Khóa luận Một số đặc điểm địa hóa tầng đá mẹ oligocene hạ- Bồn trũng cửu long

hước lớn, độ lựa chọn kém, hạt sắc cạnh. Trong cát gặp nhiều mảnh hóa thạch sinh vật, glauconit và đôi khi cả tuff. Trầm tích Pliocene-Đệ từ—điệp Biển Đông (N2-Qbđ): Trầm tích của điệp này phủ bất chỉnh hợp trên trầm tích Miocen, đánh dấu một giai đoạn mới của sự phát triển trên toàn bộ trũng Cửu Long, cho thấy tất cả bồn được bao phủ bởi biển. Điệp này được đặc trưng chủ yếu là cát màu xanh, trắng có độ mài tròn trung bình, độ lựa chọn kém, có nhiều glauconit. Trong cát có cuội thạch anh nhỏ. Phần trên các hóa thạch giảm, cát trở nên to hơn, trong cát có lẫn bột, chứa glauconit. CHƯƠNG II: CƠ SỞ ĐỊA HÓA TRONG VIỆC ĐÁNH GIÁ ĐỘ TRƯỞNG THÀNH TẦNG ĐÁ MẸ SINH DẦU I. KHÁI NIỆM VỀ ĐÁ MẸ Đá mẹ là một loại đá trầm tích có thành phần hạt mịn, giàu vật chất hữu cơ có khả năng biến đổi trong điều kiện nhất định như nhiệt và thời gian trong một quá trình trưởng thành sinh dầu hoặc khí. Phân loại theo thành phần thạch học: -Đá mẹ sét là loại phổ biến được lắng đọng trong các môi trường khác nhau. - Đá mẹ silic là loại do sự lắng đọng trong của sét silic ở nơi phát triển diatom. - Đá mẹ là vôi liên quan tới bùn vôi, sau khi giải phóng nước tạo thành sét vôi và các ám tiêu san hô chứa nhiều vât liệu hữu cơ. Tầng đá mẹ phong phú vật liệu hữu cơ là tầng hạt mịn, dày, nằm ở miền lún chìm liên tục, trong điều kiện yếm khí (thiếu oxygen). Trong thực tế thăm dò và khai thác, đá mẹ được định nghĩa là loại đá đã sinh và đẩy dầu hoặc khí ra khỏi nó với số lượng đủ tích lũy thương mại. Ở đây, đá mẹ được phân chia theo các cấp độ sau: + Đá mẹ tiềm tàng: là loại đá vẫn còn được che nay, với trình độ khoa học kĩ thuật hiện tại chưa khám phá và khai thác được. + Đá mẹ tiềm năng: là loại đá có khả năng sinh dầu khí nhưng chưa đủ trưởng thành về nhiệt độ. + Đá mẹ hoạt động: là loại đá có khả năng sinh dầu khí. + Đá mẹ không hoạt động: là loại đá vì lý do nào đó không sinh ra dầu khí. Không phải bất kì một loại đá nào cũng có thể trở thành đá mẹ, yêu cầu cơ bản cho một loại đá trở thành đá mẹ là một loại đá trầm tích mịn hạt, phong phú vật liệu hữu cơ, và phải được tích tụ trong môi trường khử nghèo oxy. Để xác định một loại đá có phong phú vật liệu hữu cơ để trở thành đá mẹ hay không người ta sử dụng chỉ số TOC (Total Ogranic Cacbon) –tổng số vật chất hữu cơ trong đá. Đối với đá sét: TOC =0,5-2%, nếu dưới 0,5% đá đó không là đá mẹ. Đối với đá cacbonat: TOC > 0,25%, dưới 0,25% không là đá mẹ. Độ giàu vật liệu hữu cơ còn được xác định bằng hàm lượng hydrocacbon tiềm năng( S2-tính bằng kgHC/tấn đá, thu được từ nhiệt phân Rock-Eval). Các nhà nghiên cứu địa hóa đã tiến hành nghiên cứu hàng ngàn mẫu vật cho nhiều bể trầm tích sinh giàu để đánh