Khóa luận Địa chất dầu khí khu vực bồn trũng Cửu Long

MỤC LỤC

Lời nói đầu Trang 1

PHẦN I : CÁC KHÁI QUÁT CHUNG VỀ BỒN TRŨNG CỬU LONG 5

Chương I : Lịch sử nghiên cứu 7

Chương II : Đặc điểm tổng quát của bồn trũng Cửu Long 11

I. Đặc điểm địa lý tự nhiên 11

II. Địa tầng tổng hợp 14

1. Đá móng trước Kainozoi. 14

2. Các thành tạo Kainozoi. 15

III. Đặc điểm kiến tạo khu vực Cửu Long. 20

Chương III : Lịch sử phát triển và cấu trúc địa chất bồn trũng Cửu Long. 26

A- Lịch sử phát triển địa chất bồn trũng Cửu Long 26

I. Giai đoạn Mezozoi muộn đầu Kainozoi 26

II. Giai đoạn Oligoxen sớm 26

III. Giai đoạn Oligoxen muộn 27

IV. Giai đoạn Mioxen 21

B. Cấu trúc địa chất bồn trũng Cửu Long

PHẦN II : ĐẶC ĐIỂM DẦU KHÍ THUỘC KHU VỰC BỒN CỬU LONG Chương I : Đá Mẹ 34

Chương II : Đá Chứa 42

I. Đá trầm tích 42

II. Đá móng 43

III. Đá phun trào 47

Chương III : Đá Chắn 49

Chương IV : Các Loại Bẫy 54

I. Bẫy cấu tạo 54

II. Bẫy phi cấu tạo 55

Chương V : Tiềm năng dầu khí 59

Chương VI : Các mỏ dầu khí ở bồn trũng Cửu Long

I. Mỏ Bạch Hổ 65

II. Mỏ Rạng Đông 70

III. Mỏ Rồng 73

IV. Mỏ Sư Tử Đen 76

Kết luận 81

Tài liệu tham khảo 83

 

 

 

 

