Khóa luận Xác định độ trưởng thành của vật liệu hữu cơ tầng đá mẹ Oligocene – Bồn trũng Cửu Long

trượt bằng lớn như đứt gãy sông Hồng, Sông Hậu – Three Pagoda, với xu thế trượt trái ở phía Bắc và trượt phải ở Phía Nam tạo nên các trũng Đệ Tam trên các đới khâu ven rìa, trong đó có bể Cửu Long. Kết quả là đã hình thành các hệ thống đứt gãy khác có hướng gần ĐB-TN. Như vậy, trong bể Cửu Long bên cạnh hướng ĐB-TN còn có các hệ thống đứt gãy có hướng cận kề chúng. Trong Oligocene tách giãn đáy biển theo hướng B-N tạo biển Đông bắt đầu từ 32 tr.năm. Trục giãn đáy biển phát triển lấn dần xuốn TN và đổi hướng từ Đ-T sang ĐB-TN vào cuối Oligocene. Các quá trình này đã gia tăng các hoạt động tách giãn và đứt gãy ở bể Cửu Long trong Oligocene và nén ép vào cuối Oligocene. Do các hoạt động kiến tạo nêu trên, ở bể Cửu Long các đứt gãy chính điển hình là các đứt gãy dạng gàu xúc, phương ĐB-TN cắm về ĐN, một số có hướng Đ-T, nhiều bán địa hào, địa hào cùng hướng phát triển theo các đứt gãy được hình thành. Các bán địa hào, địa hào này được lấp đầy nhanh chóng bằng các trầm tích vụn thô, phun trào chủ yếu thành phần bazơ – trung tính và trầm tích trước núi. Trong thời gian đầu tạo bể có lẽ do chuyển động sụt lún khối tảng, phân dị nên tại các đới trũng khác nhau có thể có các thời kỳ gián đoạn, bào mòn và trầm tích khác nhau. Do khu vực tích tụ trầm tích và cung cấp trầm tích nằm kế cận nhau nên thành phần trầm tích ở các đới trũng khác nhau có thể khác biệt nhau. Đặc điểm phát triển các bề mặt không chỉnh hợp ở thời kỳ này mang tính địa phương cao và cần được lưu ý khi tiến hành liên kết, đối sánh thạch địa tầng. Vào Oligocene sớm, bao quanh và nằm kề áp lên các khối nhô móng kết tinh phổ biến là trầm tích lục địa – sông ngòi và đầm hồ, với các tập Khóa luận tốt nghiệp GVHD: ThS. Bùi Thị Luận SVTH: Phan Văn Hải 29 sét dày đến một vài chục mét (như trên cấu tạo Sư Tử Trắng và cánh Đông Bắc mỏ Bạch Hổ). Quá trình tách giãn tiếp tục phát triển làm cho bể lún chìm sâu, rộng hơn. Các hồ, trũng trước núi trước đó được mở rộng, sâu dần, liên thông nhau và có chế độ trầm tích khá đồng nhất. Các tầng trầm tích hồ dày, phân bố rộng được xếp vào hệ tầng Trà Tân được thành tạo, mà chủ yếu là chất hữu cơ màu nâu, nâu đen tới đen. Các hồ phát triển trong các địa hào riêng biệt được liên thông nhau, mở rộng dần và có hướng phát triển kép dài theo phương ĐB-TN, đây cũng là phương phát triển ưu thế của hệ thống đứt gãy mở bể. Các trầm tích giàu sét của tầng Trà Tân dưới có diện phân bố hẹp, thường vắng mặt ở phần rìa bể, phần kề với các khối cao địa lũy và có dạng nêm điển hình, chúng phát triển dọc theo các đứt gãy với bề dày thay đổi nhanh. Các trầm tích giàu sét của tầng Trà Tân giữa được tích tụ sau đó, phân bố rộng hơn, bao phủ trên hầu khắp các khối cao trong bể và các vùng cận rìa bể. Hoạt động nén ép vào cuối Oligocene muộn đã đẩy trồi các khối móng sâu, gây nghịch đảo trong các tầng trầm tích trong Oligocene ở trung tâm các đới trũng