Khóa luận Đánh giá đặc điểm thạch học và khả năng chứa của cát kết mỏ năm căn – bồn trũng Mã Lai Thổ Chu

cứu nằm trong lô 46 – thuộc thềm lục địa Tây Nam Việt Nam (Hình 2. 1) Shell / Carigali 1000 Kilomet ers Nam Can VIETNAM THAILAND 44 45 37 38 39 40 46 51 50 35 34 PM-311 PM-301 PM-3 PM-302 C19 A18 B17 B15 B14 B16 B13/38 B11/32 B11/38 B12/32 52/95 B12 B12 B13B12/22 BLOCK 46/02 CAKERAWALA- GAJAH SURIYA-ULAR B.PAKMA B.ORKID B.KEKWA B.RAYA DAMAR BINTANG LAWIT JERNEH BUMI BULAN TAPI MUDA TONNOKYOONG BONGKOT TONSAK TONKOON BONGKOT BUSSABONG MORAGOT PAILIN BANPOT JAKRAWAN FUNAN GOMIN TRAT SATUNERAWAN To Songk la UNOCAL BLOCK JDA Gas Pipeline P ro p o s e d C a M a u G a s P i p e li n e JENGKA Mỏ Năm Căn H.II.1: Vị trí mỏ Năm Căn Tiểu luận tốt nghiệp GVHD: TS Cù Minh Hoàng SVTH: Lê Minh Hải 35 II.1.2. Lịch sử nghiên cứu lô 46 Từ tháng 8/1990, trên cơ sở hợp đồng phân chia sản phẩm (PSC) ký kết với PetroVietnam, Công ty Fina Exploration Minh Hai B.V. đã tiến hành đo địa chấn hai chiều năm 1992 và dựa trên kết quả minh giải Địa chấn hai chiều đã tiến hành khoan thành công bốn giếng khoan thăm dò trong khoảng thời gian từ tháng 8/1995 đến tháng 7/1997. Các giếng khoan: TC-2X, TC-3X và TC-1X đã được khoan nhằm kiểm tra các cấu tạo lồi có khép kín theo bốn chiều và đã phát hiện dầu khí với tổng chiều dầy các vỉa chứa dầu và khí khá lớn. Giếng khoan TC-4X đã được khoan nhằêm kiểm tra bẫy phi cấu tạo dạng lòng sông cổ, chỉ phát hiện ra vỉa cát chứa dầu với chiều dầy 12.5 m. Dựa trên các kết quả đó tháng 6/1997 khảo sát địa chấn ba chiều đã được tiến hành trên diện tích 466 km2. Trên cơ sở tài liệu địa chấn ba chiều, hai giếng khoan đã được thực hiện trong khoảng thời gian từ tháng 8/1998 đến tháng 1/1999 với kết quả khác nhau. - Giếng khoan TC-5X đã được thực hiện nhằm kiểm tra hàng loạt bẫy hỗn hợp dạng cấu tạo và địa tầng với kết quả đã phát hiện ra nhiều vỉa cát chứa khí với tổng chiều dày 93m. - Giếng khoan TC-6X đã kiểm tra một loạt các bẫy địa tầng chủ yếu dạng lòng sông cổ và đã không phát hiện ra dầu khí. Trên cơ sở các kết quả đó có thể nhận định rằng các bẫy kết hợp dạng cấu tạo và địa tầng có xác suất phát hiện dầu khí cao, còn các bẫy địa tầng có xác suất phát hiện dầu khí thấp. Trong lô 46 dựa theo các tài liệu đã có, dầu khí đã được phát hiện chứa trong các lớp cát kết có chiều dày thay đổi trong phạm vi lớn (từ một vài mét tới 30-40 m), diện phân bố hẹp (chiều rộng thay đổi từ 0,1 đến 5 km). Đó là các vỉa cát chủ yếu thuộc loại lòng sông cổ hoặc cát bãi bồi, được thành tạo trong môi trường đầm lầy delta và đồng bằng ven biển. Tiểu luận tốt nghiệp GVHD: TS Cù Minh Hoàng SVTH: Lê Minh Hải 36 Các tầng chứa quan trọng chủ yếu tập trung trong bốn phức hệ trầm tích tương ứng với bốn chu kỳ biển tiến trong kỳ Mioxen sớm. Các phức hệ trầm tích kể trên được phân chia từ trên xuống bởi các mặt ranh giới tương ứng là: Hz165, Hz120, Hz100 và Hz70. Tầng sinh chủ yếu là các tập sét và sét-than thuộc K-Shale được thành tạo trong môi trường delta – thuộc phần dưới lát cắt Mioxen hạ, vì vậy hai ranh giới địa tầng quan trọng khác là: Hz40 và K-Shale tương ứng là nóc và đáy của các trầm tích delta cũng cần được quan tâm. Sau khi kết thúc hợp đồng mặc dù còn một số khu vực có triển vọng chưa được khoan thăm dò song công ty FINA vẫn phải trả lại lô 46 cho PetroVietnam. II.2. ĐẶC ĐIỂM ĐỊA TẦNG Ở lô 46, lát cắt địa tầng bao gồm đá móng biến chất trước Đệ Tam, trầm tích tuổi Oligoxen, Mioxen và Plioxen-Đệ Tứ. Móng trước Đệ Tam đã gặp ở hai giếng khoan thăm dò TC-2X và TC-5X (chiều dày khoan vào móng được khoảng 30 m), là đá trầm tích biến chất, chặt xít (không biểu hiện dầu khí). Tầng trầm tích tuổi Oligoxen có chiều dày trung bình 200 m, trầm tích tuổi Mioxen có chiều dày trung bình 1900 m và trầm tích tuổi Plioxen- Đệ Tứ, chiều dày trung bình 650 m. Tầng chứa dầu khí của lô chủ yếu có tuổi Mioxen sớm là các lớp cát sét xen kẽ theo dạng xếp chồng, tướng đồng bằng châu thổ và các tập cát kết dạng kênh rạch. Ngoài ra, từ kết qủa minh giải địa tầng tài liệu địa chấn cho thấy có khả năng gặp các tầng chứa có dạng bẫy địa tầng ở cấu tạo này. - Trầm tích Mioxen hạ: Bao gồm các thành tạo trầm tích tướng đồng bằng châu thổ, chiều dày khoảng 1000 m. Tiểu luận tốt nghiệp GVHD: TS Cù Minh Hoàng SVTH: Lê Minh Hải 37 - Trầm tích Mioxen trung – thượng bao gồm các thành tạo trầm tích tướng ven bờ tới biển nông chịu ảnh hưởng bởi hoạt động thủy triều, chiều dày khoảng 700m. - Trầm tích Plioxen – Đệ Tứ bao gồm các thành tạo trầm tích trong môi trường biển nông, chiều dày khoảng 480m. Hàng loạt các giếng khoan đã mở ra lát cắt địa tầng khu vực mỏ Năm Căn lô 46. Từ dưới lên trên địa tầng được mô tả như sau: II.2.1. Oligoxen muộn Thành hệ Kim Long (E3kl) Chủ yếu là sét kết xen kẹp cát kết và đai nhỏ bột kết, đá phiến. Sét kết: Nâu đỏ nhợt đến nâu đỏ sẫm, xám sáng đến vừa, trắng đến trắng sữa, dẻo đến rất cứng, giòn, nửa cứng trong các đá nâu đỏ sẫm, không dính, tan, không giàu khoáng chất vôi, lẫn á cát và bùn, chủ yếu là đá biến chất. Cát kết: Tròn trịa, xám sáng, trong mờ đến trong suốt, như màu trắng, độ hạt từ thô đến tốt, góc cạnh đến tròn, phân bố kém, chủ yếu là thạch anh bở rời, đôi khi tập trung cùng với các tập sét nền và đá vôi ximăng, có dấu vết của