giá độ giàu vật chất hữu cơ của đá mẹ theo hai thông số trên. Các phương pháp này được coi là tiêu chuẩn tối ưu nhất cho đá mẹ có nguồn gốc lục địa, và cùng là loại rất phổ biến cho các bể trầm tích sinh dầu khí ở Việt Nam. Một đá mẹ đã đạt tiêu chuẩn về giàu vật chất hữu cơ, nhưng sinh dầu hay sinh khí hay sinh cả dầu lẫn khí lại còn phải phụ thuộc vào chất lượng vật liệu hữu cơ (loại vật liệu hữu cơ và môi trường lắng đọng) và độ trưởng thành về nhiệt. Các vật liệu hữu cơ tạo nên TOC trong đá trầm tích là phần còn lại của vi sinh vật (phytoplankton, zooplankton), vi khuẩn (bacteria) sống trong môi trường nước (vật liệu hữu cơ sapropel) và thực vật bậc cao sống trên cạn (humic). Một khái niệm dùng để đánh giá chất lượng vật chất hữu cơ là Kerogen và Bitum. Keorogen là một phần vật chất hữu cơ (chiếm 80 – 90% của vật chất hữu cơ) trong đá trầm tích, không tan trong dung môi hữu cơ. Phần hòa tan được gọi là Bitum. Nguồn cung cấp những thành phần mảnh vụn của động thực vật như tạo nên Kerogen được gọi là Maceral. Gồm bốn loại chính: + Vitrinite: bắt nguồn từ mảnh vụn gỗ của thực vật sống trên cạn. + Extrinite: bắt nguồn từ tảo, bào tử phấn, phấn hoa và lá cây. + Inertinite: bắt nguồn từ thực vật bị oxy hóa trước khi chôn vùi. + Mảnh vụn vô định hình: có cấu trúc không xác định vì đã bị phá hủy hoàn toàn. Căn cứ vào số lượng các Maceral và các mảnh vụn vô định hình trong Kerogen quyết định khả năng tạo thành hydrocacbon. + Kerogen có khuynh hướng tạo dầu tốt chứa 65% Exinite và mảnh vụn vô định hình + Kerogen có khuynh hướng tạo khí lỏng và condensate chứa 35 – 65% Exinite và mảnh vụn vô định hình. + Nếu Extrinite và mảnh vụn vô định hình ít hơn 35% thì có 2 trường hợp: Vitrinite chiếm ưu thế: tạo khí khô Inertinite chiếm ưu thế: không tạo dầu Dựa vào bốn dạng cơ bản của Maceral ta có bốn loại kerogen tương ứng: Kerogen loại I: có nguồn gốc vật liệu ban đầu từ các loại rong, tảo bám đáy, phiêu sinh (phytoplanton), lipid của vi khuẩn, diatom (sét biển). Kerogen loại I là sản phẩm của quá trình biến đổi mạnh của vi sinh vật. Nó là nguồn sinh dầu tốt. Kerogen loại II: hình thành trong môi trường biển trung gian, là hỗn hợp phong phú của sáp dầu thực vật (rong tảo nước ngọt, vi khuẩn, sét đầm hồ, vũng vịnh, sét vôi biển, cacbonat, zooplankton, phytoplankton), thân cây cỏ và vật chất hữu cơ dạng gỗ. Nó cũng là nguồn sinh dầu và có sinh condensate ở nhiệt độ cao khi Ro>1,3%. Kerogen loại III: là một hỗn hợp bao gồm thân cây gỗ, tàn tích cỏ và vật chất có lẫn than. Kiểu kerogen này thường ít thuận lợi cho việc sinh dầu hơn kiểu I và II, chủ yếu sinh condensate và khí khô. Vì vậy chúng ta nhận thấy vật chất dưới nước là nguồn sinh dầu tốt hơn vật chất ở trên cạn, còn vật chất trên cạn là nguồn