doc84 trang | Chia sẻ: maiphuongdc | Lượt xem: 5983 | Lượt tải: 1download
Bạn đang xem trước 20 trang tài liệu Khóa luận Địa chất dầu khí khu vực bồn trũng Cửu Long, để xem tài liệu hoàn chỉnh bạn click vào nút DOWNLOAD ở trên
ŨNG CỬU LONG CHƯƠNG I ĐĂC ĐIỂM ĐÁ MẸ Đối tượng của việc nghiên cứu đá mẹ là xác định trong khu vực bồn trũng Cửu Long những sự biến đổi địa tầng và biến đổi có tính khu vực về : - Sự giàu cacbon hữu cơ - Sự chín tới của đá mẹ(sinh thành) - Chất lượng của đá mẹ - Số lượng kiểu hydrocacbon được sinh thành do đá mẹ - Sự dịch chuyển của dầu khí 1-SỰ GIÀU CACBON HỮU CƠ Ơû phạm vi bồn trũng Cửu Long các trầm tích hạt mịn tuổi Mioxen không có khả năng sinh dầu. Bởi vì chúng có chứa cacbon quá thấp nhỏ hơn 0,53 %. Mặc dầu điều kiện nhiệt độ đã đạt tới ngưỡng tạo dầu. Các trầm tích hạt mịn tuổi Oligoxen là thoả đáng cho tiêu chuẩn đá mẹ sinh dầu. Ở khu vực sinh dầu tối thiểu củ bồn trũng cho đá mẹ phải lớn hơn 1%. Cacbon hữu cơ trung bình của đá mẹ sinh dầu khu vực tới 2%. Điều kiện nhiệt độ đã đạt tới ngưỡng tạo dầu phần lớn thuộc kerogen loại II(sapropol) có chất lượng dầu tốt của tập trầm tích được sinh thành trong thời kỳ biển tràn rộng lớn nhất ở cuối Oligoxen (từ bồn trũng Nam Côn Sơn vào phía Đông Bắc bồn trũng Cửu Long). Ơû cuối Oligoxen hướng trục Đông Bắc (lô 15) lún chìm mạnh mẽ nhất các chất trầm tích mịn giàu plankton và dày hơn khu vực Tây Nam (phạm vi lô 16). Ở phía này hệ thống sông Mekông có khống chế tạo thành các trầm tích thô hơn thuộc phần giữa (delta front) và đồng bằng châu thổ (delta plain ). 2- CHẤT LƯỢNG ĐÁ MẸ -Chất lượng của đá mẹ trong suốt khu vực được đánh giá bởi việc điều tra độ dày, loại kerogen, tổng hàm lượng vật chất hữu cơ (TOC từ 2%-10%), chỉ số HI >500mg/g TOC và chỉ số HC đều đạt ngưỡng tạo dầu. -Đá mẹ tốt nhất gồm những đá sét giàu vật liệu hữu cơ được hình thành trong môi trường biển, hồ và delta. Những phân tích về dầu đang tồn tại trong khu vực nghiên cứu có thể giúp biết được nguồn gốc của môi trường trầm tích. Nếu chất lượng những số liệu này tốt ta có thể biết được đâu là môi trường hình thành dầu và khí hoặc chỉ khí. Ví dụ những lớp than lắng tụ trong môi trường tam giác châu trên thì hầu như sinh khí nhiều hơn là dầu. Vật chất hữu cơ của đá mẹ có nguồn gốc hổn hợp trong chúng có mặt cả Kerogen loại II và III sự hổn hợp này phù hợp với điều kiện vị trí địa lý của bồn trũng vào lúc bấy giờ. Hệ thống sông Mêkông từ Tây Bắc và Tây Nam đổ vào bồn trũng mang theo lượng vật chất hữu cơ từ thực vật bậc cao từ lục địa tham gia vào hàm lượng hữu cơ cao của bùn prodelta phong phú plankton biển và tạo nên hổn hợp Kerogen, song khi Kerogen loại II trội hơn hẳn loại III (chỉ gặp ở 15G ), các Kerogen loại III (giếng 15G ) có hàm lượng cacbon hữu cơ 1- 3%. Mặc dù có sự pha trộn với Kerogen loại III nhưng các thông số đá mẹ vẩn khá cao điều náy chứng tỏ tính trội hơn hẳn của Kerogen loại II trong đá mẹ. Ơû Bạch Hổ có tiềm năng hữu cơ cao hơn so với các khu vực xung quanh vì nó nằm trong phạm vi đá mẹ. Các vĩa cát kết thuộc Oligoxen ở mỏ Rạng Đông có phạm vi phân bố