Khóa luận Nghiên cứu địa hóa các giếng khoan thuộc bồn trũng Cửu Long

en ) là đòi hỏi đầu tiên đối với đá mẹ hoạt động hay tiềm tàng. Một số định nghĩa khác: - Có thể là đá mẹ ( Possible Source Rocks ): đá mẹ có thể sinh ra và đẩy dầu hoặc khí nhưng chưa được đánh giá. - Đá mẹ tiềm tàng ( Latent Source Rocks ): đá mẹ vẫn còn được che đậy nhưng chưa được khám phá. - Đá mẹ tiềm năng ( Potential Source Rocks ): đá mẹ có khả năng sinh dầu hoặc khí nhưng chưa đủ trưởng thành về nhiệt độ. - Đá mẹ đang hoạt động ( Active Source Rocks ): đá mẹ có khả năng sinh dầu khí. - Đá mẹ sau khi hoạt động ( Spent Source Rocks ): tầng đá mẹ sinh ra dầu khí khi có thể. - Đá mẹ không hoạt động ( Inactive Source Rocks ): tầng đá mẹ đã sinh dầu khí nhưng vì lý do nào đó mà nó dừng lại không sinh ra dầu. Trong sáu kiểu trên chỉ có đá mẹ tiềm năng không phải là tầng đá mẹ hiệu quả. Để nhận biết một lớp đá mẹ là xác định: - Hàm lượng vật chất hữu cơ của nó tan ( bitum ) và không tan ( kerogen ) - Xác định kiểu kerogen và thành phần hydrocacbon và không hydrocacbon chiết tách được. - Đặc tính quang và hóa lý cùng các giai đoạn tiến hoá của kerogen được xác định đây được xem là “ Độâ trưởûng thành của đá mẹ”. Tập hợp các thông số cho phép xác định hàm lượng và kiểu kerogen, mức độ trưởng thành của đá mẹ. Để đánh giá nguồn hydrocacbon thì đá mẹ phải qua ba yêu cầu cơ bản sau : - Đá mẹ bao gồm đủ tối thiểu số lượng vật chất hữu cơ. - Đá mẹ bao gồm có đủ chất lượng vật chất hữu cơ. - Đá mẹ đủ trưởng thành về nhiệt. 2. Số lượng vật chất hữu cơ : Hàm lượng kerogen trong trầm tích thường được xác định bằng cách đốt cacbon hữu cơ thành CO2 trong oxygen. Sau khi cacbon của cacbonat đã bị lấy ra bằng hóa chất trong một mẫu đá chỉ một phần nhỏ của thể tích mẫu là vật chất hữu cơ. Đánh giá lượng vật chất hữu cơ trong đá mẹ rất khó, người ta không sử dụng chỉ số trực tiếp mà sử dụng chỉ số gián tiếp đó là những yếu tố cacbon, dùng phương pháp chuyển đổi để tính số lượng vật chất hữu cơ và được gọi là tổng hàm lượng hữu cơ ( Total Organic Cacbon hay TOC ). Phương pháp thông thường để đo TOC là dùng HCl hòa tan cacbon vô cơ có trong mẫu, sau đó đốt một mẫu ở nhiệt độ 1350 -16000C và đo lượng cacbon tăng TOC có thể được tính toán rất đơn giản như những phương pháp khác để xác định TOC là phân tích nguyên tố và phân tích Rock - Eval. Bao nhiêu TOC thì đá mẹ giàu vật chất hữu cơ đạt yêu cầu. Các nhà địa hóa đồng ý rằng sẽ có ít nhất TOC = 1% trong đá mẹ thì là đá mẹ giàu vật chất hữu cơ, những đá mẹ ít hơn 0.5% TOC được xem không phải là đá mẹ. Trường hợp ngoại lệ, ở một số nơi người ta phát hiện : Sét: là thành phần đóng vai trò tạo thành đá mẹ, với tỷ số trên người ta nghiên cứu đá sét. Những đá sét hình thành trong môi trường khử có sẫm màu là chính. Vật chất hữu cơ phân tán trong đá sét làm cho đá có màu đen. + Môi trường lắng đọng oxy hóa -> màu đỏ. + Môi trường khử có liên quan đến vật chất hữu cơ -> màu đen. Cacbonat: có thể tạo ra đá mẹ thường lắng đọng trong môi trường yên tĩnh nhưng vật liệu có nguồn gốc từ lục địa (lục nguyên) vào