chính, làm tái hoạt động của các đứt gãy thuận chính ở dạng ép chờm, trượt bằng và tạo nên các cấu trúc “trồi”, các cấu tạo dương/âm hình hoa, phát sinh các đứt gãy nghịch ở một số nơi như trên cấu tạo Rạng Đông, phía Tây cấu tạo Bạch Hổ và một số khu vực mỏ Rồng. Đồng thời xảy ra hiện tượng bào mòn và vát mỏng mạnh các trầm tích thuộc tầng Trà Tân trên. Các nếp uốn trong trầm tích Oligocene ở bể Cửu Long được hình thành với 4 cơ chế chính: 1. Nếp uốn gắn với đứt gãy căng giãn phát triển ở cánh sụt của các đứt gãy chính và thường thấy ở rìa các đới trũng. Khóa luận tốt nghiệp GVHD: ThS. Bùi Thị Luận SVTH: Phan Văn Hải 30 2. Phủ chờm của trầm tích Oligocene lên trên các khối móng cao. Đây là đặc điểm phổ biến nhất ở bể Cửu Long, các cấu tạo Rạng Đông, Hồng Ngọc, Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng và Bạch Hổ, Rồng, .v..v. đều thuộc kiểu này. 3. Các cấu tạo hình hoa được thành tạo vào Oligocene muộn và chỉ được phát hiện trong các địa hào chính (Cấu tạo Gió Đông, Sông Ba (15B), v.v.) 4. Các nếp lồi, bán lồi gắn với nghịch đảo trầm tích được thành tạo vào cuối Oligocene, được phát hiện ở phía Bắc trũng chính bể Cửu Long. Sự kết thúc hoạt động của phần lớn các đứt gãy và không chỉnh hợp góc rộng lớn ở nóc trầm tích Oligocene đã đánh dấu sự kết thúc thời kỳ đồng tạo rift. Thời kỳ sau tạo rift. Vào Miocene sớm, quá trình giãn đáy biển Đông theo phương TB-ĐN đã yếu đi và nhanh chóng kết thúc vào cuối Miocene sớm (17 tr.năm), tiếp theo là quá trình nguội lạnh vỏ. Trong thời kỳ đầu Miocene sớm các hoạt động đứt gãy vẫn còn xảy ra yếu và chỉ chấm dứt hoàn toàn từ Miocene giữa đến hiện tại. Các trầm tích của thời kỳ sau rift có đặc điểm chung là: phân bố rộng, không bị biến vị, uốn nếp và gần như nằm ngang. Tuy nhiên, ở bể Cửu Long các quá trình này vẫn xảy ra các hoạt động tái căng giãn yếu, lún chìm từ từ trong Miocene sớm và hoạt động núi lửa ở một số nơi, đặc biệt ở phần Đông Bắc bể. Vào cuối Miocene sớm trên phần lớn diện tích bể, nóc trầm tích Miocene dưới – hệ tầng Bạch Hổ được đánh dấu bằng biến cố chìm sâu bể với sự thành tạo tầng “sét Rotalid” biển nông rộng khắp và tạo nên tầng đánh dấu địa tầng và tầng chắn khu vực khá tốt cho toàn bể. Cuối Miocene sớm toàn bể trãi qua quá trình nâng khu vực và bóc mòn yếu, bằng Khóa luận tốt nghiệp GVHD: ThS. Bùi Thị Luận SVTH: Phan Văn Hải 31 chứng là tầng sát Rotalid chỉ bị bào mòn từng phần và vẫn duy trì tính phân bố khu vực của nó. Vào Miocene giữa, lún chìm nhiệt tiếp tục gia tăng và biển đã có ảnh hưởng rộng lớn đến hầu hết các vùng quanh Biển Đông. Cuối thời kỳ này có một pha nâng lên, dẫn đến sự tái thiết lập điều kiện môi trường sông ở phần Tây Nam bể còn ở phần Đông, Đông Bắc bể điều kiện ven bờ vẫn tiếp tục được duy trì. Miocene muộn được đánh dấu bằng sự lún chìm mạnh ở biển Đông và phần rìa của nó, khởi đầu quá trình thành tạo thềm lục địa hiện đại Đông Việt Nam. Núi lửa hoạt động tích cực ở phần Đông Bắc bể Cửu Long, Nam Côn Sơn và phần đất