hẹp và chất lượng vĩa không tốt (Oligoxen dưới : độ rỗng 8-14%, độ thấm 1-100mD và Oligoxen trên : độ rỗng 11-19%, độ thấm 1-50mD). Trong khi đó ở lô 15.1 lại bắt gặp vỉa chứa dầu chất lượng khá tốt Oligoxen trên (độ rỗng 18-25%, độ thấm 100-1000mD. Điều này cũng cho thấy các vĩa chứa Oligoxen có chất lượng thay đỗi và phân bố phức tạp trong bồn trũng Cửu Long. Còn Các vĩa cát kết thuộc Miocene dưới phát hiện ở các mỏ Rồng, Rạng Đông, Sư Tử Đen, Ruby có độ rỗng rất tốt (20-29%), độ thấm có giá trị lên đến 7000mD. 3- ĐỘ TRƯỞNG THÀNH VẬT CHẤT HỮU CƠ Sau khi trầm tích của tập Trà Tân được lắng đọng trong bồn trũng. Vào cuối Oligoxen đầu Mioxen xảy ra sự thay đỗi chế độ kiến tạo từ tách giãn sang sụp lún. Lúc đó nguồn nhiệt sinh ra từ các hoạt động kiến tạo như tách giãn, sụp lún, hút chìm và va chạm giữa các mảng và cộng với nguồn nhiệt sinh ra do các giai đoạn biến chất như : tạo đá, nhiệt xúc tác và biến chất do hoạt động lún chìm đã cung cấp năng lượng sưởi ấm Hydrocarbon bên dưới. Xong hoạt động mạnh nhất chỉ xảy ra ở thời cận đại tức là cuối Mioxen muộn–Plioxen-Pleixtoxen. Cùng thời điểm đó bên trên đã hình thành tầng sét Rotalia mang tính khu vực cho toàn bồn trũng cho nên lượng nhiệt được giữ lại do lớp chắn đã hoàn chỉnh không mang tính địa phương như trước. Do đó thuận lợi cho sưởi ấm vật chất hữu cơ ở dưới sâu, kích thích sự chuyển hóa mạnh vật liệu hữu cơ sang Hydrocarbon. Sau đó chúng bị ép ra khỏi đá mẹ và di cư vào các bẫy chứa. Đánh giá mức độ trưởng thành vật chất hữu cơ bằng phân tích đo mức độ phản xạ của Maceral Vitrinit (Ro)cho thấy trong vùng nghiên cứu các thành tạo trầm tích tuổi từ Oligoxen đến Mioxen sớm đã nằm trong khoảng trưởng thành muộn đến chưa trưởng thành với mức độ khác nhau. Bảng đánh giá mức độ trưởng thành vật chất hữu cơ Tập Ro Mức độ trưởng thành TràTân trên 0.7-1.7 Cửa sổ tạo dầu/một phần tạo khí Trà Tân giữa 0.5-1.3 Cửa sổ tạo dầu Trà Tân dưới 0.3-0.6 Chưa tạo dầu / mới tạo dầu Bạch Hổdưới < 0.5 Chưa tạo dầu Tầng đá mẹ ở khu vực này xuất hiện vào cuối Oligoxen dự tính khoảng 30 triệu năm đến nay. Đó là thời kỳ hai bồn trũng Cửu Long và Nam Côn Sơn thông thương với nhau dài nhất trong Oligoxen. Ở những nơi lún chìm sâu nhất đạt tới ngưỡng cửa tạo dầu có tuổi Mioxen giữa có độ sâu 3500-600m đá mẹ bắt đầu tạo dầu vào cuối Mioxen muộn. Trong các khu vực đá mẹ ở chiếu sâu 3500m trở lên thì bước “cửa sổ” tạo dầu ở tuổi Plioxen. Độ sâu của ngưỡng tạo dầu tăng dần từ vùng rìa (2400-2600m) về phía trung tâm (3600-3800m) và đồng thời nhiệt độ tăng từ 1060 – 1180 ( trung bình là 1120). Chiều dày của pha tạo khí ẩm và condensat đạt tới 1000m tối đa và trung bình là 500m. Ơû khu vưc bồn trũng Cửu Long chưa có vị trí nào của đá đạt tới ngưỡng tạo khí khô. 4- ĐƯỜNG DI CHUYỂN CỦA DẦU KHÍ -Trước khi đá mẹ trưởng thành đã tạo điều kiện cho sự lấp đầy của bẩy thuận lợi ngay từ khi có sự dịch chyển nguyên sinh của Hydrocarbon (thời gian dịch chuyển ra khỏi đá mẹ vào đá chứa là khoảng 10.4-10.5 triệu năm, tương ứng với thời kì cuối Mioxen trung, đầu Mioxen thượng và hiện nay vẫn tiếp tục) cho