Clorit, Pyrit, các mảnh vụn đá cứng, độ lỗ rỗng từ kém đến trung bình. Đá phiến: Xám vừa đến xám sẫm, xám nâu sáng, nâu vàng mờ tối, cứng đến nửa cứng, nửa phân phiến đến phân phiến, đôi chỗ có vẩy Mica, lẫn ít bùn. Bột kết: Chủ yếu có màu xám sáng đến xám vừa, xám Oliu, đôi chỗ có màu trắng đến trắng sữa, dẻo đến cứng, bở rời. II.2.2. Mioxen sớm Thành hệ Ngọc Hiển (N1 1nh) Chủ yếu gồm sét kết xen kẹp với cát kết, cuội kết và đá phiến sét kết hợp những lớp than và đá vôi mỏng. Tiểu luận tốt nghiệp GVHD: TS Cù Minh Hoàng SVTH: Lê Minh Hải 38 Đá phiến: Xám vừa đến xám sẫm, xám nâu sáng, nâu vàng mờ tối, từ mềm đến cứng, bán phân phiến đến phân phiến, đôi chỗ có vẩy Mica, lẫn ít bùn với các dấu vết của đá vôi màu xám sáng. Sét kết: Xám sáng đến xám vừa, trắng đến trắng sữa, nâu nhạt đến nâu xám, xám nâu nhạt, dẻo đến cứng, có xu hướng thấp dần, có dấu vết của sự phân bố đá cứng màu xám lục đến xám lục sẫm, vô định hình, dính vừa đến rất dính, tan, mật độ khoáng chất giàu vôi tăng dần, lẫn một ít á cát và bùn với thành phần chính là Cacbonat. Bột kết: Xám sáng đến xám xanh Oliu, xám xanh Oliu sẫm, đôi chỗ có màu trắng đến trắng sữa, dẻo đến cứng, phần lớn là bán cứng, bở rời. Cát kết: Tròn trịa, xám sáng, trong mờ đến trong suốt, như màu trắng, độ hạt từ tốt đến rất tốt, góc cạnh đến tròn, phần lớn là bán tròn, chủ yếu là thạch anh bở rời, đôi khi tập trung cùng với các tập sét nền và đá vôi ximăng, phần lớn là Pyrit, có dấu vết của Mica, các mảnh vụn đá cứng, độ lỗ rỗng từ kém đến trung bình. II.2.3. Mioxen giữa Thành hệ Đầm Dơi (N1 2dd) Chủ yếu là sét kết và bột kết và một lớp nhỏ than Sét kết: Xám lục sáng đến sẫm, xám sáng đến xám vừa, dẻo vừa đến cứng, cấu tạo không định hình, dính vừa, tan, mật độ Canxi ít, có lẫn một ít á cát và bùn với thành phần chủ yếu là Cácbon. Bột kết: Xám sáng đến xám vừa, xám xanh ánh lục, xám Oliu, dẻo đến cứng, cấu tạo khối đến nửa khối với những hình cắt, không giàu thành phần chứa vôi, sự tuyển chọn tại chỗ cho độ hạt rất tốt với thành phần chủ yếu là vảy Mica. Cát kết: Xám sáng, trong mờ đến trong suốt, thỉnh thoảng có màu xám xanh, xám, độ hạt rất tốt, sắc cạnh đến nửa tròn, sắp xếp không đều, phần lớn là thạch anh bở rời, một vài chỗ tập trung cùng với các tập sét và đá vôi ximăng, có các dấu Tiểu luận tốt nghiệp GVHD: TS Cù Minh Hoàng SVTH: Lê Minh Hải 39 vết của Mica, Clorit, các mảnh vụn đá cứng, chủ yếu là trùng lỗ, hoá đá và vỏ động thực vật, độ rỗng từ nghèo đến bình thường. Than: Đen đến nâu, đen sẫm, nâu sẫm, cứng chắc đến nửa cứng, dễ vỡ vụn, hình thái nửa khối đến nửa dẹt, vết vỡ dạng vỏ sò, các dấu vết của cấu trúc gỗ cùng với ánh thuỷ tinh mạnh. II.2.4. Mioxen muộn Thành hệ Minh Hải (N1 3mh) Thành phần chủ yếu là cát kết, sét kết và bột kết xen kẽ. Sét kết: Xám sáng đến xám vừa, xám tro, có màu xám Oliu ở tập trên cùng, dẻo vừa đến cứng, đôi khi phân bố không theo trình tự từ trên xuống dưới, không tự hình, dính, tan được, các thành phần đá vôi tăng dần, có lẫn một ít á cát và bùn. Bột kết: Xám sáng đến xám vừa, đôi khi có màu xám Oliu, dẻo vừa đến cứng, tự hình đến nửa tự hình, không có sự vôi hoá, sự tuyển chọn tại chỗ cho độ hạt rất tốt với thành phần chủ yếu là các vảy Mica. Cát kết: Xám sáng, trong mờ đến trong suốt, độ hạt rất tốt, sắc cạnh đến nửa tròn, phân bố không đều, phần lớn là thạch anh bở rời, đôi khi tập trung cùng với các tập sét và đá vôi ximăng, có các dấu vết của Mica, Clorit, các mảnh vụn đá cứng, chủ yếu là trùng lỗ, hoá đá và vỏ động thực vật, quan sát thấy độ rỗng từ kém đến trung bình Than: Đen đến nâu đen, cứng chắc, giòn, dễ vỡ vụn, nửa tự hình, có ánh thuỷ tinh mạnh. II.2.5. Plioxen Thành hệ Biển Đông (N2bd) Thành phần chủ yếu là cát sen kẽ sét và một phần nhỏ than Cát: Chủ yếu là trong suốt đến trong mờ, xám sáng, độ hạt từ mịn đến vừa, đôi khi có cát hạt thô, góc cạnh đến nửa tròn, đôi khi bị mài tròn, ít và không phổ biến lắm, không có Quartz, các dấu hiệu xuất hiện tập trung trong các tập sét và đá Tiểu luận tốt nghiệp GVHD: TS Cù Minh Hoàng SVTH: Lê Minh Hải 40 vôi, phần lớn là Pyrit và vỏ động thực vật, hoá đá, độ lỗ rỗng từ bình thường đến tốt. Sét: Xám sáng ánh lục, xám sáng đến xám vừa, xanh lục nhạt, xanh oliu sáng, thỉnh thoảng nâu nhạt, mềm đến cứng chắc, không có hình dạng nhất định, không dính đến nửa dính, tan được, có lẫn một ít á cát và bùn. Than: Đen đến nâu đen, cứng chắc, giòn, dễ vỡ vụn, nửa tự hình, có ánh thuỷ tinh mạnh. Tiểu luận tốt nghiệp GVHD: TS Cù Minh Hoàng SVTH: Lê Minh Hải 41 H .II . 2 : C ột Đ ịa T ần g Lo â 4 6 Tiểu luận tốt nghiệp GVHD: TS Cù Minh Hoàng SVTH: Lê Minh Hải 42 H.II.3: Cột địa tầng của mỏ Năm Căn Tiểu luận tốt nghiệp GVHD: TS Cù Minh Hoàng SVTH: Lê Minh Hải 43 II.3. ĐẶC ĐIỂM CẤU KIẾN TẠO. II.3.1 Các đơn vị cấu trúc Kết quả minh giải cấu trúc được biểu diễn trên các bản đồ cấu tạo đẳng thời và đẳng sâu của bảy ranh giới đã được minh giải. Các bản đồ đó đã phản ánh một cách tương đối chi tiết và toàn diện các cấu trúc địa chất có khả năng chứa dầu khí của khu vực nghiên cứu. Đối với các tầng sâu (Móng trước Đệ Tam đến đáy tập sét K) tồn tại hai hệ thống đứt gẫy có hướng Tây Bắc – Đông Nam và Á Vĩ Tuyến, còn đối với các tầng nông (từ Hz40 trở lên) hầu như chỉ còn hệ thống đứt gẫy hướng Tây Bắc –Đông Nam