Khóa luận Đặc điểm và khả năng sinh dầu của tầng đá mẹ Mioxen - Hạ bồn trũng Cửu Long

à kéo xoay các trầm tích Oligocene. Cuối Oligocene, ở phần Bắc của bồn trũng, do sự nén ép của địa phương hoặc địa tầng đã xuất hiện sự nghịch đảo một số nơi, tạo nên một số cấu tạo lồi hình hoa với sự bào mòn, vát mỏng mạnh mẽ của lớp trầm tích thuộc tập C. Trầm tích Eocene - Oligocene trong các trũng chính có thể đạt đến 5000m, thành tạo trong các môi trường trầm tích hồ, lòng sông, châu thổ. Sự kết thúc hoạt động của phần lớn các đứt gãy và bất chỉnh hợp ở nóc trầm tích Oligocene đánh dấu sự kết thúc của thời kỳ này. Thời kỳ sau tạo rift: từ Miocene đến nay. Thời kỳ này, quá trình tách giãn kết thúc, chỉ có các hoạt động yếu ớt của các đứt gãy, các trầm tích Miocene dưới phủ chờm lên địa hình Oligocene. Giai đoạn biển tiến khu vực xuất hiện và biển tiến vào phần Đông Bắc của bồn trũng. Cuối Miocene sớm, phần lớn diện tích bồn trũng bị chìm sâu, thành tạo tầng sét biển rộng và chính là tầng chắn khu vực tốt cho cả bồn trũng. Ở Miocene giữa, môi trường biển ảnh hưởng ít hơn, phần Đông Bắc bồn trũng chủ yếu chịu ảnh hưởng của các điều kiện ven bờ. Từ Miocene muộn đến nay, bồn trũng Cửu Long thông với bồn trũng Nam Côn Sơn, và sông Cửu Long trở thành nguồn cung cấp vật liệu chính cho khu vực này. A) LỊCH SỬ PHÁT TRIỂN BỒN TRŨNG CỬU LONG Cho đến nay, quan điểm của đại đa số các nhà nghiên cứu bồn trũng Cửu Long cho rằng lịch sử phát triển của bồn trũng gắn liền với lịch sử phát triển kiến tạo và được chia làm ba thời kỳ: thời kỳ tạo móng trước Đệ Tam, thời kỳ đồng tạo rift Eoxen – Oligoxen – Mioxen sớm và thời kỳ tạo rift từ Mioxen đến hiện nay. Đa số các nhà nghiên cứu đều chấp nhận sự thành tạo bồn trầm tích chứa dầu khí này bắt đầu từ Eoxen. Giai đoạn tạo móng Vào thời kỳ Mezozoi, khu vực bồn trũng Cửu Long bị khống chế bởi hoạt động hút chìm của mảng vỏ thạch quyển đại dương Kula xuống dưới vỏ lục Đông Nam Aù. Liên quan đến hoạt động này là các hoạt động magma mà có thể quan sát thấy trên đất liền cũng như bắt gặp trong các giếng khoan ngoài khơi. Phổ biến là các loại diorít, granodiorit thành phần kiềm vôi thuộc phức hệ Định Quán, granit giàu kiềm thuộc phức hệ Đèo Cả, Cà Ná và các đai mạch, đá phun trào andezit, riolit. Hiến hơn là các loại đá cổ như diorit thuộc phức hệ hòn khoai, các trầm tích núi lửa tương ứng với hệ tầng Bửu Long, Châu Thới trên đất liền Nam Việt Nam. Vào cuối kreta đầu Paleogen, có hoạt động nâng lên và bào mòn trên toàn bộ khu vực, tạo ra phong hoá mạnh mẽ các đágranit có tuổi Mezozoi, một trong những đối tượng chứa dầu khí chính trong khu vực. Giai đoạn tạo rift Hoạt động đứt gãy kiến tạo từ Eoxen đến Oligoxen có liên quan đến quá trình tách giãn đã tạo nên các khối đứt gãy và các trũng và các khối nâng địa phương có phương chủ đạo Đông Bắc – Tây Nam trên khắp khu vực bốn trũng. Các đứt gãy có phương Đông Bắc – Tây Nam, Đông Tây và Bắc Nam, phần lớn là các đứt gãy thuận cắn về phía Đông Nam. Do đó các khối cánh treo bị phá huỷ mạnh và có biểu hiện xoay khối với nhau ở