sinh khí tốt. Có ba cấp kerogen: Kerogen cấp I: sinh dầu chủ yếu Kerogen cấp II: sinh dầu và khí condensate Kerogen cấp III: sinh khí condensat và khí khô Yếu tố nhiệt độ đối với sự hình thành dầu khí của vật liệu hữu cơ là vô cùng quan trọng. + Nếu không đủ nhiệt độ vật liệu hữu cơ sẽ không thể chuyển hóa thành dầu khí. + Nếu nhiệt độ chôn vùi quá cao sẽ khiến vật liệu hữu cơ bị quá trưởng thành. Để sự hình thành dầu khí đạt kết quả tốt nhất cần có một nhiệt độ thích hợp trong khoảng nhiệt độ tạo dầu. II -CÁC PHƯƠNG PHÁP ĐÁNH GIÁ ĐỘ TRƯỞNG THÀNH CỦA VẬT LIỆU HỮU CƠ. 1. PHƯƠNG PHÁP LECO Phương pháp phân tích này dùng cho tất cả các mẫu đá cần nghiên cứu về đá mẹ. Mẫu được chọn 10 – 100 gram nghiền nhỏ qua rây 50 – 60 micro rồi tiến hành loại bỏ cacbon vô cơ bằng cách tác dụng với axit clohydric (HCl). Sau khi mẫu được làm khô sẽ được đốt tự động trong lò đốt của máy LECO – 421 tới 1350oC. Lượng dioxit cacbon thoát ra sẽ được ghi nhận để tính tổng hàm lượng cacbon hữu cơ theo công thức sau: Fco2 = 0.2792 : hệ số chuyển đổi Mo (g): khối lượng mẫu đá ban đầu Mđ (g): khối lượng mẫu đá đã loại caconat để đưa vào lò đốt Mco2  (g) : khối lượng mẫu chuẩn Cst (%): hàm lượng cacbon trong mẫu chuẩn Chỉ tiêu phân loại đá mẹ: (theo Moldowan J.M và n.n.k) TOC (%) Phân loại đá mẹ < 0.5 Nghèo 0.5 – 1.0 Trung bình 1.0 – 2.0 Tốt >2 Rất tốt 2. PHƯƠNG PHÁP NHIỆT PHÂN ROCK – EVAL (RE) Phương pháp này được ứng dụng trong nghiên cứu địa hóa dầu khí nhằm đánh giá tiềm năng của đá mẹ. Tiến hành nhiệt phân Rock – Eval vật chất hữu cơ, từ 80 – 100mg đá (có khi tới 500mg) tùy mức độ phong phú vật liệu hữu cơ. Tăng nhiệt độ từ thấp đến cao, ta thu được các sản phẩm sau: + Ở nhiệt độ thấp (khoảng 90oC) trong vòng 1-1.5 phút, được lượng khí hydrocacbon lỏng thấp phân tử (C1-C17), lượng này kí hiệu So. Nhưng lượng này rất nhỏ so với phần còn lại nên thường không xét. + Nâng nhiệt độ lên khoảng 300oC trong 2 phút, ta thu được lượng hydrocacbon lỏng dạng dầu, kí hiệu S1. Lượng này tương đương lượng bitum dạng dầu, là lượng hydrocacbon tự do. + Tăng nhiệt độ từ từ đến khoảng nhiệt độ 300 – 500oC (<600 oC), nhận được lượng hydrocacbon tiềm năng (tức là lượng hydrocacbon phản ánh tiềm năng của đá mẹ), kí hiệu S2. + Sau đó máy tự động giảm nhiệt độ (từ 600 oC-300 oC). Tiếp tục đốt phần hydrocacbon còn lại ở nhiệt độ <600 oC, ta nhận được S3 là lượng CO2 được tạo thành. Các chỉ tiêu phân tích trên RE gồm: S1 (kg HC/tấn đá): là lượng hydrocacbon tự do trong đá, tức là lượng hydrocacbon sinh ra từ đá mẹ S2 (kg HC/tấn đá): là lượng hydrocacbon tiềm năng trong đá, tức là lượng hydro còn lại trong đá mẹ S1+S2 (kg HC/tấn đá): là tổng tiềm năng của hudrocacbon 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 hydrocacbon 