thấy bẫy được hình thành trước thời gian sinh và đẩy dầu ra khỏi đá mẹ. -Tại thời điểm dầu được sinh ra và đẩy khỏi đá mẹ, đường di chuyển cần phải được tồn tại từ đá mẹ đến bẫy. Đây có thể là một con đường có vật liệu thống nhất về mặt thạch học hoặc một mặt đứt gãy hoặc có thể là bề mặt bất chỉnh hợp. Đường di chuyển hầu như xảy ra ở nơi mà đá mẹ về mặt địa tầng gần với tầng chứa. Đường di chuyển sẽ trở nên phức tạp hơn nếu tầng chứa nằm xa đá mẹ. -Đường di chuyển của Hydorcarbon được cho là phức tạp nhất trong đánh giá một tích tụ Hydorcarbon. Có nhiều vấn đề phải xem xét như sau : +Sự thay đỗi tướng đá trong tầng chứa. +Quá trình diagenesis trong tầng chứa. +Sự thay đổi tướng của tầng chắn khu vực và địa phương. +Sự cản trở đường di chuyển của Hydorcarbon vì Hydorcarbon bị cô đặc do thành phần nhẹ bị bốc hơi. * TÓM LẠI Trầm tích Kainozoi ở bồn trũng Cửu Long có bề dày khá lớn và được phát triển liên tục. Các thành tạo trầm tích chủ yếu là sét kết, bột kết được lắng đọng trong môi trường hồ nước ngọt, lợ hoặc đầm lầy ven sông trong vùng địa lý khí hậu nhiệt đới gió mùa trong suốt thời kí Đệ Tam chứa rất giàu vật chất hữu cơ thuộc kerogen loại I, II so với điều kiện đáy tương đối yên tĩnh và thiếu oxy là các đối tượng cần nghiên cứu chi tiết cho xác định đá mẹ có khả năng sinh dầu trong mặt cắt trầm tích. Các thành tạo trầm tích có tuổi Oligoxen sớm (điệp Trà Cú) và Mioxen sớm (phụ điệp Bạch Hổ dưới) được lắng đọng chủ yếu trong điều kiện đồng bằng sông rất nghèo vật chất hữu cơ. Tuy nhiên trong mặt cắt trầm tích có những khoảng lắng đọng trong môi trường đầm lầy ven sông với các thành tạo sét kết, bột kết chứa tướng hữu cơ tổ hợp kerogen loại I, II, III nhưng diện phân bố mang tính địa phương cục bộ. Các thành tạo này chính là các tầng đá mẹ lí tưởng nhưng qui mô không lớn. Các thành tạo trầm tích sét kết, bột kết tuổi Oligoxen muộn (điệp Trà Tân) được thành tạo trong môi trường hồ nước ngọt xen kẽ luôn phiên nhau theo lịch sử phát triển bể trầm tích Cửu Long. Hàm lượng vật chất hữu cơ bao gồm chủ yếu là sapropel/amorphus (kerogen loại I, II ) ở trung tâm vĩa và giảm dần ra ven rìa đồng thời thành tạo humic (kerogen loại III) cũng tăng lên tương đối hàm lượng vật chất hữu cơ khoảng 1,0-2,7% và có những tập trầm tích đạt giá trị cao hơn. Các thành tạo này là nguồn đá mẹ chính và lí tưởng với chiều dài trầm tích khá lớn và chúng là nguồn đá mẹ chính cho sinh thành hydrocacbon của bể Cửu Long. Các thành tạo trầm tích tuổi Mioxen sớm (phụ điệp Bạch Hổ trên) được thành tạo trong môi trường hồ nứơc ngọt xen kẽ luôn phiên nhau theo lịch sử phát triển bể trầm tích Cửu Long. Hàm lượng vật chất hữu cơ gồm humic thuộc kerogen loại III là chính, nhưng các tảo Botryococcus, Pediastrum giàu chất béo rất phong phú trong mặt được xếp vào kerogen loại II. Tầng sét biển chứa rất phong phú sapropel/amorphus (kerogen loại I, II) có chiều dày 30-50m và diện phân bố rộng khắp trong bể Cữu Long và có vai trò làm tầng chắn khu vực tốt. MÔ HÌNH MÔ PHỎNG QUÁ TRÌNH TÍCH TỤ DẦU KHÍ TRONG ĐÁ MÓNG NỨT NẺ MỎ BẠCH HỔ CHƯƠNG II ĐẶC ĐIỂM