Luận văn Đặc điểm địa hóa đá mẹ của một số giếng khoan thuộc bồn trũng Cửu Long

ynh hướng tạo dầu tốt chứa 65% Extrinite và mảnh vụn vô định hình. Kerogen có khuynh hướng tạo khí lỏng và condesat chứa 35-65% Extrinit và mảnh vụn vô định hình. Nếu Extrinit và mảnh vụn vô định hình ít hơn 35% thì có 2 trường hợp Vitrinit chiếm ưu thế: tạo khí khô. Inertinite chiếm ưu thế: không tạo dầu. Dựa vào 4 dạng cơ bản của Maceral ta có 4 loại Kerogen tương ứng Kerogen loại I_tảo: 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 loại I là sản phẩm của quá trình biến đổi mạnh của vi sinh vật. Nó là nguồn sinh dầu tốt. Kerogen loại II_ biển trung gian: Là hỗn hợp của thân cây cỏ và vật chất hữu cơ dạng gỗ. Nó cũng là nguồn sinh dầu và condensat. Kerogen loại III_than: Là một hỗn hợp bao gồm thân cây gỗ và vật chất có lẫn than, Kerogen loại III là nguồn sinh dầu ít nhưng có thể là nguồn sinh khí tốt. Vì vậy chúng ta nhận thấy vật l nước là nguồn sinh dầu tốt hơn là vật chất ở trên cạn, còn vật chất trên cạn là nguồn sinh khí tốt. Kerogen loại IV_(inert) trơ: mỏ than và một số vật liệu thực vật lục địa trong môi trường oxy hóa. Loại này không có khả năng sinh dầu khí. Có ba cấp Kerogen: Kerogen cấp I : sinh dầu. Kerogen cấp II : sinh Condensat. Kerogen cấp III : sinh khí khô. I.4/ ĐỘ TRƯỞNG THÀNH NHIỆT: 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 kiến vật liệu hữu cơ bị quá trưởng thành. Để sự hình thành dầu khí đạt kết qua tốt nhất cần có một nhiệt độ thích hợp trong khoảng nhiệt độ tạo dầu. II. CÁC PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU ĐÁ MẸ II.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- 412 tới 1350oC. Lượng dioxit cacbon thoát ra sẽ được ghi nhận để tính tổng hàm lượng các bon hữu cơ theo công thức sau: Mco2 * Fco2 Mco2 * Fco2 Mđ + M0 * Cst (%) TOC = * 100 Fco2 = 0.2792: hệ số chuyển đổi Mo(g) : khối lượng mẫu đá ban đầu Mđ (g) : khối lượng mẫu đá đã loại cacbonat để đưa vào lò đốt MCO2 (g) : khối lượng mẫu chuẩn Cst (%) : hàm lượng cacbon trong mẫu chuẩn Chỉ tiêu phân loại đá mẹ: TOC(%) Phân loại đá mẹ < 0.5 Nghèo 0.5 – 1.0 Trung bình 1.0 – 2.0 Tốt > 2 Rất tốt II.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 80-100 mg đá (có khi tới 500 mg) 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 hyrocacbon 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 hyrocacbon lỏng dạng dầu, kí hiệu S1. Lượng này tương đương lượng Bitum dạng dầu, là lượng HC tự do. Tăng nhiệt độ từ từ đến khoảng nhiệt độ 300-500oC (<600oC), nhận được lượng HC tiềm năng ( tức là lượng HC phản ánh tiềm năng của đá mẹ. Sau đó máy tự động giảm nhiệt độ ( từ 600oC-300oC). Tiếp tục đốt phần HC còn lại ở nhiệt độ < 600oC, ta nhận được S3 là lượng CO2 được tạo thành Các chỉ tiêu phân tích trên RE gồm: S1(kg HC/T đá) là lượng hydrocacbon tự do trong đá, tức là lượng hydrocacbon sinh ra từ đá mẹ. S2(kg HC/T đá) là lượng hydrocacbon tiềm năng trong đá, tức là lượng hydrocacbon còn lại trong đá mẹ. S1+S2 (kg/T đá) là tổng tiềm năng của HC 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 VCHC. 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 HC lỏng giải phóng ra khỏi đá mẹ (không phải tổng HC 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: S1 (kg HC/T 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: S2 (kg HC/T 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/T 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 condensat) II.