liền Nam Việt Nam. Từ Miocene muộn bể Cửu Long đã hoàn toàn thông với bể Nam Côn Sơn và hệ thống sông Cửu Long, sông Đồng Ni trở thành nguồn cung cấp trầm tích cho cả 2 bể. Các trầm tích hạt thô được tích tụ trong môi trường ven bờ ở phần Nam bể và trong môi trường biển nông trong phần Đông Bắc bể. Pliocene là thời gian biển tiến rộng lớn và có lẽ đây là lần đầu tiên toàn bộ vùng biển Đông hiện tại nằm dưới mực nước biển. Các trầm tích hạt mịn hơn được vận chuyển vào vùng bể Cửu Long và xa hơn tích tụ vào vùng bể Nam Côn Sơn trong điều kiện nước sâu hơn. Khóa luận tốt nghiệp GVHD: ThS. Bùi Thị Luận SVTH: Phan Văn Hải 32 PHẦN CHUYÊN ĐỀ Khóa luận tốt nghiệp GVHD: ThS. Bùi Thị Luận SVTH: Phan Văn Hải 33 CHƯƠNG II: PHƯƠNG PHÁÙP NGHIÊÂN CỨÙU VÀØ CƠ SỞÛ LÝÙ THUYẾÁT VỀÀ ĐỊA HÓÙA TRONG NGHIÊÂN CỨÙU ĐÁÙ MẸÏ 2.1 PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU Trên cơ sở mẫu có thành phần thạch học là sét, sét bột được phân tích các chỉ tiêu địa hóa cơ bản như: TOC (%), S1, S2, HI, …. Các mẫu trong cùng một giếng khoan của tập trầm tích Oligocene được lựa chọn như sau: - Chọn các tập mẫu cho tầng Oligocene trên và tầng Oligocene dưới (dựa vào kết qủa về phân chia địa tầng khu vực nghiên cứu đã được báo cáo). - Tính giá trị trung bình các chỉ tiêu trên của các mẫu trong tập trầm tích tầng Oligocene trên và Oligocene dưới ở từng giếng khoan. - Tính giá trị trung bình của các chỉ tiêu cho toàn tập trầm tích tầng Oligocene trên và Oligocene dưới trong bể Cửu Long. Đề tài sử dụng số liệu địa hóa và độ sâu của 08 giếng khoan thuộc các lô 16.2, 9.1, 9.2, 15.1, 15.2 bao quát gần như toàn bộ bồn trũng Cửu Long. Từ đó tiến hành phân tích dữ liệu và tính toán chỉ tiêu thời nhiệt TTI. Kết quả được thể hiện trên biểu đồ lịch sử chôn vùi vật chất hữu cơ của các tầng đá mẹ. Ngoài ra, tác giả còn vẽ biểu đồ lịch sử chôn vùi VCHC của 4 điểm thuộc các đới trũng mà chưa có giếng khoan là: Trũng Đông Bắc (điểm M1), Trũng Tây Bạch Hổ (điểm M2, M3), Trũng Đông Bạch Hổ (điểm M4). Từ đó xác định mức độ trưởng thành của tầng đá mẹ Oligocene tại các đới trũng này. Kết quả cuối cùng của đề tài là thành lập được mặt cắt địa hoá dựa trên nền mặt cắt địa chất [2] thể hiện các đới trưởng thành, chưa trưởng thành hoặc quá trưởng thành của VCHC của các tầng đá mẹ thuộc bồn Trũng Cửu Long. Khóa luận tốt nghiệp GVHD: ThS. Bùi Thị Luận SVTH: Phan Văn Hải 34 2.2 ĐÁ MẸ: 2.2.1 Định nghĩa: Trong lịch sử thăm dò dầu khí thì đá mẹ là dấu hiệu đầu tiên để đánh giá tiềm năng của một bể trầm tích. Đá mẹ là loại đá có thành phần hạt mịn chứa phong phú hàm lượng vật liệu hữu cơ và được chôn vùi trong điều kiện thuận lợi. Vì vậy, tầng đá mẹ phong phú VLHC là tầng trầm tích hạt mịn, dày, nằm ở miền lún chìm liên tục, trong điều kiện yếm khí (vắng oxy). Đồng thời trong giai đoạn lắng nén VLHC chịu sự tác động và phân hủy của vi khuẩn… - Phân loại theo thành phần thạch học: đá mẹ có bốn loại: đá mẹ sét phổ biến, được lắng đọng trong các môi trường khác nhau; đá mẹ silic liên quan đến sự lắng đọng sét silic ở nơi phát triển diatomic và radiolaria; đá mẹ vôi liên quan đến bùn vôi, sau khi giải phóng nước tạo thành sét vôi và các ám tiêu san hô, sét phiến cháy và than đá trong điều kiện thuận lợi sinh ra lượng dầu và khí nhất định. - Theo tiêu chuẩn địa hóa thì đá mẹ phải chứa một lượng VLHC nào đó và trong các điều kiện biến chất khác nhau, chúng sản sinh ra các sản phẩm hữu cơ tương ứng. Mỗi giai đoạn biến chất sẽ có lượng VLHC hòa tan được trong dung môi hữu cơ (bitum) và phần còn lại không hòa tan trong dung môi hữu cơ hay còn gọi là kerogene. Từ định nghĩa đó, ta có thể gặp một số cấp đá mẹ như sau: - Đá mẹ tiềm tàng: đáù mẹ vẫn còn được che đậy hoặc chưa khám phá. - Đá mẹ tiềm năng: đá mẹ có khả năng sinh dầu và khí nhưng chưa đủ trưởng thành về nhiệt độ. - Đá mẹ hoạt động: đá mẹ có khả năng sinh ra dầu khí. - Đá mẹ không hoạt động: đá mẹ vì lý do nào đó không sinh ra dầu khí. Khóa luận tốt nghiệp GVHD: ThS. Bùi Thị Luận SVTH: Phan Văn Hải 35 Để đánh giá nguồn hydrocarbon thì đá mẹ phải được đánh giá qua ba yêu cầu cơ bản sau đây: - Đá mẹ bao gồm đủ tối thiểu số lượng vật chất hữu cơ (VCHC). - Đá mẹ bao gồm đủ chất lượng VCHC. - Đá mẹ trưởng thành về nhiệt. 2.2.2 Số lượng VCHC: Ta dùng chỉ số TOC (Total Organic Carbon) – tổng số carbon hữu cơ trong đá – hoặc Corg , để xác định trầm tích mịn hạt có phải là đá mẹ hay không. Tiêu chuẩn phân loại đá mẹ theo số lượng VCHC: Bản chất đá mẹ Đá sét Đá Carbonate %TOC > 0.5% > 0.25% 2.2.3 Chất lượng VCHC: Khi đã có đủ lượng VCHC trong đá mẹ, để xác định khả năng sinh dầu khí của đá mẹ, ta cần phải biết đến chất lượng VCHC để xác định loại VCHC nào sẽ là nguồn sinh dầu, sinh khí hay sinh cả dầu lẫn khí. Vật chất xây dựng lên TOC trong đá trầm tích là phần còn lại của vi sinh vật (Phytoplankton, Zooplankton, Phytobentos), vi khuẩn (Bacteria) sống trong môi trường nước và thực vật bậc cao sống trên cạn. Thực vật sống trên cạn thì có cấu tạo bền vững trong khi đó thực vật sống dưới nước có cấu tạo kém bền vững hơn. Do đó khi soi dưới kính hiển vi phần tàn tích của sinh vật, ta có thể nhận biết được: - Vật chất từ sinh vật sống dưới nước thường được mô tả là vật chất vô định hình, tức là không có ranh giới ngoài một cách xác định, gọi là Sapropel. - Vật chất hữu cơ trên cạn, có cấu trúc được bảo tồn tốt, gọi là Humic. Khóa luận tốt nghiệp GVHD: ThS. Bùi Thị Luận SVTH: Phan Văn Hải 36 Một khái niệm dùng để đánh giá chất lượng VCHC là Kerogen – các tổ phần tử trong đá trầm tích không tan trong dung môi kiềm, nước cũng như các dung môi hữu cơ thông thường. Theo nguồn gốc vật liệu hữu cơ có thể phân ra hai nhóm môi trường là dưới nước và lục địa. Nhóm vi sinh vật (phytoplankton, zooplankton), vi khuẩn sống trong môi trường nước, còn thực vật bậc cao sống trên lục địa. Thực vật có cấu tạo bền vững trong khi vi sinh vật có cơ thể yếu hơn. Trong đá trầm tích, 90 % hàm lượng hữu cơ là thành phần không có khả năng hòa tan trong nước và dung môi hữu cơ gọi là kerogene, 10 % còn lại có khả năng hòa tan gọi là bitum. Nguồn cung cấp những thành phần mảnh vụn của động thực vật như tạo nên Kerogen được gọi là Maceral. Gồm 4 loại: - Vitrinite: bắt nguồn từ mảnh vụn gỗ của thực vật sống trên cạn, tảo (Alginite). - Extrinite: bắt nguồn từ bào tử, phấn hoa, tảo 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. Lượng Maceral và mảnh vụn vô định hình trong Kerogen quyết định khả năng tạo thành hydrocarbon. - Kerogen có khuynh hướng tạo dầu tốt chứa 65% Extrinite và mảnh vụn vô định hình. - Kerogen có khuynh hướng tạo khí lỏng và condensate chứa 35÷65% Extrinite và mảnh vụn vô định hình. - Nếu Extrinite và mảnh vụn vô định hình ít hơn 35% thì có 2 trường hợp: o Vitrinite chiếm ưu thế: tạo khí khô. Khóa luận tốt nghiệp GVHD: ThS. Bùi Thị Luận SVTH: Phan Văn Hải 37 o Inertinite chiếm ưu thế: không tạo dầu. Dựa vào bốn dạng cơ bản của Maceral ta có tương ứng 4 loại kerogene: − Kerogene loại I (tảo – alginite): gồm các sinh vật đơn bào chủ yếu là rong tảo sống trong môi trường đầm hồ rất giàu lipid có khả năng sinh dầu cực tốt (loại này rất hiếm vì nó được tách ra từ algae đầm hồ). Rất phong phú hydrogene (H2) và lưu huỳnh (S) (rH/rC>1.5) − Kerogene II (biển trung gian): được tách ra từ các nguồn khác nhau: algae biển, phấn hoa và bào tử (pollen – spore), lá cây có sáp, nhựa cây của thực vật bậc cao và quá trình phân hủy lipid ở cây. Loại kerogene này có khả năng sinh dầu từ tốt đến rất tốt, đôi khi sinh khí condensate. (rH/rC = 1.0÷1.5). − Kerogene III (than): gồm các loại thực vật bậc cao giàu cellulose và lignin có khả năng sinh khí là chủ yếu, sinh dầu ít. (rH/rC <1.0) − Kerogene IV (inert): trơ, không có khả năng sinh dầu khí. Là loại vật chất hữu cơ bị oxy hóa mạnh, rất nghèo hydrogene. (rH/rC <0.5). Vì vậy các loại sét đầm hồ thường chứa Kerogen loại I được tích lũy từ rong, tảo nước ngọt, vi khuẩn. Loại sét nước lợ, cửa sông, biển nông, hỗn hợp sét vôi và vôi thường chứa Kerogen loại II được tích lũy từ plankton (rong nước lợ, nước mặn, vi khuẩn,…) Còn sét delta sông, cũng như các thực vật bậc cao và vật liệu than trên lục địa thường chứa Kerogen loại III, IV. Khóa luận tốt nghiệp GVHD: ThS. Bùi Thị Luận SVTH: Phan Văn Hải 38 Hình 2.1. Sơ đồ phân loại nguồn gốc vật liệu hữu cơ dựa trên tương quan tỉ lệ hàm lượng nguyên tố H/C và O/C 2.2.4 Độ trưởng thành nhiệt: Yếu tố nhiệt đối với sự hình thành dầu khí của vật liệu hữu cơ (VLHC) là vô cùng quan trọng. Vì nếu không đủ nhiệt độ, VLHC sẽ không thể chuyển hóa thành dầu khí hoặc nếu nhiệt độ chôn vùi quá cao sẽ khiến các VLHC bị quá trưởng thành hoặc bị phá hủy. Để hình thành dầu khí đạt kết quả tốt nhất cần có một nhiệt độ thích hợp trong khoảng nhiệt độ tạo dầu. Sẽ được trình bày trong các phần sau. Khóa luận tốt nghiệp GVHD: ThS. Bùi Thị Luận SVTH: Phan Văn Hải 39 2.3. NHÓM CÁC PHƯƠNG PHÁP ĐỊA HÓA ĐÁNH GIÁ ĐÁ MẸ Trong phạm vi bài báo cáo này, tác giả quan tâm và chú trọng vào phương pháp thời nhiệt TTI. Từ đó