trong những bồn trầm tích ngoài biển ít. + Thực vật lục địa kiểu kerogen III. + Cacbonat thường là kiểu kerogen I. Mặc dù, lượng vật chất hữu cơ trong cacbonat bằng đôi khi nhỏ hơn đá sét, khi biến đổi cho gaz và dầu nhiều hơn. Đá cacbonat có TOC=0.2%. Nếu TOC lớn hơn 0.25% thì là đá mẹ. Có bồn lên tới 17%, như vậy giới hạn thay đổi từ 0.25-17%. Lượng vật chất hữu cơ trung bình trong đá cacbonat 1% được coi là đá mẹ, với đá sét là 2%. Ngoài ra, còn có evaporit nhưng không phổ biến do hàm lượng muối cao nên sinh vật rất ít. Và silic cũng là sự lắng đọng phần cứng của sinh vật nhưng silic nghèo vật chất hữu cơ không như cacbonat, ở một số bồn đá mẹ là silic rất ít gặp. 3. Chất lượng vật chất hữu cơ : Chúng ta cần biết đến chất lượng vật chất hữu cơ để xác định loại vật chất hữu cơ nào sinh ra dầu và khí, chất lượng vật chất hữu cơ thường liên quan đến loại vật chất hữu cơ. Để đánh giá chất lượng vật chất hữu cơ người ta dựa vào loại vật chất hữu cơ bao gồm vật chất sống ở dưới nước và vật chất sống ở trên cạn, việc này xác định một cách đơn giản dưới kính hiển vi bằng cách truyền hay phản xạ ánh sáng. - Vật chất sống ở dưới nước thường được mô tả là vật chất vô định hình, tức là chúng không có ranh giới rõ ràng hay hình dạng và cấu trúc không xác định (ví dụ như tảo có dạng vô định hình với đơn vị ứng dụng là sapropelic). Đơn vị khoáng vật than được ứng dụng ở đây là lipinit (hoặc exinit). Trong khi đó, lipinit có thể bị bẽ gãy để chuyển thành resinit, sporinit, cutinit, alganit. - Vật chất sống ở trên cạn thì cấu trúc vật chất được bảo tồn tốt hơn với đơn vị humic trong đó mô thực vật được xem là nguồn góp phần chính. Đơn vị khoáng vật than là vitrinit và inernit nhưng huminit được dùng phổ biến hơn. Để phân biệt với huminit với vitrinit là do độ ánh sáng thấp hơn, inernit ở trong trạng thái oxy hoá cao. Nhìn chung, inernit được xem là sản phẩm cháy rừng hay hoạt động của vi sinh vật hoặc oxi hóa khí quyển. Các nhà địa chất dầu khí đã xác định kerogen là một phần của vật chất hữu cơ trong đá trầm tích mà đã hòa tan trong dung môi hữu cơ. Vật chất hữu cơ mà hòa tan được gọi là bitum. Kerogen và bitum cấu tạo với nhau lên thành phần TOC ở trong đá trầm tích: - Kerogen I: rất hiếm chúng bao gồm phần lớn vật chất có cấu trúc tảo và có thể dễ dàng nhận ra dưới kính hiển vi. Kerogen I có thể bao gồm vật chất vô định hình, là sản phẩm của quá trình biến đổi mạnh vi sinh vật, nó có nguồn gốc sinh dầu tốt. - Kerogen II: là một hỗn hợp vật chất vô định hình như thân cây cỏ và vật chất hữu cơ dạng gỗ, nó cũng là nguồn sinh dầu tốt. - Kerogen III: là một hỗn hợp bao gồm cây thân gỗ và vật chất có lẫn than kerogen III là nguồn sinh dầu ít nhưng có thể là nguồn sinh khí tốt. Do đó, ta nhận thấy vật chất ở dưới nước là nguồn sinh dầu tốt hơn là vật chất ở trên cạn, vật chất ở trên cạn là nguồn sinh khí tốt. II. CÁC HỌC THUYẾT VỀ NGUỒN GỐC DẦU KHÍ : 1. Học thuyết về nguồn gốc dầu khí vô cơ : Từ đầu thế kỷ 19, một số nhà bác học đã đưa nguồn gốc vô cơ của dầu khí nhưng có sức thuyết phục hơn là Berthelot (1866), ông