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 hydrocacbon lỏng giải phóng ra khỏi đá mẹ (không phải tổng hydrocacbob lỏng và khí), được dùng 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: (theo Moldowan J.M và n.n.k) S1 (kg HC/tấn 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: (theo Moldowan J.M và n.n.k) S2 (kg HC/tấn đá) Phân loại tiềm năng của đá mẹ <2.5 Nghèo 2.5 – 5.0 Trung bình 5.0 - 10 Tốt >10 Rất tốt Chỉ tiêu đánh giá tổng tiềm năng hydrocacbon của đá mẹ: S1+S2 (kg HC/tấn đá) Đánh giá tổng tiềm năng hydrocacbon của đá mẹ <3.0 Khả năng sinh hạn chế 3.0 – 6.0 Đá mẹ sinh dầu trung bình 6.0 – 12 Đá mẹ sinh dầu tốt >12 Đá mẹ sinh dầu rất tốt Chỉ tiêu đánh giá sự có mặt của hydrocacbon tại sinh hay di cư: PI= S1/(S1+S2) Sự có mặt của hydrocacbon 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 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 (oC) 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 condensate) 3. PHƯƠNG PHÁP ĐO PHẢN XẠ VITRINITE Phương pháp đo phản xạ Vitrinite được thực hiện trên kính hiển vi phản xạ LEITZ. Lấy 10 – 20g đá nghiền nhỏ, sau đó loại cacbonat bằng acid HCl và loại silicate bằng HF. Mảnh Vitrinite có mặt trong Kerogen được thu hồi và đút trong một khối nhựa trong suốt, sau đó được mài phẳng và soi dưới kính hiển vi để tìm các hạt Vitrinite đẳng thước dưới ánh sáng tia tới. Mỗi mẫu đo trên 50 mảnh Vitrinite và cần loại trừ giá trị ngoại lai để nhận được 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: Ro(%) Đánh giá 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 trưởng thành muộn (sinh dầu mạnh nhất) >1.35 Quá trưởng thành (sinh khí condensate) 4. PHƯƠNG PHÁP CHIẾT TÁCH BITUM Các hợp phần hydrocacbon lỏng (bitum) trong đá được chiết trong dischlormethane đun sôi trong 12 – 24 giờ trên bộ thiết bị SOXTHERM. Sau khoảng thời gian trên bitum đã được chiết ra hòa tan trong dung môi sẽ được thu hồi bằng cách cho bay hơi dung môi trên bộ thiết bị cất xoay. Quá trình này sẽ làm bay hơi một phần bitum. Vì vậy chỉ thu được các hợp phần bitum có chứa phân tử C15+ mà thôi, hỗn hợp này gọi là hydrocacbon lỏng bao gồm hydrocacbon no – thơm – hợp phần nặng (nhựa và asphalten). 5. PHƯƠNG PHÁP PHÁT QUANG Phương pháp này dựa vào cường độ phát quang của vật chất hữu cơ (bitum) dưới đèn huỳnh quang. Cường độ phát quang khác nhau cho biết hàm lượng khác nhau của bitum. 