lập nên sơ đồ lịch sử chôn vùi vật chất hữu cơ của các tầng đá mẹ, đặc biệt là tầng đá mẹ Oligocene thuộc bồn trũng Cửu Long. Ngoài ra, tác giả còn sử dụng số liệu về chỉ tiêu độ phản xạ Vitrinite R0 (%) và Tmax của các giếng khoan để củng cố cho kết quả nghiên cứu của mình. Sơ đồ 2.1. Các phương pháp nghiên cứu địa hĩa Các phương pháp xác định tầng đá mẹ Các phương pháp xác định độ trưởng thành của VLHC X ác đ ịn h TO C (% ) C hi ết tá ch b itu m N hi ệt p hâ n Sắ c ký k hí v à kh í k hố i p hổ X ác đ ịn h m ơi tr ườ ng tí ch lũ y V LH C th ơn g qu a tư ơn g qu an hà m lư ợn g sắ t v à tư ơn g qu an đ ồn g ph ân c ủa St re ra ne s, đồ ng p hâ n Pr /n C 17 v à Ph /n C 18 Ph ươ ng p há p ph ản x ạ vi tri ni t R o Ph ươ ng p há p ph át q ua ng Ph ươ ng p há p xá c đị nh m ẫu k er og en e Ph ươ ng p há p th ời n hi ệt T TI Khóa luận tốt nghiệp GVHD: ThS. Bùi Thị Luận SVTH: Phan Văn Hải 40 2.3.1. Phương pháp đo phản xạ vitrinite RO (%) Phương pháp đo phản xạ Vitrinite được thực hiện trên kính hiển vi phản xạ LEITZ. Lấy 10 – 20 g đá nghiền nhỏ, sau đó loại carbonate bằng axit HCl và loại silicate bằng HF. Mảnh vitrinite có mặt trong kerogene 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 phản xạ. 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 . Độ trưởng thành của đá mẹ căn cứ theo bảng 2.1: RO (%) Độ trưởng thành của đá mẹ < 0,6 Chưa trưởng thành 0,6 – 0,8 Trưởng thành sớm 0,8 – 1,35 Trưởng thành muộn > 1,35 Quá trưởng thành Bảng 2.1. Đánh giá độ trưởng thành của đá mẹ dựa vào độ phản xạ vitrinite 2.3.2 Phương pháp nhiệt phân Rock – Eval Địa hóa nhiệt phân khắc phục được một số nhược điểm của chiết bitum là phải cần mẫu khối lượng lớn hơn vài trăm gram. Trong khi đó địa hóa nhiệt phân đòi hỏi lượng mẫu nhỏ (có thể chỉ cần 100 gram mẫu là đủ), nhanh, giải quyết được nhiều mẫu. Ngày nay có thể khái quát quá trình chuyển hóa vật liệu hữu cơ cho các sản phẩm như sau (theo Espitalie J.). Tiến hành nhiệt phân Rock – Eval vật liệu hữu cơ (80 – 100mg đá có khi tới 500g đá tùy vào mức độ phong phú vật liệu hữu cơ) từ thấp đến cao ta nhận được các sản phẩm sau đây tương ứng với các chỉ tiêu được xác định là SO, S1, S2, S3 và Tmax. − SO: là lượng hydrocarbon tự do (khí và hydrocarbon lỏng thấp phân tử C1 – C7) đốt ở nhiệt độ khoảng 90OC trong vòng 1 – 1,5 phút. Khóa luận tốt nghiệp GVHD: ThS. Bùi Thị Luận SVTH: Phan Văn Hải 41 − S1 là loại hydrocarbon tách ra ở nhiệt độ khoảng 100 – 300OC trong 2 phút (mg hydrocarbon/g đá hay kgHC/tấn đá) phản ánh lượng hydrocarbon di cư của mạng dầu, cực đại ở nhiệt độ khoảng 115 – 120OC, lượng này tương đương với bitum dạng dầu. Hình 2.2. Đặc điểm của quá trình nhiệt phân − Tiếp tục cracking ở nhiệt độ cao từ 300 – 550OC nhận được S2 phản ánh lượng hydrocarbon tiềm năng trong đá mẹ (đỉnh cao nhất thường khoảng 460 – 500OC, Hình 2.2, bảng 2.2) cũng là chỉ số Tmax phản ánh độ trưởng thành của vật liệu hữu cơ (mgHC/g đá, hoặc kgHC/tấn đá), cửa sổ tạo dầu Tmax = 440 – 470OC), lượng