ĐÁ CHỨA VÀ ĐẶC TÍNH CHỨA Ở BỂ CỬU LONG I. ĐÁ TRẦM TÍCH Trầm tích tuổi Oligoxen chủ yếu là trầm tích lục nguyên, được chứa trong các bẫy có tướng đầm hồ, tam giác châu dạng đá cát kết, bột kết. Chất lượng chứa không tốt do hầu hết tầng chứa đều bị chôn vùi ở độ sâu khá lớn, độ rỗng nguyên sinh giảm đáng kể do đó phần lớn dầu chứa trong độ rỗng thứ sinh. Độ rỗng thấp và độ thấm kém nên khả năng khai thác dầu trong tầng chứa của trầm tích Oligoxen chỉ ở mức trung bình. Các tầng chứa dầu trong tầng này gặp trong các mỏ như Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông, RuBy v.v...Vật chất hữu cơ trong trầm tích Oligoxen dưới và phần đáy của trầm tích Oligoxen trên đã qua pha chủ yếu sinh dầu hoặc đang nằm trong pha trưởng thành muộn còn phần lớn các vật liệu hữu cơ trong trầm tích Oligoxen trên đang trong giai đoạn sinh dầu mạnh nhưng chỉ giải phóng một phần Hydrocarbon vào đá chứa. Từ đó cho thấy vai trò sinh dầu của vật liệu hữu cơ trong trầm tích Oligoxen ở bồn trũng Cửu Long là rất quan trọng và mang tính quyết định đối với quá trình di cư và tích lũy Hydrocarbon vào bẫy chứa. Tầng chắn ở tầng Oligoxen chỉ mang tính khu vực hình thành trong môi trường đầm hồ và sông ngòi. Sản lượng khai thác dầu khí thuộc trầm tích tuổi Oligoxen và Mioxen hạ chiếm 20% tổng sản lượng khai thác dầu khí ở bồn trũng Cửu Long. Trầm tích của miệng sông hình thành một thân cát rất lớn, độ dày lên đến 100m, độ rỗng từ 10-25%, có khả năng chứa rất tốt. Môi trường lòng hồ hay đới xa bờ là môi trường rất thuận lợi cho việc hình thành một tầng sinh và đá chắn, nơi đây vật liệu mịn hạt là chủ yếu, với hàm lượng vật chất hữu cơ cao do đất liền đưa ra, bên cạnh môi trường biển cũng đóng góp một lượng vật chất hữu cơ rất lớn cho việc tạo thành dầu khí. Các vật chất hữu cơ này nằm xen kẽ nhau phụ thuộc vào đợt biển tiến và lùi do các hoạt động kiến tạo gây nên. Phần lớn cát kết ở độ sâu trên 4000m đều có độ rỗng nhỏ khoảng 4%. Các vĩa cát kết thuộc Mioxen dưới phát hiện ở các mỏ Rồng, Rạng Đông, Sư Tử Đen, Ruby có độ rỗng rất tốt (20-29%), độ thấm có giá trị lên đến 7000mD. Các vĩa cát kết thuộc Oligoxen ở mỏ Rạng Đông có phạm vi phân bố hẹp và chất lượng vĩa không tốt (Oligoxen dưới : độ rỗng 8-14%, độ thấm 1-100mD và Oligoxen trên : độ rỗng 11-19%, độ thấm 1-50mD) . Trong khi đó ở lô 15.1 lại bắt gặp vỉa chứa dầu chất lượng khá tốt Oligoxen trên (độ rỗng 18-25%, độ thấm 100-1000mD. Điều này cũng cho thấy các vĩa chứa Oligoxen có chất lượng thay đỗi và phân bố phức tạp trong bồn trũng Cửu Long . II. ĐÁ MÓNG Đá móng kết tinh trước Kainozoi là đối tượng chứa dầu khí rất quan trọng ở bồn trũng Cữu 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 đạt tới 1000mD. Đặc tính thấm chứa của đá móng tại một số mỏ biến đổi trong phạm vi rộng và hết sức phức tạp. Nó phụ thuộc chặt chẽ vào mức độ biến đổi, phá huỷ và cà nát của đá. Hiện tượng khá phổ biến trong mặt cắt đá móng là có sự xen kẽ giữa các đới có tính chất thấm chứa tốt với các đới đá đặc sít không hoặc thấm chứa rất kém. Sự xen kẽ này nhiều khi lập di lập lai nhiều lần trong một