cắt qua. Có thể nói hệ thống đứt gẫy này hoạt động cho đến tận Mioxen muộn hoặc Plioxen. Chính do ảnh hưởng của hệ thống đứt gẫy hướng Tây Bắc – Đông Nam đã hình thành lên một dải cấu tạo lồi của vùng nghiên cứu. Dải cấu tạo này bao gồm Thổ Chu 1, Thổ Chu 2, Thổ Chu 3, Thổ Chu 4, Thổ Chu 5 và Thổ Chu 6. Đó là các cấu tạo lồi, hầu như khép kín bốn chiều đối với hầu hết các ranh giới đã minh giải, các cấu tạo này đã được xác minh chứa dầu khí bởi 06 giếng khoan thăm dò (TC- 1X đến TC-6X). Trên giải cấu tạo này còn tồn tại hai cấu tạo chưa được khoan kiểm tra đó là Thổ Chu 3 Tây, Thổ Chu 2 Tây. Các cấu tạo Thổ Chu 2 Tây và Thổ Chu 3 Tây nằm ở cánh nâng của đứt gẫy và là các cấu tạo được chắn phía Đông bởi các đứt gẫy thuận. Kết quả minh giải cấu trúc cho thấy đó là các cấu tạo có triển vọng nhưng chưa được khoan thăm dò. Tiểu luận tốt nghiệp GVHD: TS Cù Minh Hoàng SVTH: Lê Minh Hải 44 H.II.4: Bản đồ cấu trúc tầng chứa tập I lô 46 H.II.5: Bản đồ cấu trúc tầng chứa tập J lô 46 Tiểu luận tốt nghiệp GVHD: TS Cù Minh Hoàng SVTH: Lê Minh Hải 45 II.3.2. Đặc điểm đứt gãy Bảy bản đồ các tầng phản xạ được xác định và vẽ cho toàn bộ khối địa chấn 3D ở tỷ lệ 1/50 000 được minh giải chi tiết hơn (mạng lưới 5x10) để thành lập 7 bản đồ tương tự và được chuyển đổi ra độ sâu, tỷ lệ 1/25 000 làm cơ sở để tính toán tiềm năng dầu khí tại chỗ cũng như xác định vị trí giếng khoan. Về mặt kiến tạo, khu vực lô 46 thuộc bồn trũng Mã Lai, và trải qua ba pha hoạt động kiến tạo: Pha tách giãn Oligoxen, Mioxen hạ, pha nén ép từ Mioxen giữa đến Mioxen muộn và cuối cùng là pha lún chìm địa nhiệt khu vực vào thời kỳ Mioxen muộn và Plioxen. Hệ thống đứt gãy chính trong khu vực nghiên cứu có phương TB-ĐN, chủ yếu tập trung trên dải cấu trúc Thổ Chu 1, Thổ Chu 2, Thổ Chu 3, Thổ Chu 4, Thổ Chu 5 và Thổ Chu 6. Hệ thống này có vai trò trong việc hình thành các cấu tạo dạng “roll-over” ở cánh sụt cũng như dạng bẫy khép kín vào đứt gãy ở cánh nâng. Hầu hết các cấu tạo đã phát hiện trong khu vực nghiên cứu đều nằm trên dải cấu trúc chính có hướng TB-ĐN trong đó có cấu tạo Thổ Chu 2 Tây (TC2T) và Thổ Chu 3 Tây (TC3T). Cấu tạo Thổ Chu 2 Tây nằm ở phía Tây của cấu tạo Thổ Chu 2 (TC2), được phân biệt với cấu tạo Thổ Chu 2 (đã khoan một giếng khoan thăm dò TC-2X và đã phát hiện dầu khí) bởi đứt gãy có hướng TB-ĐN, có dạng khép kín tựa vào đứt gãy. Hình dáng cấu tạo của nó đơn giản, được chắn bởi đứt gãy có hướng B-N và TB- ĐN. Ở các tầng móng trước Đệ Tam và đáy tầng sét K cấu trúc của cấu tạo Thổ Chu 2 Tây được mở rộng sang cả cấu tạo Thổ Chu 3 Tây (TC3T), điều này cho thấy hai cấu tạo này có chung một qúa trình