đới nâng trung tâm. Thời kỳ này tạo nên các bán địa hào được lấp đầy bởi trầm tích của tập E có tuổi Oligoxen. Quá trình tách giãn tiếp tục mở rộng bồn trũng và tăng độ sâu hình thành nên những hồ lớn, trong đó lắng đọng chủ yếu sét đầm hồ của tập D, tiếp đó là các trầm tích nhiều cát hơn lắng đọng trong môi trường sông, hồ, tam giác châu của tập C. ở các trũng nơi có chiều dày của tập D và C lớn, mặt các đứt gẫy cong hơn và kéo xoay các trầm tích tập E. vào cuối Oligoxen, một vài vùng có biểu hiện đứt gãy nghịch như ở phía Tây mỏ Bạch Hổ, phía Đông của mỏ Rồng, phía Đông Bắc bồn trũng xuất hiện một số cấu tạo hình hoa với sự bào mòn, vát mỏng các trầm tích của tập C và D. Giai đoạn tạo lớp phủ Quá trình tách giãn kết thúc nhưng một số đứt gãy vẫn còn hoạt động ở mức độ yếu hơn. Các trầm tích có tuổi Mioxen dưới phủ lên trên các trầm tích Oligoxen. Do hoạt động nâng hạ, lún chìm không đều của bồn trũng mà hoạt động biển tiến đã tác động lên phần đông bắc, còn phần phía Tây của bồn trũng vẫn trong điều kiện sông hồ và châu thổ. Quá trình biển tiến đã xẩy ra trong giai đoạn này đã tạo ra các tầng cát môi trường ven biển có tiền năng chứa rất cao. Đặc biệt vào cuối Mioxen sớm, thời điểm mực nước biển cực đại, sự thành tạo tầng sét biển khá dày Rotalia trên toàn bộ khu vực minh chứng cho biến cố lún chìm của bồn trũng và tầng sét này trở thành tầng đánh dấu địa chấn và tầng chắn khu vực tốt nhất. Từ Mioxen muộn đến nay, bồn trũng Cửu Long thông với bồn trũng Nam Côn Sơn và sông Cửu Long trở thành nguồn cung cấp vật liệu chính cho khu vực này. II.6: TIỀM NĂNG DẦU KHÍ Bể Cửu Long được đánh giá là có tiềm năng dầu khí lớn nhất Việt Nam với khoảng 700 – 800 triệu m3 dầu. Việc phát hiện dầu trong đá móng phong hoá nứt nẻ ở mỏ Bạch Hổ là sự kiện nổi bật nhất, không những làm thay đổi phân bố trữ lượng và đối tượng khai thác mà còn tạo ra một quan niệm địa chất mới cho việc thăm dò dầu khí ở thềm lục địa Việt Nam. Đặc điểm tầng sinh: Trầm tích Kainozoi ở bồn trũng Cửu Long có bề dày khá lớn và được phát triển liên tục . Tướng trầm tích chủ yếu là tướng tam giác châu và ven biễn. Trầm tích Eoxen đa phần là loạt Molat được tích luỹ trong các địa hào hẹp dọc theo hệ thống đứt gãy sâu ở phần trung tâm. Các trầm tích này nghèo vật liệu hữu cơ và chủ yếu được bảo tồn trong môi trường khử yếu và oxihoá. Trầm tích Oligoxen đa phần tích luỹ trong điều kiện nước lợ, vũng vịnh và hỗn hợp. Diện phân bố của chúng rộng hơn song cũng tập trung chủ yếu ở các địa hào, hố sụt đã được hình thành trước đó. Cacbon hữu cơ chung cho cả trầm tích Eoxen và Oligoxen đạt 0.9 – 2.7% (phổ biến 1 – 1.5%) vật liệu hữu cơ thuộc Kerogen loại II là chính, phần còn lại thuộc loại I và một phần nhỏ thuộc loại III. Các thành tạo Mioxen chứa nhiều vật liệu trầm tích núi lửa phù bất chỉnh hợp lên trên các trầm tích cổ hơn, có diện phân bố rộng hơn. Trầm tích lắng đọng trong môi trường cửa sông, vũng vịnh đối với Mioxen hạ;ven bờ,biển nông đối với Mioxen trung và thượng. Tuy nhiên các trầm tích này cũng không phong phú vật liệu hữu cơ, 