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 carbonat bằng acid HCI 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. Chỉ tiêu đánh giá độ trưởng thành của đá mẹ. Ro(%) 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 sinh dầu mạnh nhất (trưởng thành muộn) >1.35 Sinh khí condensat (quá trưởng thành ) II.4/ PHƯƠNG PHÁP CHIẾT TÁCH BITUM: Các hợp phần hydrocacbon lỏng (bitum) trong đá được chiết trong dichlormethane 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). II.5/ PHƯƠNG PHÁP PHÁT QUANG: Phương pháp này dựa vào cường độ phát quang của VCHC (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 VCHC 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 hoá. II.6/ PHƯƠNG PHÁP SẮC KÍ 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 VCHC 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 5A° nhằm làm giàu thêm các cấu tử hydrocacbon vì các biomarker có mặt trong hydrocacbon với hàm lượng rất 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 biểu 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 VCHC giúp việc phân loại chúng dễ dàng. Đồng thời từ các dạng phân bố biomarker có thể gián tiếp xác định mức độ trưởng thành VCHC của đá mẹ. II.7/ PHƯƠNG PHÁP THỜI NHIỆT TTI: Khi không có số liệu về các chỉ tiêu khác, người ta thường sử dụng chỉ tiêu thời nhiệt để dự đoán mức độ trưởng thành của VCHC. Nguyên lý của phương pháp này là các phản ứng đứt mạch của VCHC xảy ra để hình thành các hydrocacbon lỏng và 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 Lopatin L.V phát hiện ra rằng cứ tăng 100C 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 L.V đặt cho ký hiệu là hệ số nhiệt độ phản ánh tốc độ của phản ứng gấp đôi r = 2. Từ lớp đá mẹ đó tăng được 100C phải trải qua một khoảng thời gian nhất định và gọi là Dt, từ đó tính tích của hai thông số này r*Dt sẽ là chỉ số thời nhiệt của VCHC trong khoảng thời gian đó. Như vậy, å r*Dt là tổng cộng dồn của tích nêu trên phản ánh chỉ số thời nhiệt (TTI) theo thời gian phát triển địa chất. Ở điều kiện nhiệt độ 1000C –1100C 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 1100C và cao hơn cường độ sinh chất bốc giảm dần. Vì vậy ở khoảng nhiệt độ 1000C – 1100C có r0 = 1, thấp hơn các khoảng nhiệt độ này r có số mũ là r-n còn trong các khoảng nhiệt độ cao hơn thì hệ số r có số mũ dương 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 hoá của VCHC. Ưu điểm: phương pháp này có thể tính toán và dự báo các pha sinh dầu, khí condensat 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, Mesozoi, có tốc độ tích lũy trầm tích trung bình và thấp. Đối với các bể trầm tích Kainozoi có tốc độ tích lũy trầm tích nhanh, đặc biệt vào Neogen và Đệ Tứ phương pháp này cho nhiều sai số có khi tới vài trăm mét, thậm chí đến nghìn mét vì tốc độ tích luỹ 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 hoá theo chế độ nhiệt mới. Bảng tính chỉ tiêu thời nhiệt TTI. Khoảng nhiệt độ, 0C Chỉ số tích luỹ R: hệsố nhiệt độ về tốc độ phản ứng Dt: khoảng thời gian qua 100C TTI Dt åDt.rn 30 – 40 -7 2-7 40 – 50 -6 2-6 … … … … … … 100 – 110 0 1 110 – 120 1 2 … … … II.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. Mứa độ trưởng thành được biểu hiện từ màu vàng sáng đến đen. II.9/ PHƯƠNG PHÁP SẮC KÝ DẢI HYDROCARBON NO, n-ankal C15+. Hydrocabon no từ phép phân tích tách thành phần nhóm của bitum hoặc dầu thô đem phân tích trên cột mao quản dài 25m – 50/60m của máy sắc ký khí GC – 14B hoặc HP 6980. Nhờ sự hổ trợ của khí trơ, các phân tử hydrocacbon lần lượt xuất hiện và được ghi trên sắc đồ theo trọng lượng phân tử từ nhẹ đến nặng vì các phân tử có nhiệt độ bay hơi khác nhau. Ví dụ: CH4 bắt đầu bay hơi từ –200C và còn tiếp tục bay hơi khi các phân tử nặng hơn bắt đầu bay hơi. Nhờ FID mà thời gian xuất hiện và hàm lượng từng phân tử HC được tự động ghi từ CH4 tới các phân tử có trọng lượng cao khi nhiệt độ của cột sắc ký tăng dần đến >5500C hoặc cao hơn khi phân tích dầu nặng. 