là người tổng hợp thành công hydrocacbon aromatic rất gần với hydrocacbon trong thiên nhiên bằng ba giai đoạn: Điều chế kim loại cacbua bằng phản ứng nhiệt độ giữa kim loại và CO2: - Tạo C2H2 nhờ kim loại cacbua với H2O. - Từ C2H2 đã tổng hợp hydrocacbon aromatic nhờ phản ứng nhiệt độ cao với chất xúc tác Niken. Năm 1879, Mendeleev kiểm tra lại thí nghiệm trên và đưa ra luận điểm nguồn gốc khoáng vật của dầu mỏ hydro hóa axetylen nhờ chất xúc tác Ni và Fe ở nhiệt độ cao ( 2000 - 3000C ) đã thu được hàng loạt hydrocacbon có trong dầu mỏ. Về sau, giả thuyết này bị phê phán vì: - Sự có mặt kim loại kiềm cũng như kim loại cacbua trong thành phần vỏ đất không được công nhận. - Hydrocacbon thiên nhiên thường gặp trong trầm tích chủ yếu là trầm tích biển không sâu lắm. - Áp suất lớn hơn 700 bar thì nhiệt độ không cao ( 1500-2000C ) nên không đủ nhiệt độ cho phản ứng tổng hợp xảy ra. Sự có mặt dầu thô trong các hợp chất của nitơ. Như Treibs tách ra trong dầu mỏ bốn porphysin: - Hai loại có nguồn gốc động vật là dẫn xuất hồng cầu. - Hai loại có nguồn gốc thực vật do sự phá hủy chất diệp lục tố nên dầu mỏ không phải tạo ra từ khoáng vật. Ngoài ra, Cudriavsev, Cropotkin, Porfiriev còn phát hiện các sản phẩm dầu ở các vết lộ hoàn toàn là đá núi lửa và magma. Họ cho rằng các sản phẩm dầu được tạo thành là do tổng hợp giữa hydro và cacbon khi có chất xúc tác và nhiệt độ cao dưới sâu. Ở dưới sâu lúc đầu hình thành các hydrocacbon có cấu trúc đơn giản, càng lên cao gần bề mặt của lớp thạch quyển chúng được tổng hợp thành các hydro có cấu trúc phức tạp. Sau đó, chúng di cư vào lớp trầm tích và cư trú ở bẫy. Như vậy, dầu khí di cư từ dưới sâu theo các đứt gãy, vết nứt lên trên và được vào bẫy chứa tức là quá trình tổng hợp hydrocacbon từ đơn giản ở dưới sâu đến phức tạp ở phần trên của lát cắt. Trong trường hợp này về bản chất dầu khí thường liên quan tới khí trơ. Tuy nhiên, hiện nay các nhà bác học đều thiên về học thuyết hữu cơ về nguồn gốc dầu khí. 2. Học thuyết về nguồn gốc dầu khí hữu cơ : Các vật liệu hữu cơ ban đầu tạo dầu : - Sinh vật rất đơn giản là sinh vật đơn bào sống trôi nổi trong biển, đầm gọi chung là sinh vật trôi nổi ( planton ). Chúng sản xuất chủ yếu ra hydrocacbon. - Những chất mùn ( humic ) rất gần với tính chất hydrocacbon do sông ngòi mang ra biển. - Các sinh vật sống trôi nổi khi chết đi sẽ chìm xuống dần đáy biển cùng với vật liệu do sông ngòi mang ra, nhưng chỉ có một phần nhỏ sinh vật rơi xuống đáy kết hợp với các trầm tích khác do quá trình lắng đọng xác sinh vật bị các loài sinh vật hiếm khí tấn công và phá hủy. Lớp trên mặt hòa tan nhiều oxy và càng xuống sâu càng giảm thay vào đó khí H2S tạo ra do sự phân hủy chất hữu cơ và muối sunfat dưới tác dụng của các vi khuẩn hiếm khí (vi khuẩn khử lưu huỳnh). Sinh vật chết chìm xuống đáy không bị oxy hóa mà được bảo tồn là điều kiện quan trọng tạo hydrocacbon. Và có thể nói thành phần hữu cơ dễ chuyển hoá thành hydrocacbon là các chất béo động vật, thực vật và protein, để chứng minh Engler tiến hành chưng cất dầu cá ở nhiệt độ lớn hơn 