khoảng độ sâu không lớn của ngay cùng một giếng khoan. Ở khu vực đá bị biến đổi mạnh hoặc xung quanh các đới đứt gãy phá huỷ lớn, độ rỗng và độ thấm của đá cao hơn hẳn so với các nơi khác. Xu thế chung là tính chất rỗng, thấm của đá giảm theo chiều sâu. Tại mỏ Bạch Hổ, các đới đá có tính thấm chứa cao thường tập trung vào nhiều trong khoảng độ sâu 100-250m đầu tiên kể từ đá móng (phần lớn rơi vào độ sâu 3100-3900m). Tuy nhiên trong khoảng độ sâu này cũng vẫn có sự xen kẽ giữa các lớp đá thấm và chứa tốt và các lớp đá đặc sít không có khả năng thấm chứa. Nhìn chung ở độ sâu lớn hơn 4500m, đa phần đá móng ít bị biến đổi hoặc không bị biến đổi và độ rỗng cũng như độ thấm của đá là rất nhỏ hoặc gần như gần bằng không. Mặc dù khối lượng các đá móng bị biến đổi mạnh có chứa dầu khí giới hạn trong những đá có độ rỗng trung bình 5,9% và độ thấm từ 1 đến vài mD chỉ chiếm khoảng 20% tổng mặt cắt của đá móng đã khoan qua, nhưng thực tế nó lại chiếm tới 85% trữ lượng của các thân dầu trong móng ở mỏ Bạch Hổ. Một điểm cần lưu ý là ở những khoảng độ sâu có mặt tỷ lệ cao của các khoáng vật Zeolit thứ sinh, thì nơi đó lưu lượng dòng chảy bị giảm đáng kể. Những khoáng vật kể trên chẳng những đã làm giảm tính chất thấm chứa của các đá mà còn rất dễ bị tác động hoà tan của kết tủa khi đang khai thác và đặt vị trí các giếng khoan bơm ép trong đá móng tại khu vực mỏ Bạch Hổ cũng như một số khu vực khác tại bồn trũng Cửu Long. Bảng 1 :Không gian rỗng trong đá móng Granitoid mỏ Bạch Hổ Khu vực Độ rỗng nhìn thấy(%) Khe nứt(%) Hang hốc (%) Vòm Bắc 0.3- 12.3 3.17 0.0- 7.3 1.42 0.2-8.3 1.75 Vòm Trung Tâm 0.4-8.5 3.59 0.2-5.5 2.2 0.3-3.8 1.39 -Đá chứa quan trọng nhất là đá móng granite và granodiorit phong hoá nứt nẻ với bề dày lớn hơn 1000m. Nứt nẻ trong đá móng được phát triển theo chiều thẳng đứng trong những khu vực khác nhau với độ rỗng từ 1-5%.(tìm hiểu thêm ở phần phụ lục). -Đá móng của thềm lục địa Việt Nam bị nứt nẻ và biến đổi bởi ảnh hưởng của các quá trình co giãn nhiệt của khối magma, quá trình kiến tạo, quá trình biến đổi chất nhiệt dịch, quá trình phong hóa. -Khả năng chứa của đá móng ở bồn trũng Cửu Long khá tốt. Dầu khí được tìm thấy trong móng chiếm trữ lượng rất lớn do nứt nẻ trong đá móng lớn làm cho độ rỗng và độ thấm đạt nên chứa dầu rất lớn. Bảng 2: kết quả đo độ rỗng, độ thấm các giếng khoan cấu tạo Ngọc. SSTT Độ sâu Độ rỗng hở(%) Độ rỗng chung(%) Dung trọng(g/cm3) Tỷ trọng 11 -2924(*) 0.8 2.08 2.58 2.64 22 2927(*) 1.1 3.19 2.57 2.65 33 2927(*) 1.0 2.01 2.59 2.64 44 2929(*) 0.6 1.78 2.58 2.63 55 2931(*) 0.4 1.46 5.60 2.64 66 2985(+) 1.3 2.15 - - 77 3002(+) 1.15 2.00 - - 88 3011(+) 1.2 2.15 - - 99 3018(+) 1.45 3.00 - - 110 3030(+) 1.40 2.8 - - 111 3037(+) 1.5 3.00 - - 112 3053(+) 1.7 3.50 - - 113 3058(+) 1.5 3.20 - - 114 3063(+) 1.2 2.30 - - 115 3066(+) 1.7 4.8 - - III. ĐÁ PHUN TRÀO Hầu hết những đá magma phun tràotrong vùng còn tươi hoặc mới bị biến đổi yếu là những đá không hoặc chỉ có khả năng thấm chứa rất kém. Quá trình biến đổi thứ sinh như đã nói ở trên đã làm thay đổi thành phần khoáng vật mà cả tính chất