hình thành và phát triển. Cấu trúc của các tầng trẻ hơn từ Hz40, Hz70, Hz100, Hz120 và Hz165 cũng là các tầng chứa chính, có hình dạng tương đối giống nhau và đều khép kín vào đứt gãy. Biên độ khép kín của các tầng này ít thay đổi, thường vào khoảng 40 – 45m. Do khép kín tựa vào đứt gãy nên đứt gãy đóng vai trò quan trọng trong việc hình thành bẫy. Tiểu luận tốt nghiệp GVHD: TS Cù Minh Hoàng SVTH: Lê Minh Hải 46 Cấu tạo Thổ Chu 3 Tây (TC3T) cũng thuộc dải cấu trúc chính, nằm ở phía Tây của cấu tạo Thổ Chu 3 (cũng đã khoan một giếng thăm dò TC-3X và đã phát hiện dầu khí), phân cách với cấu tạo TC bởi đứt gãy có hướng TB-ĐN. Ba tầng cấu tạo dưới cùng là móng trước Đệ Tam, đáy tập sét K và tầng Hz40 có khép kín cấu tạo tựa vào hai đứt gãy có hướng Tây TB – Đông ĐN và đứt gãy có hướng TB – ĐN nối với nhau nên diện tích cũng như biên độ khép kín đều lớn. Còn các tầng trẻ hơn tầng Hz40, do đứt gãy hướng Tây TB – Đông ĐN chấm dứt hoạt động, nên biên độ và diện tích khép kín nhỏ hơn và chỉ phụ thuộc vào đứt gãy hướng TB-ĐN, các tầng từ Hz70 đến Hz165 đều có hai đỉnh cấu tạo khép kín vào đứt gãy, nhưng chỉ có đỉnh cấu tạo phía Nam là đáng kể. Cần lưu ý rằng đứt gãy Tây TB – Đông ĐN của cấu tạo TCT có biên độ dịch chuyển theo chiều thẳng đứng rất nhỏ (< 10 m) từ khoảng đáy tập sét K đến trên tầng Hz40, điều này có thể giải thích bởi sự hoạt động của đứt gãy liên quan đến trọng lực hơn là kiến tạo. II.4. HỆ THỐNG DẦU KHÍ II.4.1. Đặc điểm tầng sinh Sự phát hiện dầu khí ở các giếng khoan khu vực lô 46 và vùng phụ cận cho thấy sự hiện diện của đá mẹ sinh dầu ở tuổi trưởng thành cho cả dầu lẫn khí ở phía khu vực sâu của bồn trũng Mã Lai. Có hai loại đá mẹ sinh dầu khí đã được xác định là sét đầm hồ có tuổi Oligoxen và sét than có tuổi Mioxen sớm. Kết quả nghiên cứu địa hoá của công ty FINA cũng đã cho thấy tồn tại loại dầu có độ kết dính thấp vàø trung bình liên quan đến các tập sét than tuổi Mioxen sớm và dầu có độ kết dính cao liên quan đến tầng sét đầm hồ tuổi Oligoxen. II.4.2. Đặc điểm tầng chứa Như đã trình bày trong phần hai, các cấu tạo TC2/TC2T, TC3/TC3T đều nằm trên cùng một đới cấu trúc với mỏ Kekwa (thềm lục địa Malaysia), nên có một quá trình hình thành và phát triển tương tự như nhau. Ở mỏ Kekwa đã khoan ở Tiểu luận tốt nghiệp GVHD: TS Cù Minh Hoàng SVTH: Lê Minh Hải 47 hai cánh cấu tạo và kết quả cho thấy rằng chiều dày tầng chứa không bị ảnh hưởng bởi đứt gãy, điều đó có nghĩa là chiều dày tầng chứa ở hai cách đứt gãy tương tự nhau. Các bản đồ biên độ cũng cho thấy hệ thống channel không dịch chuyển khi cắt qua hệ thống đứt gãy. Như vậy có thể áp dụng mô hình tầng