0.37 – 1.25% (trung bình 0.37 – 0.87%). Mức độ trưởng thành nhiệt của vật liệu hữu cơ: Vật liệu hữu cơ trong trầm tích Eoxen và Oligoxen hạ đã qua pha chủ yếu sinh dầu hoặc đang nằm ở pha trưởng thành muộn. Vì vậy lượng dầu khí được tích luỹ ở các bẫy chứa đa phần được đưa đến từ đới trưởng thành muộn của vật liệu hữu cơ. Còn phần lớn vật liệu hữu cơ trong trầm tích Oligoxen thượng đang trong giai đoạn sinh dầu mạnh, nhưng chỉ mới giải phóng một phần Hydrocacbon vào đá chứa. Còn vật liệu hữu cơ của trầm tích Mioxen hạ chưa nằm trong điều kiện sinh dầu, chỉ có một phần nhỏ ở đáy Mioxen hạ đã đạt tới ngưỡng trưởng thành. Đặc điểm đá chứa: Đá móng kết tinh trước Kainozoi là đối tượng chứa dầu khí rất quan trọng ơ ûbể Cửu Long. Hầu hết các đá này đều cứng, dòn và độ rỗng nguyên sinh thường nhỏ, dầu chủ yếu được tàng trữ trong các lỗ rỗng và nứt nẻ thứ sinh. Quá trình hình thành tính thấm chứa trong đá móng là do tác động đồng thời của nhiều yếu tố địa chất khác nhau. Độ rỗng thay đổi từ 1 – 5%, độ thấm có thể cao tới 1 Darcy. Đặc tính thầm chứa nguyên sinh của các đá chứa Oligoxen hạ là không cao do chúng được thành tạo trong môi trường lục địa, với diện phân bố hạn chế, bề dày không ổn định, hạt vụn có độ lựa chọn, mài tròn kém, xi măng có tỷ lệ cao. Tuy nhiên sự biến đổi thứ sinh cao của đá là yếu tố ảnh hưởng quyết định đến đặc tính thấm chứa cũng như cấu trúc không gian của đá. Đặc tính thấm chứa nguyên sinh của đá cát kết Mioxen 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 tròn tốt, bị biến đổi thứ sinh chưa cao. Độ rỗng thay đổi từ 12 – 24%. Còn cát bột kết Mioxen hạ thường có kích thước hạt nhỏ đến rất nhỏ với tỷ lệ cao của matric sét chứa nhiều khoáng vật montmorilonit nên độ rỗng thấp ít khi vượt quá 10%. Đặc điểm tầng chắn: Tập sét Rolalia là một tầng chắn khu vực rất tốt với hàm lương sét 90 – 95%, kiến trúc phân tán với cỡ hạt < 0.001mm. Đây là tầng chắn tốt cho cả dầu và khí. Ngoài ra còn có các tầng chắn địa phương rất tốt: Tầng chắn I: nằm trong tầng sét tập của điệp Bạch Hổ (Mioxen hạ), phủ trực tiếp lên các vỉa sản phẩm 22, 23, 24. Tầng chắn II: là phần nóc của điệp Trà Tân (Oligoxen thượng). Đây là tầng chắn địa phương lớn nhất. Tầng chắn III: nằm ở nóc điệp Trà Cú (Oligoxen hạ). Đây là tầng agilit, hàm lượng sét 70 – 80% PHẦN 2: Phần chuyên đề CƠ SỞ LÝ THUYẾT VỀ NGHIÊN CỨU ĐỊA HOÁ CHƯƠNG I : ĐÁ MẸ, CÁC CƠ SỞ ĐÁNH GIÁ VÀ CÁC CHỈ TIÊU NGHIÊN CỨU TẦNG ĐÁ MẸ ĐÁ MẸ Định nghĩa đá mẹ Một cách thống kê rằng 60% giếng khoan khô trên thế giới thì kết quả thiếu đá mẹ sinh dầu và khí hiệu dụng. Nhưng hầu hết trong lịch sử thăm dò dầu thì đá mẹ là dấu hiệu sau cùng của một bể trầm tích. Các nhà địa chất nhấm mạnh đến vị trí của cấu trúc, sự hiện diện độ rỗng và độ thấm của vỉa chứa và mũ chắn một cách thích hợp. Khi tất cả những điều kiện trên là thuận lợi nhưng không tìm thấy khí hoặc dầu thì những sai sót này có thể xác định là không có đá mẹ. Một định nghĩa thích hợp cho đá mẹ: một đơn vị đá đã sinh ra và đẩy ra dầu và khí với số lượng đủ tích luỹ thương mại, cũng lưu ý là quá trình này có thể xẩy ra liên tục. Sau đây là một số định nghĩa hữu dụng khác: Có thể là đá mẹ: đá mẹ có thể sinh ra và đẩy dầu hoặc khí nhưng chưa được đánh giá. 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 ra dầu hoặc khí nhưng chưa đủ trưởng thành về nhiệt. Đá mẹ đang hoạt động: đá mẹ có khả năng sinh ra dầu, khí Đá mẹ không hoạt động: nghĩa là dầu và khí được sinh ra nhưng vì một lý do nào đó đá mẹ ngừng sinh Để đánh giá tầng đá mẹ ta cần làm sáng tỏ các yếu tố: Số lượng vật chất hữu cơ. Chất lượng vật chất hữu cơ. Độ trưởng thành của vật chất hữu cơ. Số lượng vật chất hữu cơ: Hàm lượng vật chất hữu cơ trong đá trầm tích rất khác nhau, nó dao động trong khoảng 0.3 – 5%, bình quân là 1.5%. Nhìn chung tồn tại một quy luật: hàm lượng vật chất hữu cơ tỷ lệ nghịch với kích thước các hạt đá. Chỉ tiêu trên được xác định bằng các thông số địa hoá trên cơ sở phân tích mẫu. Các thông số thường đuợc dùng là: TOC% (tổng hàm lượng Cacbon hữu cơ), giá trị S1 (lượng Hydrocacbon đã được sinh ra từ đá mẹ), giá trị S2 (lượng Hydrocacbon còn có thể được sinh ra từ đá mẹ nhưng chưa đủ điều kiện sinh thành). Các thông số này kết hợp với nhau sẽ phản ánh khả năng hình thành và tồn tại của đá mẹ thuộc loại (sinh dầu hay sinh khí) và tiềm năng sinh của đá mẹ nào. Chất lượng vật chất hữu cơ: Độ giàu vật chất hữu cơ trong đá mẹ mới chỉ là yếu tố cần thiết nhưng chưa đủ. Nó mới phản ánh về số lượng chứ chưa phản ánh về chất lượng của vật chất hữu cơ. Không phải bất kỳ chất hữu cơ nào cũng chuyển hoá thành Hydrocacbon trong những điều kiện như nhau. Có loại đá chứa tới 20 – 40% TOC song nó không có thể sinh dầu và khí vì Cacbon hữu cơ ở đây đã bị than hoá, chúng có nguồn gốc thực vật thượng đẳng. Nhưng ngược lại có những loại đá chỉ chứa khoảng 0.5 – 1% TOC song nó lại là đá sinh dầu và khí rất tốt. Chính vì vậy mà việc xác định loại vật chất hữu cơ và Kerogen tương ứng là rất quan trọng trong việc đánh giá tiềm năng của đá mẹ. Loại vật chất hữu cơ và Kerogen tương ứng được đánh giá thông qua các chỉ số địa hoá như: HI (chỉ số Hydrogen), tỷ số Pr/Ph … Ngoài ra nó còn được xác định thông qua các đồ thị biểu diễn mối quan hệ giữa HI và Tmax. Khi tổng hợp các tham số cho ta loại Kerogen (thuộc loại Sapropel hay Humic hoặc hỗn hợp cả hai). Theo sự phân chia của Tissot và nhiều nhà địa hoá khác thì ta sẽ có các loại Kerogen: Kerogen loại I (Sapropel): gồm các sinh vật đơn bào chủ yếu là rong, tảo sống trong biển, đầm hồ rất giàu Lipit, có khả năng sinh dầu cực tốt. Kerogen loại II (hỗn hợp giữa Sapropel và Humic): được tách ra từ một số nguồn gốc khác nhau: tảo biển, phấn hoa và bào tử, lá cây có sáp, nhựa của thực vật bậc cao và quá trình phân huỷ Lipit ở cây. Loại Kerogen này có khả năng sinh dầu từ tốt đến cực tốt. Kerogen loại III (Humic): trầm tích chứa chủ yếu là chất hữu cơ Humic, có nguồn gốc từ thực vật lục địa, thực vật bậc cao giàu Xenlulozo và Lignin. Loại Kerogen này có khả năng sinh khí là chủ yếu, sinh dầu ít. Sự trưởng thành của vật chất hữu cơ: Nói đến đá mẹ sinh dầu không chỉ xét đến độ giàu vật chất hữu cơ trong đá mà chúng ta còn xét đến độ trưởng thành của đá mẹ đó. Một tầng đá mẹ dù có chứa nhiều vật chất hữu cơ về số lượng và tốt về chất lượng bao nhiêu chăng nữa mà chưa đạt tới mức độ trưởng thành hoặc đã vượt quá giai đoạn trưởng thành quá lâu thì sẽ không còn ý nghĩa gì nữa cho quá trình sinh dầu và khí. Ngược lại, một tầng đá mẹ dù kém hơn về số lượng và chất lượng vật chất hữu cơ nhưng đang ở trong giai đoạn tạo dầu và khí mạnh mẽ thì giá trị của nó có ý nghĩa rất lớn. Từ đó việc đánh giá độ trưởng thành của vật chất hữu cơ là vô cùng quan trọng và vô cùng cần thiết đối với mỗi một tầng đá sinh dầu. Trong quá trình vật chất hữu cơ biến đổi thành Hydrocacbon tác động quan trọng phải kể đến là nhiệt độ và áp suất. Một tầng đá sinh trưởng thành phải nằm ở độ sâu nhất định để đạt được nhiệt độ và áp suất cần thiết nhằm biến đổi vật chất hữu cơ. Mỗi một bể trầm tích khác nhau, thậm chí trên những diện tích khác nhau trên cùng một bể có thể có Gradient địa nhiệt khác nhau tuỳ theo đặc điểm của chế độ hoạt động kiến tạo và chế độ địa nhiệt khu vực nghiên cứu. Với Gradient địa nhiệt trong khoảng từ 0 – 2.50C/100 m thì việc gặp dầu trong khoảng độ sâu trên 3000 m là rất khó, ở đới này ta chỉ có thể gặp khí có nguồn gốc sinh hoá hoặc khí Condensat có nguồn gốc sinh hoá. Đới khí Condensat và khí khô phân bố trong khoảng độ sâu từ 5000m trở xuống. Khi Gradient địa nhiệt càng tăng thì các đới sản phẩm lại phân bố cao hơn, khi đó vỉa dầu có thể gặp ở độ sâu trên 3000m, các đới khí Condensat và khí khô cũng có thể gặp ở độ sâu 4000m. Điều này nói lên rằng với Gradient địa nhiệt thấp thì vỉa sản phẩm thường nằm ở dưới sâu và ngược lại. Để đánh giá sự trưởng thành của đá mẹ người ta thường dùng các chỉ tiêu địa hoá cụ thể như: Ro% (độ phản xạ vitrinnit), Tmax…. Với các chỉ tiêu địa hoá này chúng ta có thể xác định được mức độ trưởng thành của đá mẹ, từ đó có thể khẳûng định đá mẹ có sinh được dầu và khí hay không. II CÁC CƠ SỞ ĐÁNH GIÁ TẦNG ĐÁ MẸ Cơ sở địa chất – địa hoá Đá mẹ là các trầm tích mịn hạt (hoặc Cacbonat) chứa nhiều vật chất hữu cơ, khi đạt được các điều kiện về nhiệt độ và áp suất cần thiết thì vật liệu hữu cơ sẽ chuyển hoá sang dầu khí. Tập trầm tích đó gọi là đá mẹ sinh dầu. Theo kết quả nghiên cứu của các nhà địa chất dầu trên thế giới thì 99% các mỏ dầu khí có liên quan đến các đá trầm tích. Trong các đá chứa Magma và biến chất thì lượng dầu khí tìm ra thường là do kết quả của quá trình di cư và tích tụ Hydrocacbon sinh ra từ đá trầm tích. Trong đá trầm tích có chứa một lượng lớn vật chất hữu cơ được tạo ra từ xác động thực vật. Theo số liệu của A.A Carsep thì lượng vật chất hữu cơ có trong trầm tích đạt tới con số 5 – 6.1015-16 tấn, theo số liệu của Hunt thì trong đá trầm tích có chứa 6.1013 tấn Hydrocacbon dầu. Kết quả nghiên cứu trầm tích Đệ Tứ cho thấy có chứa Hydrocacbon thể khí và thể lỏng dãy dầu, bên cạnh đó còn chứa một lượng axit béo chưa kịp bị biến đổi thành Hydrocacbon dãy dầu. Veber và Smith đã nêu lên rằng: cùng với sự tăng lên