này cũng chính là hydrocarbon được tách ra do phân hủy nhiệt, nhiệt độ tối đa là 600OC. − Độ trưởng thành của đá mẹ được đánh giá dựa vào bảng 2.2: Khóa luận tốt nghiệp GVHD: ThS. Bùi Thị Luận SVTH: Phan Văn Hải 42 Tmax (OC) Độ trưởng thành < 440 Chưa trưởng thành 440 – 446 Trưởng thành 446 – 470 Trưởng thành muộn > 470 Sinh khí hay phá hủy Bảng 2.2. Đánh giá độ trưởng thành của đá mẹ dựa vào Tmax 2.3.3. Phương pháp thời nhiệt TTI Phương pháp thời nhiệt Lopantin dựa trên các mô phỏng địa chất và các phản ứng đứt mạch của hydrocarbon để khái quát hóa tốc độ sụt lún – nén ép cũng như tốc độ nâng – bóc mòn. Phương pháp này đưa ra các nhận định về phản ứng hóa học nhằm đơn giản hóa các dạng năng lượng hoạt động. Cơ sở lý thuyết để xác định giá trị TTI: Thời Gian Trưởng Thành = Hệ Số Khoảng Thời Gian × Hệ Số Thời Nhiệt Hệ số thời gian được xác định theo đơn vị triệu năm, trong suốt giai đoạn đó một đơn vị vật chất lắng đọng sẽ được chôn vùi trong một khoảng nhiệt độ là 10OC. Hệ số nhiệt độ sẽ tăng gấp đôi ứng với mỗi khoảng tăng 10OC theo giá trị gradient địa nhiệt. Mức độ trưởng thành đạt được của một đơn vị vật chất lắng đọng tại bất kì điểm nào trong lịch sử chôn vùi là tổng cộng tất cả các giá trị thời nhiệt TTI từ vị trí chôn vùi ban đầu đến thời điểm đang xét. Quá trình trưởng thành = TTI1 + TTI2 + TTI3 + … Khóa luận tốt nghiệp GVHD: ThS. Bùi Thị Luận SVTH: Phan Văn Hải 43 Theo đó, khi mô hình hóa mức độ trưởng thành hiện tại, với tất cả các giá trị thời nhiệt TTI từ thời điểm vật chất đó được chôn vùi cho đến hiện tại được cộng dồn. Việc cộng dồn bao gồm cả những giai đoạn vật chất này bị lún chìm, chôn vùi địa tĩnh hay kiến tạo nâng. Thông thường, mức độ trưởng thành biến đổi thẳng đứng theo thời gian chôn vùi, ngay cả khi sự sụt lún đã ngừng hay kiến tạo nâng đang hoạt động. Dù vậy, tốc độ hoạt động này biểu hiện dưới dạng cửa sổ tạo dầu và phụ thuộc chủ yếu vào thời gian chôn vùi. Công thức tổng quát: Trong đó: − TTI: chỉ số thời nhiệt − ∆Ti: khoảng thời gian vật liệu trầm tích lắng đọng ứng với khoảng tăng 10 OC − r = 2: hằng số khí chung Một thang tỉ lệ được xây dựng để chuyển đổi giá trị thời khoảng TTI cộng dồn thành mức độ trưởng thành và giá trị TTI được tính theo (Bảng 2.3). Giai đoạn trưởng thành nhiệt chủ yếu được xem như đã bắt đầu tại điểm giá trị TTI là 15. Đỉnh tạo dầu xuất hiện gần điểm TTI là 75 và cửa sổ tạo dầu kết thúc khoảng 160 (Bảng 2.4). TTI Khoảng nhiệt độ0C Chỉ số tích lũy R:hệ số nhiệt độ về tốc độ phản ứng Ìt:khỏang thời gian qua 100C Ìt ΣÌt.r n 30-40 -7 2-7 40-50 -6 2-6 … … … … … … 100-110 0 1 110-120 1 2 … … … Bảng 2.3. Tính tốn giá trị thời nhiệt TTI Khóa luận tốt nghiệp GVHD: ThS. Bùi Thị Luận SVTH: Phan Văn Hải 44 Năm 1971, Lopatin đã xác định giá trị TTI với những số liệu biết được từ giếng khoan và phương pháp này đã được Waples phát triển vào năm 1980 bằng những chỉ số giới hạn sau: TTI Mức độ trưởng thành của vật liệu hữu cơ < 15 Chưa trưởng thành 15 Tạo dầu 75 Đỉnh tạo dầu