chứa của các cấu tạo đã khoan phía Đông cho các cấu tạo phía Tây, cụ thể là áp dụng mô hình tầng chứa ở cấu tạo Thổ Chu 2 cho cấu tạo Thổ Chu 2 Tây và Thổ Chu 3 cho cấu tạo Thổ Chu 3 Tây. Có thể dự đoán rằng tầng chứa ở cấu tạo TC2T là các lớp cát xen kẽ với các lớp sét phân bố theo dạng xếp chồng có tướng ven bờ tới đồng bằng châu thổ, các tập cát kết dạng kênh rạch. Lưu ý rằng kết qủa minh giải địa tầng tài liệu địa chấn cho thấy hầu hết các dấu hiệu về biên độ địa chấn ở cấu tạo Thổ Chu 2 đều phát hiện và có sự tương tự ở cấu tạo TC2T, và như vậy khả năng gặp các tầng chứa có dạng bẫy địa tầng ở cấu tạo TC2T là có. Mô hình tương tự như vậy cũng được sử dụng cho cặp cấu tạo TC3 và TC3T, và từ đó có thể dự đoán khả năng gặp các tầng chứa là các lớp cát xen kẽ với các lớp sét phân bố theo dạng xếp chồng có tướng đồng bằng sông ngòi đến trầm tích ven bờ. Kết quả minh giải địa tầng tài liệu địa chấn 3D cũng cho thấy các dấu hiệu về biên độ địa chấn giống nhau giữa cấu tạo TC3 và TC3T, dự báo khả năng cao gặp các dạng bẫy địa tầng khi khoan ở cấu tạo TC3T. Với mô hình tầng chứa như trình bày ở trên, ta thấy khó có thể liên kết được các tầng chứa từ giếng khoan này qua giếng khoan khác trên cùng một dải cấu tạo theo hướng từ Nam lên Bắc của khu vực nghiên cứu. II.4.3. Đặc điểm tầng chắn Các thành tạo chắn giữ dầu khí trong khu vực có thể được chia thành hai loại chủ yếu: Chắn cấu tạo và chắn kiến tạo (chắn bởi đứt gãy). II.4.3.1. Đặc điểm chắn cấu tạo Chắn cấu tạo bao gồm các tầng chính sau: Tiểu luận tốt nghiệp GVHD: TS Cù Minh Hoàng SVTH: Lê Minh Hải 48 Tầng chắn I: Đây là các tập sét Plioxen-Đệ Tứ có chiều dày hàng trăm mét, đóng vai trò tầng chắn khu vực cho toàn vùng. Hàm lượng sét ổn định, khoảng 85- 90%, độ hạt chủ yếu nhỏ hơn 0,001mm. Khoáng vật chủ yếu là montmorilonit và thứ yếu là hydromica. Xen kẽ trong các tầng sét là các lớp bột kết mỏng có đặc tính trương nở cao. Tầng chắn II: Là các tập sét đáy Mioxen dưới. Các tập này phân bố không liên tục, đóng vai trò tầng chắn địa phương cho các tầng sản phẩm bên dưới. Chiều dày của tầng này khoảng 25-60m, hàm lượng sét dao động từ 75-85%, độ hạt nhỏ hơn 0,001mm. Khoáng vật chủ yếu là montmorilonit, ngoài ra còn có Hydromica và Kaolinit. Tầng chắn III: Là các tập sét trong tầng Oligoxen, có bề dày lớn hơn 50- 200m và khá ổn định và đóng vai trò tầng chắn khu vực. Hàm lượng sét cao 80- 90%, khoáng vật chủ yếu là Montmorilonit và tổ hợp Hydromica-montmorilonit, độ hạt 0,001-0,003. II.4.3.2. Đặc điểm chắn đứt gãy Do đặc điểm của các cấu tạo TC2T, TC3T đều là dạng cấu tạo khép kín ba chiều và một chiều khép vào đứt