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. Ứng dụng: 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. Người ta sử dụng phương pháp này để xác định hàng loạt mẫu tại các giếng khoan hay mẫu đất. Sau đó lựa chọn những mẫu có cường độ phát quang cao đem phân tích bitum hóa. 6. PHƯƠNG PHÁP SẮC KÝ KHỐI PHỔ Là phương pháp xác định sự hiện diện của dấu vết 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 được lọc kỹ qua Zeolit phân tử 5Ao nhằm làm giàu thêm các cấu tử hydrocacbon vì các biomarker có mặt trong hydrocacbon với hàm lượng 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 bản đồ và tính toán các biomarker theo phần trăm cũng như 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 phân bố biomarker có thể gián tiếp xác định mức độ trưởng thành vật chất hữu cơ của đá mẹ. 7. PHƯƠNG PHÁP THỜI NHIỆT TTI Khi không có số liệu về các chỉ tiêu khác, người ta sử dụng chỉ tiêu thời nhiệt để dự đoán mức độ trưởng thành của vật chất hữu cơ. Nguyên lý của phương pháp này là các phản ứng đứt mạch của vật chất hữu cơ xảy ra để hình thành hydrocacbon lỏng hay khí còn phụ 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 Lopantin L.V phát hiện ra rằng cứ tăng 10 oC 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 đặt ký hiệu là hệ số nhiệt phản ánh tốc độ của phản ứng gấp đôi r = 2. Từ lớp đá mẹ đó tăng được 10 oC phải trải qua một thời gian nhất định và gọi là t, từ đó tính tích của hai thông số này r* t sẽ là chỉ số thời nhiệt của vật chất hữu cơ trong khoảng thời gian đó. Như vậy, tổng r* t là tổng cộng dồn của tích nêu trên phản ánh chỉ số thời nhiệt (TTI) theo thời gian địa chất. Ở điều kiện nhiệt độ 100 oC - 110 oC cường độ sinh chất bốc xảy ra nhiều nhất. Từ nhiệt độ thấp nhất đến ngưỡng này cường độ sinh chất bốc tăng dần và sau đó từ 110 oC có ro=1, thấp hơn các khoảng nhiệt độ này có số mũ là r-n còn trong các khoảng nhiệt độ cao hơn thì hệ số r có số mũ dương rn. TTI = Tn x rn Ôâng cũng đã xây dựng sơ đồ lịch sử chôn vùi của bất cứ thời điểm nào của bể trầm tích và tính được lịch sử tiến hóa của vật chất hữu cơ. Ưu điểm: phương pháp này có thể tính toán và dự báo các pha sinh dầu, khí condensate 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, Mezozoi có tốc độ tích lũy trầm tích trung bình và thấp. Đối với các bể trầm tích Kanozoi có tốc độ tích lũy trầm tích nhanh, đặc biệt vào Neogene và Đệ Tứ phương pháp này có nhiều sai số có khi tới vài trăm mét, thậm chí đến nghìn mét vì tốc dộ tích lũy ở đây nhanh, đặc biệt nguồn nhiệt do hoạt động Tân kiến tạo gây nên (từ các nguồn dưới sâu đi lên dọc theo các đứt gãy sâu) thì vật liệu hữu cơ chưa có đủ thời gian để cảm nhận và chuyển hóa theo chế độ nhiệt mới. Bảng chỉ tiêu thời nhiệt TTI Khoảng nhiệt độ oC Chỉ số tích lũy (n) R: hệ số nhiệt độ về tốc độ phản ứng t: khoảng thời gian qua 10 oC TTI t t.rn … … … 70 – 60 -4 2-4 80 – 70 -3 2-3 90 – 80 -2 2-2 100 – 90 -1 2-1 100 – 110 0 20 110 - 120 1 21 120 - 130 2 22 … …. … 8. PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH MÀU CỦA KEROGEN Phương pháp này được tiến hành gần giống như việc chuẩn bị mẫu của