tạo carbonate trong thời kỳ Miocene giữa - muộn bao gồm cả carbonate nền (flatform) và ám tiêu (reef) với bề dày có nơi đến 300 mét. Hoạt động đứt gãy xảy ra theo nhiều pha khác nhau, từ Eocene đến cuối Pliocene, đôi chỗ còn kéo dài đến Hiện đại, nhưng mạnh nhất vào hai thời kỳ: cuối Oligocene và cuối Miocene giữa. Hai hệ thống đứt gãy chính khống chế tiến trình hình thành và phát triển bể: hệ thống đứt gãy phương Đông Bắc – Tây Nam (phân bố chủ yếu ở phần phía Đông của bể) và hệ thống đứt gãy phương á kinh tuyến (phân bố chủ yếu ở phần phía Tây). Biên độ thẳng đứng của các đứt gãy đạt tới hàng nghìn mét và chiều dài đến hàng trăm km. Đá sinh hydrocarbon gồm hai loại: trầm tích sét than, sét bột tuổi Oligocene thành tạo trong môi trường lục địa, kerocene loại II/III có khả năng sinh cả khí và dầu, trầm, tích sét bột tuổi Miocene sớm thành tạo trong môi trường biển, kerogen loại III có khả năng sinh khí.