2000C. Jobell đã phát hiện nhiều loại vi khuẩn tiêu thụ hydro để thực hiện quá trình khử của các chất chứa O2 , S, N, P quá trình biến đổi vật chất hữu cơ thành hydrocacbon. Ngoài các yếu tố vi khuẩn còn kèm theo nhiệt độ, áp suất và thời gian, sự có mặt một số chất xúc tác trong lớp trầm tích ( nhiệt độ 2000C, áp suất = 600-1000 bar, chất xúc tác Niken,Vanadi ) sẽ biến đổi vật chất hữu cơ thành hydrocacbon ở điều kiện thuận lợi. Powell T.G phát hiện ra pristan và phytan trong dầu, bitum, kerogen và chứng minh rằng các đồng phân này thuộc nhóm isoprenoide được tạo thành từ clorofil của thực vật và hemoglobin của động vật. Nếu môi trường không có oxy chúng cho phytan còn môi trường có oxy chúng sẽ chuyển thành axit fiten và sau đó bị cacbon hóa khi có chất xúc tác và nhiệt độ sẽ cho pristan. Năm 1960, Vassoevich, Smith phát hiện bitum dạng dầu trong trầm tích cổ cũng như hiện đại. Năm 1976, Galimov E.M, Colombo, Degens, Volte… đã phát hiện rằng đồng vị cacbon của dầu có nguồn gốc hữu cơ thường phong phú là đồng vị nhẹ C12 khi có đồng vị cacbon có nguồn gốc vô cơ cũng như từ dầu tổng hợp đều có phong phú đồng vị nặng C13 . Nhiều nhà nghiên cứu còn phát hiện cơ chế vận chuyển dầu từ các lớp trầm tích vào các bẫy chứa khác nhau. Nguyên lý chung là hydrocacbon được sinh ra tăng thể tích dẫn đến tăng áp suất và đẩy chúng ra khỏi đá mẹ. Lúc đầu di cư từng giọt nhỏ dần dần hội tụ lại với nhau thành giọt lớn và cuối cùng thành tia, thành dòng sau đó di cư với nước tới nơi có nhiệt độ thấp hơn và áp suất nhỏ hơn. Vài chục năm gần đây nhiều nhà nghiên cứu địa hóa còn phát hiện dấu vết sinh vật còn tồn tại trong quá trình chôn vùi, bảo tồn và chuyển hóa vật liệu hữu cơ sang dầu. Trên cơ sở đó xác định loại vật liệu hữu cơ, môi trường tích lũy và mức độ biến chất của chúng, hơn nữa còn xác định chúng bị phân hủy sinh học. Như vậy, nếu có nguồn gốc vô cơ dựa trên chu trình tổng hợp hydro và cacbon thành hydrocacbon đơn giản tới phức tạp thì quan điểm nguồn gốc hữu cơ của dầu khí thì ngược lại tức là dựa vào chu trình phân hủy vật liệu hữu cơ từ các phân tử phức tạp cho sinh ra các phân tử hydrocacbon đơn giản và khi nhiệt độ tăng cao thì sẽ chuyển thành khí. 3. Theo quan niệm địa hóa học : Trong quá trình thành lập dầu khí, không phải tất cả vật liệu mẹ đều bị phá hủy, trái lại một số hóa chất mà nguồn gốc hữu cơ là rất rõ ràng thì lưu lại trong dầu thô. Đó là các hóa thạch địa hóa (Tissot 1979). Chúng xuất phát từ các sinh vật và sự tổng hợp chúng bằng các quá trình vô cơ, phi sinh học là điều không thể có được. Các phân tử đó rất phong phú trong những thành phần nặng của dầu. Một số loại chiếm vị trí chủ yếu, có cấu trúc phức tạp hơn các phân tử hydrocacbon của dầu rất nhiều. Có các nhóm hóa thạch địa hóa sau đây được nhắc đến nhiều nhất: - Cyclane có một hay hai vòng - Alcane bình thường hay chẻ nhánh - Aromatic ( thơm ) Các alcane bình thường và chẻ nhánh gồm những nguyên tử tổng hợp bởi sinh vật hoặc ở bản chất hydrocacbon, bản chất alcool, axit. Những sắp xếp lại về sau do sự khử carbonxyle, khử oxy… thường biến