phương pháp đo phản xạ Vitrinite. Kerogen thu được rửa sạch và dùng bromit kẽm làm nổi lên phía trên, thu kerogen nổi. Mẫu kerogen thu được soi dưới kính hiển vi, đối sánh với bảng màu chuẩn để xác định độ trưởng thành của kerogen. Độ trưởng thành được hiểu hiện từ màu vàng sáng đến đen. 9. PHƯƠNG PHÁP SẮC KÝ DẢI HYDROCACBON NO, N-ANKAL C15+ Hydrocarbon no từ phép phân tích thành phần nhóm của bitum hoặc dầu thô đem bơm vào cột dài 25 – 50m của máy sắc ký khí GC -14B hoặc HP6980. Nhờ sự hỗ trợ của khí trơ, các phân tử hydrocacbon lần lượt xuất hiện và được ghi trên sắc đồ theo trọng lượng phân tử 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. Cũng trên máy GC – 14B, HP6980 có thể phân tích thành phần hydrocacbon thơm asphalten và cho cả dầu thô toàn phần, các bước tiến hành cũng như trên. Phương pháp trên dùng xác định sự tồn tại hay vắng mặt các di chỉ địa hóa (tên các hydrocacbon không thay đổi hoặc thay đổi rất ít so với vật chất hữu cơ sinh ra nó). Sự vắng mặt các di chỉ địa hóa cho thấy các đá nguồn trưởng thành vào giai đoạn catagenesis 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. Môi trường lắng đọng vật chất hữu cơ: Khi đã xác định được loại vật chất hữu cơ có thể cho biết môi trường lắng đọng của nó. Ở mỗi điều kiện môi trường khác nhau vật chất hữu cơ sẽ có chất lượng khác nhau, nơi có hàm lượng oxy thấp vật chất hữu cơ sẽ được bảo tồn tốt và khi trải qua các giai đoạn trưởng thành chúng sẽ sinh ra các sản phẩm hydrocacbon (dầu/khí) có chất lượng tốt… 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 của lá cây gọi là phytol, trong đó môi trường oxy hóa phytol biết thành pristan, trong môi trường khử phytol biến thành phytan. Vì vậy sự có mặt cao hay thấp của nó cho phép ghi nhận dạng môi trường tồn tại đá mẹ. 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 hóa 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 PHẦN B. PHẦN CHUYÊN ĐỀ CHƯƠNG I: CÁC KẾT QUẢ PHÂN TÍCH ĐỊA HÓA TẦNG OLIGOCENE HẠ- BỒN TRŨNG CỬU LONG Phân tích tài liệu địa hóa của tập địa chấn E ở các giếng khoan: 01-A-1X, 01-B-2X, 01-F-1X, 15.2-RD-3X, 17-C-1X, 09.1-BH-15X, 09-R-6X, 09-R-11X, 09.2-COD-1X kết quả như sau: I.1 Lô 01: Giếng khoan 01-A-1X: Độ sâu phân tích từ 3250m đến 3489m, kết phân tích 7 mẫu trong đó có 6 mẫu có chỉ số TOC đạt tiêu chuẩn đá mẹ. Giếng khoan 01-A-1X có chỉ số TOC từ 0.74¸6.57%, trung bình là 3.37% cho thấy hàm lượng vật chất hữu cơ (VCHC) được đánh giá từ trung bình cho đến rất tốt và chủ yếu nằm trong ngưỡng từ tốt đến rất tốt (đá mẹ được đánh giá là rất tốt). Chỉ số HI dao động từ 11¸631 (mg/g) cho ta biết sản phẩm có nguồn gốc là kerogen loại I, II và III nhưng loại II chiếm đa số cho đá mẹ khả năng sinh dầu ưu thế hơn sinh khí (biểu đồ A.1). Chỉ số S1 