thạch vật lý của đá. Kết quả phân tích chỉ ra tính chất thấm, chứa được quyết định bởi hai yếu tố chính là cấu tạo nguyên sinh và đặc tính biến đổi cua đá phun trào. Các đá có cấu tạo hạnh nhân và lổ hổng (bazan, diaba, andezite) khi chưa bị lấp đầy bằng các khoáng vật thứ sinh thường có độ rỗng nguyên sinh cao hơn nhiều so với những đá có cấu tạo khác . Tuy nhiên, đa phần các lổ rỗng nguyên sinh đó ít hoặc chưa được lưu thông với nhau. Khi trong đá xuất hiện những lổ rỗng thứ sinh dạng hang hốc, vi hang hốc do sự hoà tan rữa lủa khoáng vật kém vững bền và dạng khe nứt, vi khe nứt do bị cà nát, nứt nẻ sẻ làm cho một số lỗ rỗng lưu thông với nhau .Và như vậy các đá phun trào này có thể biến thành đá có khả năng thấm, chứa được chất lưu ở những mức độ nhất định. Các đá diabaz có chứa dầu tại cấu tạo Rồng-6 (độ rỗng thay đổi từ 5-14%) và những đá andezite, tuf –andezite với tính chất thấm chứa cao gặp ở 16-BV là những minh chứng cho nhận định trên. Ngược lại, khi những lỗ hổng này bị lấp đầy bởi các khoáng vật thứ sinh nguồn gốc thuỷ nhiệt (zeolit, cancid) hoặc nguồn gốc phong hoá(clorite, smectit, kaolinit) thì tính chất thấm nguyên sinh giảm đi rất nhiều. Điều này có thể giải thích vì sao có một số đá phun trào có độ rỗng tương đối tốt nhưng độ thấm thì lại rất thấp. Kết quả phân tích đặc tính độ rỗng và độ thấm của đá magma phun trào ở một số lổ khoan được chỉ ra ở bảng 4. Nhìn chung các đá magma phun trào trong Oligoxen và đá móng có tính thấm chứa tốt hơn nhiều so với các đá cùng loại của Mioxen sớm (coi thêm phụ lục). Bảng 4 : Kết quả phân tích độ rỗng và độ thấm. Lổ khoan Phức hệ Loại đá THEO ĐVLGK THEO PHÂN TÍCH LỔ KHOAN ĐỘ RỖNG CHUNG (%) ĐỘ THẤM (mD) RỖNG CHUNG (%) RỖNG HIỆU DUNG % ĐỘ THẤM (mD) Ruby-4 Bạch Hổ bazan 16.6 Ruby-3 Bạch Hổ bazan 14.9 Topaz Bạch Hổ bazan 17.8 Diamond Bạch Hổ bazan 19.2 16-BD Trà Tân Diaba 10.7 8.25 5.2 0.05 16-Bv Trà Tân Andezit 23.0 23.9 20.7 13.2 Rồng-6 Trà Tân Diaba 12.0 Rồng-8 Trà Tân Diaba 5.5 2.7 Rồng-9 Trà Tân Diaba 12.5 CHƯƠNG III ĐẶC ĐIỂM ĐÁ CHẮN Đá chắn ở khu vực bồn Cửu Long được chia làm hai loại : - Đá chắn khu vực. - Đá chắn địa phương. 1- ĐÁ CHẮN KHU VỰC Sự đánh giá mặt cắt thạch học giếng khoan trong khu vực bồn trũng đã xác định được lớp chắn giữa dầu và khí ớ khu vực bồn trũng là một tập sét kết dày tuổi Mioxen giữa phủ toàn bộ mặt cắt từ Mioxen dưới đến trầm tích Oligoxen. Ranh giới trên của nó được xác định bởi tấng phản xạ địa chấn số 3 như đỉnh của phụ điệp dưới Nam Côn Sơn hay đỉnh của lớp Rotalia được thiết lập có tính chất địa tầng sinh vật. Không phổ biến hydrocacbon có ý nghĩa trên mặt chắn khu vực bồn trũng. Chiều dài của tầng sét kết Rotalia này tăng về phía trung tâm bồn trũng. Đặc điểm của lớp sét này có màu xám xanh lá và đa số ở các mặt cắt giếng khoan có nhiều hoá thạch Rotalia. 