chúng thành hydrocacbon. Các alcane địa khai đặc trưng hơn hết đều là những phân tử có 15 và17 C, chúng đạt khối lượng cao nhất thường do rong phiêu sinh hoặc trầm tích. Người ta cũng phát hiện được cả loại alcane 25-33 C xuất phát từ sáp ở cuticule của thực vật trên đất liền. Các loại sáp này bảo vệ thực vật chống lại sự thoát hơi nước. Như vậy, sự hiện diện của một alcane nào đó cũng cho phép chúng ta nhận ra nguồn gốc đất liền hoặc nguồn gốc biển cả của môi trường tạo ra dầu chứa các alcane ấy. Những acid chẻ nhánh của loạt iso ( 2 methyl ) và ante-iso (3 methyl ) đều được tổng hợp từ các vi sinh vật trong khi chúng sắp xếp lại chất hữu cơ này hoặc sau khi có sự trầm tích xảy ra. Trong trường hợp sinh khối vi khuẩn chiếm một lượng quan trọng hữu cơ trong chất trầm tích ta sẽ có trong đá và dầu thô tương ứng các iso và ante - iso alcane xuất phát từ các vi khuẩn ấy. Các terpene tự nhiên được cấu tạo từ sự sắp xếp một số đơn vị isoprene có 5 C. Có những hợp chất dạng dãi và dạng vòng ( sự hóa vòng có thể chen vào hai đơn vị isoprene ). Trong những cái quan trọng nhất có thể kể đến: monoterpene (10C), diterpene ( 20C ), triterpene ( 30C ), tetraterpene ( 40C ). Các terpene C10 có mặt trong dầu thô xuất phát từ thực vật thượng đẳng ( dầu hoa hồng, bưởi, cam… ) được tìm thấy trong dầu dưới dạng bảo hòa. Các diterpene ba vòng ( gặp trong dầu thô hiện nay ) được tìm thấy dưới dạng phân tử bão hòa hoặc thơm trong các loại đá. Một diterpene quan trọng không có vòng là phytol gồm một alcool chen vào dưới dạng este trong phân tử chất diệp lục. Sự hiện diện của các chất này trong dầu thô không giúp ta biết được nguồn gốc phát sinh của chất hữu cơ tạo dầu vì chất diệp lục nằm trong cả hai thứ thực vật của đất liền và biển. Những steroid bốn vòng, triterpenoid năm vòng là những phân tử địa khai quan trọng nhất. Sterol đều được phân bố rộng trong thực vật và động vật. Các triterpene năm vòng nằm trong các sinh vật bán khai (rong xanh lục, vi khuẩn…). Loại tetraterpene C40 gồm các sắc tố quan trọng như carotene hoặc eycopene ở trong hoa và quả thực vật (cà rốt, cà chua ). Chúng nằm ở trạng thái hydrocacbon bão hòa trong một số chất trầm tích. Các chất porphyrine là những phân tử hóa đá đầu tiên được nêu ra để bảo vệ luận thuyết về nguồn gốc hữu cơ của dầu khí. A.Treibs cho thấy từ những năm 1934 rằng các phân tử đó từng được phát hiện trong dầu thô gồm một tập hợp bốn phân tử pyrnole kết lại với nhau chung quanh một ion kim loại như Ni,V… Cấu trúc này xuất phát từ diệp lục của thực vật hoặc từ hemine của máu; hai sắc tố đó giữ vai trò trọng yếu trong đời sống của thực vật và động vật. Trước khi cho rằng porphyrine có nguồn gốc hữu cơ người ta tìm cách tổng hợp nó bằng con đường phi sinh học nhưng đã thất bại từ đó người ta kết luận rằng dầu khí có nguồøn gốc hữu cơ vì còn có rất nhiều chất porphyrine. Sự hiện diện của các địa khai hóa học không chỉ có một vai trò duy nhất chứng minh nguồn gốc hữu cơ của dầu hỏa. Chúng còn được dùng làm: - Chất chuẩn bị để đánh giá chất lượng của dầu. - Giao hổ các vỉa dầu theo