từ 0.003¸3.47 (KgHC/Tđá), trung bình là 1.54 (KgHC/Tđá) cho thấy lượng HC tự do sinh ra từ đá mẹ tốt. Lượng HC tiềm năng S2 từ 0.08¸36.27 (KgHC/Tđá), trung bình là 16.74 (KgHC/Tđá) và tổng tiềm năng HC (S1+S2) dao động từ 0.33¸39.53 (KgHC/Tđá), trung bình 18.703 (KgHC/Tđá) cho thấy đá mẹ có tiềm năng và khả năng sinh dầu rất tốt. Đối với chỉ số PI, có sự dao động từ 0.01¸0.81 trung bình là 0.21 cho thấy có hydrocacbon tại sinh và có dấu hiệu HC di cư, đặc biệt ở độ sâu 3485m chỉ số PI đạt đến 0.806 cho thấy có dấu hiệu dầu di cư. Giá trị Tmax nằm trong khoảng từ 441¸448 có thể cho thấy đá mẹ đã trưởng thành và bước sang giai đoạn trưởng thành muộn (nằm đầu pha sinh dầu đến sinh dầu). Phân tích biểu đồ A2 ta thấy giá trị Tmax tăng dần đến 4470C ở độ sâu 3272m và 4480C ở độ sâu 3280m, ở độ sâu này VCHC đã bước vào giai đoạn trưởng thành muộn sau đó nhiệt độ giảm xuống dần ở giai đoạn trưởng thành, giá trị này tăng giảm không có quy luật theo độ sâu. Biểu đồ A.1: Biểu đồ xác định loại vật liệu hữu cơ GK 01-A-1X Biểu đồ A2: Giá trị Tmax biến thiên theo độ sâu Các thông số địa hóa thể hiện hàm lượng VCHC, số lượng VCHC, độ trưởng thành và mức độ di cư được thể hiện qua biểu đồ A.3. Giếng khoan 01-B-2X Kết phân tích 4 mẫu từ độ sâu 2830m đến 3030m ứng với tầng Oligocene hạ, các mẫu đều có chỉ tiêu TOC đủ tiêu chuẩn trở thành đá mẹ. Kết quả phân tích thu được như sau: Chỉ số TOC dao động từ 1.97¸5.05 %, trung bình 3.03% cho thấy hàm lượng VCHC tốt đến rất tốt (đá mẹ được đánh giá là rất tốt). Chỉ số HI khá cao và có sự dao động tư ø397¸564 (mg/g), trung bình khoảng 503.5 (mg/g) xác đinh loại kerogen thuộc loại II và khả năng đá mẹ chủ yếu sinh dầu và ít khí (biểu đồ B1). Chỉ số S1 nằm trong khoảng từ 0.26¸0.72 (KgHC/Tđá), trung bình là 0.41 (KgHC/Tđá) cho lượng HC tự do sinh ra từ đá mẹ thuộc loại trung bình. Phân tích chỉ số S2 thấy có sự dao động từ 10.4¸20.05 (KgHC/Tđá), trung bình khoảng 14.56 (KgHC/Tđá) và lượng tổng tiềm năng HC (S1+S2) dao động từ 10.66¸20.77 (KgHC/Tđá), trung bình 14.97 (KgHC/Tđá) lại cho ta thấy đá mẹ có tiềm năng và khả năng sinh dầu rất tốt. Chỉ số PI có sự dao động từ 0.022¸0.034, trung bình khoảng 0.026 cho thấy chỉ có hydrocacbon tại sinh mà chưa có dấu hiệu di cư. Giá trị Tmax đạt từ 440¸443 cho thấy đá mẹ đã trưởng thành và nằm ở đầu pha sinh dầu. Biểu đồ B.1: Biểu đồ xác định loại vật liệu hữu cơ GK 01-B-2X Các thông số địa hóa thể hiện hàm lượng VCHC, số lượng VCHC, độ trưởng thành và mức độ di cư được thể hiện qua biểu đồ B.2. Giếng khoan 01-F-1X Từ độ sâu 2805m đến 2965m tương ứng với tầng Oligocene hạ, kết quả phân tích 6 mẫu đều có chỉ số TOC đạt tiêu chuẩn là đá mẹ. Chỉ số TOC nằm trong khoảng từ 0.75¸2.25%, trung bình khoảng 1.39% được đánh giá là đá