2- CÁC LỚP ĐÁ CHẮN ĐỊA PHƯƠNG Ơû phần đáy của mặt cắt của điệp Bạch Hổ và điệp Trà Tân các tập cát kết chứa được bị tách biệt bởi tập sét kết có chiều dày từ 3-9m. Đôi khi có chiều dày sét kết từ 14-70m trong Mioxen và trong Oligoxen (điệp Trà Tân ) mà có thể đánh giá có khả năng chắn hiệu dụng cho các khoảng chứa dầu (Mioxen và Oligoxen) nằm trên các bẫy có khả năng chứa dầu ở khu vực. 3-TÓM LẠI Tầng chắn bao gồm các vật liệu sét thuộc các tướng trầm tích sau : -Sét biển (Marine shale) -Bưng, đìa (Marsh, swamp) -Vũng, vịnh (Interdistributary bay) -Đồng bằng ngập lụt (Overbank splay) -Lòng hồà (Open Lacustrine) Thuộc các môi trường sông ngòi (Fluvial), đồng bằng tam giác châu (Delta plain), lòng hồ (Open lacustrine). Hầu như tầng chứa tập BI.1 (Mioxen sớm) trong bồn Cửu Long cũng như ở mỏ Rạng Đông, Rồng, Bạch Hổ, Sư Tử Đen và Ruby đều được chắn bởi tập sét khu vực của điệp Bach Hổ trên (tập BI.2), tập sét này có độ dày từ vài chục mét ở rìa bồn đến vài trăm mét (200-600m) ở trung tâm bồn tương ứng với môi trường đồng bằng ven biển đến biển nông hoàn toàn. Tập sét này hình thành do quá trình biển tiến vào toàn bồn trũng ở cuối giai đoạn Mioxen sớm. Ngoài ra còn có tập sét tràn bờ là một tầng chắn quy mô nhỏ nằm xen kẽ với cát kết của môi trường sông ngòi. Tùy thuộc địa hình và nơi cung cấp vật liệu mà các tầng chắn này cũng có chất lượng khác nhau ở những nơi khác nhau . Tập sét môi trường lòng hồ và tam giác châu trong tập sét này phân bố rộng rãi trong bồn. Do hàm lượng sét tương đối cao, độ dày 300-500m và được xem là tầng chắn hiệu quả cho đá móng và đá chứa trầm tích Oligoxen. Tuy vậäy khả năng chắn của tập sét không ổn định tùy thuộc vào môi trường lắng đọng. Thường thì tập sét nhiều cát và mỏng hơn từ trung tâm bồn trũng ra đến rìa bồn. Những vật liệu sét xen kẽ với nhau có thể được thay thế làm tầng chắn ở những nơi mà tập sét bị vắng mặt. Tuy nhiên do ảnh hưởng của hoạt động kiến tạo, tạo ra những đứt gãy và các pha phun trào xuyên cắt tới tận trầm tích Oligoxen muộn nên đôi khi trong móng hoặc là chứa nước hoặc là phát hiện tích tụ dầu không có giá trị công nghiệp do tầng chắn không còn hiệu quả (khu vực rìa Đông Bắc của bồn trũng Cửu Long : như giếng Agate-1x, Opal, vv). Tập sét thuộc thời kỳ đồng tạo rift hình thành những tập sét thuộc môi trường hồ, hoặc sét tràn bờ xen kẽ n bờ (overbank shale ) xen kẽ thể là môt tầng chắn cho đá chứa mảnh vở của tập E thuộc tướng Fluvial , alluvial fcó thể là một tầng chắn cho đá chứa mảnh vở của tập thuộc tướng cát kết lòng sông, nón phóng vật hoặc đá móng. Nhưng tập sét này phân bố không liên tục, chủ yếu ở trung tâm địa hào. +Đánh giá chất lượng tầng chắn ở bồn trũng Về chất lượng chắn của vật liệu sét phụ thuộc nhiều vào độ thuần khiết, thành phần và độ trưởng thành của đá sét tạo nên tầng chắn. Khi mới lắng đọng, sét có độ rỗng rất cao (50-70%) khi chuyển thành đá sét, độ rỗng chỉ còn khoảng 30-40% và khi kết thúc giai đoạn hậu sinh thì độ rỗng chỉ còn lại 3-5%. Thực tế cho thấy các tầng chắn của Oligoxen trên móng trước đệ tam đã hội đủ các yếu tố này, do đó có chất lượng rất tốt, nhiều nơi tầng chắn này chỉ khoảng 10-20m nhưng cũng là tầng chắn rất hiệu quả trên móng và đá chứa tầng Oligoxen. Trong khu vực Đông Bắc th

Các file đính kèm theo tài liệu này:

  • docĐịa chất dầu khí khu vực bồn trũng Cửu Long (KL2005).doc