chiều dọc và chiều ngang. - Phục hồi môi trường trầm tích nhất là điều kiện yếm khí và nhiệt. - Dự kiến trữ lượng của dầu trong đá gốc. CHUƠNG III CÁC PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU ĐỊA HÓA I . TIỀM NĂNG HỮU CƠ VÀ LOẠI VẬT CHẤT HỮU CƠ : 1 . Tiềm năng hữu cơ : Vật chất hữu cơ là một phần nhỏ trong mẫu đá bằng hoá chất thu được cacbon từ cacbonat khi đốt cacbon hữu cơ thành CO2 trong oxygen. Người ta không sử dụng chỉ số trực tiếp để đánh giá số lượng vật chất hữu cơ trong đá mà dựa vào chỉ số gián tiếp là những yếu tố cacbon CO. Lượng vật chất hữu cơ này tính bằng cách phân tích TOC của cacbon nằm trong vật chất hữu cơ có thể chiết tách. Mô hình cacbon hữu cơ xác định lượng vật chất hữu cơ bằng cách phân tích TOC và hàm lượng hydrocacbon tiềm năng ( giá trị S2 tính bằng kg HC/tấn đá-thu được từ nhiệt phân Rock-Eval ). Các kết quả phân tích Rock - Eval được minh họa trên biểu đồ quan hệ TOC theo chiều sâu hoặc biểu đồ TOC với S1+S2 nhằm xác định chính xác vị trí địa tầng phân bố đá mẹ có tiềm năng giàu. Một số nhà địa hóa đã tiến hành phân tích mẫu ở các bể trầm tích sinh dầu và đánh giá độ giàu vật chất hữu cơ dựa vào TOC, S1, S2 . Đánh giá độ giàu vật chất hữu cơ của đá mẹï Đá mẹ TOC (%) S1 (kg/T) S2 (kg/T) Nghèo < 0.5 < 0.4 < 2 Trung bình 0.5- 1.0 0.4 – 0.8 2 – 3 Tốt 1.0 – 3.0 0.8 – 1.6 3 – 5 Rất tốt 3.0 – 5.0 1.6 – 3.2 5 – 10 Cực tốt > 5.0 > 3.2 > 10 Ngoài ra, ông Ranov (1958), ở các bồn trầm tích khác nhau thì ông nghiên cứu thấy rằng các mẫu đá có tuổi và môi trường khác nhau từ các tĩnh dầu và không có dầu và lượng Chc là 0.5% ở các trầm tích kiểu phiến sét ở các tĩnh dầu. Như vậy lượng vật chất hữu cơ > 0.5% dưới giới hạn này thì không sinh ra dầu. Và tầng đá mẹ có hiệu quả thì phải sinh ra tích tụ thương mại nó phụ thuộc vào số lượng cụ thể là số lượng vật chất hữu cơ chứ không phải là phụ thuộc vào giá trị TOC. Cũng có một số trường hợp ngoại lệ: - Sét: thành phần quan trọng trong đá mẹ được hình thành trong môi trường khử, sẫm màu. Do lượng vật chất hữu cơ phân tán trong đá sét nên có màu đen. - Cacbonat: có thể tạo ra đá mẹ, lượng vật chất hữu cơ trong cacbonat bằng hay nhỏ hơn đá sét khi biến đổi dầu và gaz nhiều hơn. Lượng vật chất hữu cơ trung bình trong đá cacbonat là 1% thì được coi là đá mẹ, vật chất hữu cơ trung bình của đá sét là 2%. Nguồn gốc vật chất hữu cơ Kerogen Vật liệu Nguồn gốc vật chất hữu cơ I Alginit Từ tảo nước ngọt II Exinit Từ phấn hoa,bào tử II Cutinit Từ vỏ của những cây sống trên cạn II Resinit Từ nhựa của cây sống trên cạn II Liptinit Lipit của thực vật trên cạn và tảo biển III Vitrinit Gỗ và các vật chất cellulosic và thực vật trên cạn III Inertinit Nhựa than,vật liệu bị oxy hóa 2. Loại vật chất hữu cơ : Dựa vào kết quả phân tích Rock-Eval để phân loại vật chất hữu cơ người ta dựa vào chỉ số hydrogen (HI-Hydrogen Index). Phân loại vật chất hữu cơ theo HI Loại vật chất hữu cơ Loại đá mẹ HI (mg/g) III Sinh khí < 200 III Sinh khí và dầu 200 – 400 II Sinh dầu và khí 400 – 550 I Sinh dầu >550 Khi biết được môi trường lắng đọng thì ta có thể