của thời gian (thường là cùng với sự tăng lên của chiều sâu) thì lượng vật chất hữu cơ giảm đi và lượng Hydrocacbon tăng lên, kết quả thí nghiệm đã khẳng định luận điểm trên. Sự phân bố trữ lượng dầu khí về không gian phù hợp với sự phân bố các bể trầm tích trong các niên đại địa chất. Về thời gian, lượng dầu khí chứa trong các phân vị địa tầng cũng phù hợp với sự phát triển của thế giới động thực vật trong các niên đại phát triển của Trái Đất. Như vậy, về bản chất thì dầu khí có nguồn gốc từ vật liệu hữu cơ được bảo tồn và lắng đọng cùng với trầm tích trong môi trường khử. Dầu khí được hình thành trước hết phải có nguồn vật liệu hữu cơ phong phú về số lượng và tốt về chất lượng được chôn vùi. Trong các điều kiện thích hợp Hydrocacbon được sinh ra, di chuyển và tích tụ lại trong các bẫy chứa, tạo thành các tích tụ dầu khí có giá trị công nghiệp. Kinh nghiệm cho thấy các lớp trầm tích có hàm lượng sét trên 68% và bề dày từ 5m trở lên thường chứa lượng vật chất hữu cơ đủ để trở thành tầng sinh dầu. Theo kết quả nghiên cứu cho thấy ở môi trường có độ bảo tồn tốt thì trầm tích có chứa tới 15% khối lượng là vật chất hữu cơ, bình thường là từ 0.3 – 5% và giá trị trung bình là 1.5%. Tuy nhiên không phải 100% lượng vật chất hữu cơ này đều chuyển thành dầu khí. Trong thực tế thì chỉ một vài cho đến 15% lượng vật chất hữu cơ tạo ra dầu khí. Tiếp đến Hunt chỉ ra rằng chỉ có 4 – 5% lượng dầu khí tạo ra là di chuyển được và tích tụ trong đá chứa để tạo ra các vỉa dầu khí. Lượng vật chất hữu cơ sẽ được bảo tồn càng lớn nếu môi trường lắng đọng có độ khử càng cao. Đá sinh chứa càng nhiều vật chất hữu cơ thì màu càng sẫm. Qua nghiên cứu, các nhà bác học Anberto và Ghenman đã chỉ ra rằng khi kích thước của các hạt trầm tích tăng thì lượng vật chất hữu cơ chứa trong chúng càng nhiều, lượng vật chất hữu cơ cũng tăng lên khi hàm lượng sét lớn. Từ các yếu tố nêu trên thì những yếu tố địa chất cần xét đến trong việc đánh giá sự hình thành của tầng đá mẹ sinh dầu là: yếu tố trầm tích và yếu tố kiến tạo Yếu tố trầm tích Cho đến ngày nay, nguồn gốc hữu cơ của dầu khí vẫn được coi là quan điểm chính thống nhất, là cơ sở khoa học giúp tìm kiếm và thăm dò dầu khí. Dựa vào các mối tương quan giữa dầu khí với vật chất hữu cơ, dầu khí với đá trầm tích là cơ sở lý thuyết để nghiên cứu. Mối tương quan logic, chặt chẽ khoa học giữa thành phần của dầu với vật chất hữu cơ đã được xác minh trong phòng thí nghiệm trên mô hình. Qua nghiên cứu người ta đã còn chỉ ra rằng: dầu khí có mối quan hệ gần gũi với đá trầm tích. Một số Hydrocacbon khí và khí CO2 hình thành ngay trong quá trình tạo đá. Sau đó quá trình sinh dầu khí gắn liền với lịch sử phát triển địa chất và chế độ kiến tạo của bể trầm tích. Trong thực tế đá sinh dầu thường là đá sét, bột hoặc đá Cacbonat. Nhiều công trình nghiên cứu cho thấy rằng độ bảo tồn vật chất hữu cơ tăng lên cùng với sự tăng lên của thành phần hạt mịn. Trung bình trong đá sét vật liệu hữu cơ có chứa tới 6.5%, trong đá Cacbonat chứa 0.2% và trong bột kết là 1.5%. Yếu tố kiến tạo Yếu tố kiến tạo