gãy nên khả năng chắn của đứt gãy là rất quan trọng. Khả năng chắn của đứt gãy phụ thuộc vào các yếu tố như: Mức độ tiếp xúc của tập chứa đối với tập có độ thấm thấp (sét) qua đứt gãy, độ dẻo của các tập sét tạo khả năng trải căng ra của chúng tạo thành màn chắn ở bề mặt đứt gãy (clay smear), sự lấp đầy các khe nứt đứt gãy bằng các vật liệu hạt mịn có từ đới cà nát của đứt gãy (Shale gouge) và mức độ biến chất dọc theo đới đứt gãy làm mất một phần hoặc hoàn toàn độ rỗng. Để đánh giá mức độ tiếp xúc của tập chứa đối với tập có độ thấm thấp (sét) qua đứt gãy hướng Tây TB – Đông ĐN, biểu đồ Allan cho đứt gãy này đã được Tiểu luận tốt nghiệp GVHD: TS Cù Minh Hoàng SVTH: Lê Minh Hải 49 thực hiện. Theo biểu đồ này ta có thể thấy rằng hầu hết các tập cát ở cấu tạo TC3T khả năng chắn rất kém. Để đánh giá khả năng chắn đứt gãy của ba yếu tố còn lại biểu đồ tam giác đã được thực hiện dựa trên biên độ dịch chuyển thẳng đứng của đứt gãy và tỷ lệ cát/sét. Kết quả cuối cùng cho thấy khả năng là khả năng chắn đứt gãy của các tập chứa dưới FS40 ở cấu tạo TC3T là có rủi ro lớn. II.4.4. Di chuyển và nạp bẫy Dịch chuyển của dầu khí tới các bẫy tuy còn một vài ý kiến nhưng hầu hết các nghiên cứu đều cho rằng trong khu vực nghiên cứu tồn tại đồng thời hai cơ chế dịch chuyển ngang và thẳng đứng. Tuỳ từng vị trí cụ thể mà một trong hai cơ chế này đóng vai trò chủ đạo. Sự dịch chuyển ngang của hydrocarbon có thể thấy trong hầu hết địa tầng, trong Mioxen (tập H trở lên), ở các tầng này đá sinh và chứa xen kẹp và liền kề nhau, hydrocarbon sau khi sinh ra từ đá mẹ chỉ phải dịch chuyển ngang với quãng đường rất ngắn tới các tầng chứa. Do hydrocarbon có tỷ trọng nhẹ và các hệ thống đứt gãy thẳng đứng có mặt ở hầu hết trong khu vực nghiên cứu, nên có thể nói dịch chuyển thẳng đứng có vẻ chiếm ưu thế hơn trong các tồn tại các hệ thống đứt gãy này. Trong một số trường hợp đặc biệt hydrocarbon có thể dịch chuyển dọc các đứt gãy lên tận các tầng chứa gần bề mặt. Điển hình là sự di chuyển khí từ các tầng sinh đã trưởng thành nằm ở dưới sâu (tầng K) theo các đứt gãy và lấp đầy vào các bẫy của tầng chứa E và F đã chứng minh quan điểm dịch chuyển thẳng đứng và chứng tỏ dịch chuyển thẳng đứng đóng vai trò quan trọng. Sự có mặt của khí CO2 không hữu cơ trong các mỏ dầu khí cũng là những bằng chứng rõ ràng về sự dịch chuyển thẳng đứng. Đối với các tầng sinh và chứa nằm sâu hơn như I, J, K tới L, dầu sinh thành từ đá mẹ đầm hồ trong thời kỳ tách giãn (Syn rift) tới giai đoạn đầu sau tách giãn (early post rift). Các dầu này có tỷ trọng lớn hơn khí nhiều lần, mặt khác tỷ phần đá chứa trong các tầng trên khá l