xác định được các loại vật chất hữu cơ. Nhưng ví dụ như vật chất hữu cơ loại III có lắng đọng trong đầm hồ hoặc ven biển, cửa sông… 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. Sử dụng các thông số pristan/phytan, pristan/nC17 và phytan/nC18 từ kết quả địa sắc khí - alcane dựa trên cơ sở pristan đã dẫn xuất từ một hợp chất giàu oxy với hàm lượng cao hay thấp thì cho phép ta xác định được môi trường lắng đọng của vật chất hữu cơ. II. ĐỘ TRƯỞNG THÀNH CỦA VẬT CHẤT HỮU CƠ : Xác định sự phân bố vật chất hữu cơ của đá mẹ trong các đới trưởng thành nhiệt dựa vào kết quả nhiệt phân Rock - Eval để thiết lập biểu đồ quan hệ HI và Tmax Đá mẹ chỉ sinh hydrocacbon khi đã đạt tới độ trưởng thành tức là tới điều kiện cho phép thì vật chất hữu cơ ban đầu sẽ chuyển hóa thành dầu hay khí. Xác định ngưỡng trưởng thành của vật chất hữu cơ có hai phương pháp hiệu quả nhất là: 1. Phương pháp trực tiếp phân tích mẫu : Đá mẹ đạt tới ngưỡng trưởng thành cao thì các vitrinit (% R0 ) có mặt trong đó sẽ có độ phản xạ cao, đồng thời giá trị Tmax (0C) do trên đỉnh pic S2 cũng cao. Các giai đoạn trưởng thành của đá mẹ Các giai đoạn trưởng thành của đá mẹ R0 (%) Tmax (OC) Đá mẹ chưa trưởng thành < 0.45 <435 Đá mẹ bắt đầu trưởng thành 0.45 – 0.55 435 Đá mẹ trưởng thành (bắt đầu sinh dầu) 0.55 – 0.72 435 – 440 Pha tạo dầu mạnh nhất 0.72 – 1.3 440 – 460 Đá mẹ sinh khí ẩm và condensat 1.3 – 2.0 460 – 500 Kết thúc pha trưởng thành (sinh khí khô) >2 >500 2. Phương pháp trực tiếp xác định độ trưởng thành của đá mẹ: Yếu tố cơ bản để tác động đến sự trưởng thành của đá mẹ là T0 và t , hai yếu tố này tác động qua lại lẫn nhau. Trong phương trình K=(A e ) –E/RT , từ đó mà Lopatin đưa ra nếu tăng 100C thì phản ứng xảy ra gấp đôi (vận tốc tăng gấp đôi). Ông đưa ra chỉ số mức độ trưởng thành:TTI=n max n min x Tn x Rn nmax và nmin là giá trị yếu tố nhiệt độ cao nhất và thấp nhất trong khoảng nhiệt độ tính toán. Rn là hệ số nhiệt độ (lấy R=2), T là khoảng thời gian trầm tích ứng với nhiệt độ thứ n. Khoảng chia nhiệt độ cách đều nhau 10oC , lấy khoảng 100-110oC làm cơ sở đề giá trị n=0. Cách chia khoảng nhiệt độ tính toán và chọn giá trị n Khoảng chia nhiệt độ N Rn 80 – 90 -2 2-2 90 – 100 -1 2-1 100 – 110 0 20=1 110 – 120 1 21 120 – 130 2 22 Từ đó, suy ra giá trị n cho những khoảng tiếp theo, n0 nếu nhiệt độ tính toán lớn hơn 110oC, giai đoạn này ứng với giai đoạn biến đổi dầu, khí nhanh. Từ công thức trên ta tính giá trị TTI cho từng khoảng thời gian và sau đó tính tổng TTI cho một khoảng thời gian địa chất nhất định. Ngưỡng trưởng thành của vật chất hữu cơ tính theo TTI như sau : Ngưỡng trưởng thành của vật chất hữu cơ theo TTI Ngưỡng trưởng thành của đá mẹ Theo TTI Đá mẹ bắt đầu sinh dầu 15 Khả năng sinh dầu cực đại 75 Cuối pha sinh dầu (bắt đầu sinh khí ẩàm và condensat) 160 Giới hạn bảo tồn dầu 400 API 500 Giới hạn bảo tồn dầu 500 API 100 Đá mẹ kết thúc sinh dầu (bắt đầu sinh khí khô) 1500 III. QUÁ TRÌNH SINH VÀ DI CƯ CỦA HYDROCACBON : Dựa vào phương pháp đánh giá đo phản xạ vitrinit và tính TTI ta có thể biết được chiều sâu mà đ