không chỉ quan trọng trong quá trình tạo đá mà còn là một trong các yếu tố quyết định ảnh hưởng đến quá trình hình thành dầu khí và các tích tụ dầu khí. Đối với sự hình thành đá mẹ sinh dầu thì yếu tố này đóng vai trò nhất định. Tầng đá có khả năng sinh dầu khí theo học thuyết hữu cơ là tầng trầm tích giàu vật chất hữu cơ và lắng đọng trong môi trường khử. Tuy nhiên để đạt được những yêu cầu trên thì phải có sự tác động rất lớn của các yếu tố kiến tạo. Trong môi trường khử sự có mặt của Oxy là rất hạn chế hoặc không có, vật chất hữu cơ không bị oxy hoá thành CO2 và H2O mà được lắng đọng và bảo tồn cùng trầm tích, sau đó bị biến đổi tạo thành dầu khí. Môi trường khử chỉ có thể tạo ra trên bề mặt quả đất, trên một vùng rộng lớn nhờ các chuyển động âm của vỏ Trái Đất tạo ra các đầm lầy, các bồn chứa nước không có hoặc kém đối lưu. Các chuyển động kiến tạo có thể xen kẽ sự nâng lên, hạ xuống với biên độ, tốc độ thích hợp, đủ để tạo ra môi trường bảo tồn phân huỷ chuyển hoá vật chất hữu cơ thành Hydrocacbon ở độ sâu cần thiết. Nói cách khác là nằm trong vùng sụt lún tương đối ổn định với tốc độ chôn vùi lớn và xen kẽ một vài pha nâng để tạo bẫy, đặc biệt là bẫy kiến tạo. Tiêu chuẩn của tầng đá sinh dầu Qua nghiên cứu tổng kết kinh nghiệm thực tế ta thấy rằng: một tầng đá được xếp vào loại đá mẹ sinh dầu, khí khi nó đảm bảo các tiêu chuẩn sau: Thành phần thạch học của tầng đá chủ yếu là các trầm tích hạt mịn như sét, bột hoặc cacbonat. Trầm tích được lắng đọng, hình thành trong môi trường khử, tạo ra với chế độ kiến tạo lún chìm tương đối ổn định, tốc độ chôn vùi lớn. Trong tầng trầm tích này hàm lượng vật chất hữu cơ được bảo tồn và chôn vùi phân tán trong trầm tích phải đạt giá trị nhất định đủ đảm bảo tạo ra lượng Hydrocacbon đáng kể trong quá trình sinh dầu. Đá đạt mức độ trưởng thành để vật chất hữu cơ có thể chuyển hoá thành Hydrocacbon, di chuyển vào bẫy để tạo ra các tích tụ dầu khí có giá trị công nghiệp. Các phương pháp nghiên cứu địa hoá đá mẹ Tầng đá sinh phải là tầngø đá có giàu vật chất hữu cơ, đây chỉ mới là điều kiện cần chứ chưa phải là điều kiện đủ. Có những tầng trầm tích có hàm lượng vật chất hữu cơ lớn song vẫn không đủ điều kiện sinh ra dầu khí. Sau đó để đánh giá tầng đá mẹ sinh dầu khí người ta phải dựa vào các phương pháp phân tích đánh giá để xác định các tham số địa hoá. Thông qua các tham số đó ta phân tích, tổng hợp, đánh giá tiềm năng sinh của đá mẹ trên bất kỳ khu vực nào đó. Xác định tổng hàm lượng cacbon hữu cơ TOC% Thường khi đánh giá cần quan tâm đến lượng vật chất hữu cơ chứa trong đá mẹ. Song về mặt hoá học cũng biết rằng thành phần nguyên tố cơ bản của vật chất hữu cơ là Hydro và Cacbon. Vậy có thể đánh giá lượng vật chất hữu cơ chứa trong đá mẹ thông qua lượng Cacbon chứa trong vật chất hữu cơ đó. Lượng Cacbon đó được gọi là Cacbon hữu cơ. Phương pháp xác định TOC% là phương pháp cơ bản, được tiến hành khi nghiên cứu và đánh giá đá mẹ. Phương pháp được thực hiện nhờ máy LECO3000. Mẫu được lấy với số lượng 10 – 100g đem nghiền nhỏ, dùng axit HCl để l