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 VCHC… Cũng trên máy GC – 14B, HP 6980 có thể phân tích thành phần hydrocacbon thơm, asphalten và cho cả dầu thô toàn phần. Các bước tiến hành cũng tương tự như trên. Phương pháp trên dùng xác định sự tồn tại hay vắng mặt các di chỉ địa hoá (tên của các hydrocacbon không thay đổi hoặc thay đổi rất ít so với VCHC sinh ra nó. Sự vắng mặt các di chỉ địa hoá 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 VCHC sinh dầu. Môi trường lắng đọng VCHC. Khi đã xác định được loại VCHC có thể ta cho rằng đã biết được môi trường lắng đọng của nó. Song không hẳn như vậy, ví dụ như VCHC loại III có thể được lắng đọng trong đầm hồ hoặc ven biển hay vùng cửa sông… Ở mỗi điều kiện môi trường khác nhau VCHC sẽ có chất lượng khác nhau, nơi có hàm lượng oxy thấp VCHC 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 VCHC 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 môi trường oxi hóa Phytol biến thành Pristan, trong môi trường khử phytol biến thành phytal. 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 hoá 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 CHƯƠNG III: KẾT QUẢ PHÂN TÍCH ĐỊA HÓA TỪNG GIẾNG KHOAN THUỘC BỒN TRŨNG CỬU LONG Để thực hiện tiểu luận này tác giả đã thu thập tài liệu về địa hóa dầu khí của 8 giếng khoan ( Hình 5: sơ đồ phân bố giếng khoan), tổng hợp và tính toán để cho ra các kết quả sau. I. GIẾNG KHOAN BA VÌ Kết quả phân tích gồm 31 mẫu, trong đó có 21 mẫu có hàm lượng TOC (%) đạt tiêu chuẩn là đá mẹ. Vật liệu hữu cơ (VLHC) thuộc loại Kerogen kiểu II, kiểu III và một vài mẫu trong tầng Oligocene thuộc loại Kerogen kiểu I (xem biểu đồ I.A). 0 150 300 450 600 750 900 400 420 440 460 480 Miocene hạ Oligocene thượng Oligocene hạ Tmax . HI Kiểu II Kiểu III Kiểu I Biểu đồ I.A: Biểu đồ xác định loại vật liệu hữu cơ của giếng khoan Ba Vì. Các thông số địa hóa thể hiện hàm lượng vật chất hữu cơ, chất lượng vật chất hữu cơ, độ trưởng thành, và mức độ di cư được thể hiện qua biểu đồ I.B I.1/ TẦNG MIOCENE HẠ: Từ độ sâu 2430 m – 2820m tương ứng với tầng Miocene hạ: Phân tích 11 mẫu, trong đó có 7 mẫu có hàm lượng TOC đạt tiêu chuẩn là đá mẹ cho kết quả như sau: TOC dao động từ 1.02 – 1.9% trung bình là 1.32% được đánh giá là có số lượng vật chất hữu cơ (VCHC) tốt. S1 dao động từ 0.7 – 0.12 kg/T trung bình là 0.09 kg/T cho thấy lượng hydrocarbon tự do nghèo. S2 dao động từ 0.02- 0.14 kg/T trung bình là 2.12 kg/T cho thấy tiềm năng đá mẹ nghèo. PI dao động từ 0.04 – 0.06 trung bình là 0.05 cho thấy chỉ có hydrocarbon tại sinh. HI dao động từ 73 – 113 trung bình là 96 cho thấy Kerogen loại III, sinh khí là chủ yếu (biểu đồ I.A). Pr/Ph là 3.01_ môi trường trầm tích là đồng bằng chuyển tiếp có tính khử yếu. Tmax không thay đổi nhiều, dao động trong khoảng từ 437 - 440oC, giá trị thường gặp là 437oC, tương ứng với giá trị Ro dao động từ 0.39 – 0.51% thường gặp là 0.49 – 0.50% cho thấy đá mẹ chưa trưởng thành (biểu đồ I.1). Biểu đồ I.1 : Giá trị Tmax và Ro biến thiên theo độ sâu tầng Miocene hạ giếng khoan Ba Vì. II.2/TẦNG OLIGOCENE THƯỢNG. Từ độ sâu 2860 m – 3460 m tương ứng với tầng Oligocene thượng: Phân tích 24 mẫu, trong đó có 18 mẫu có dấu hệu là đá mẹ cho kết quả như sau: TOC dao động từ 1.50 – 3.36% trung bình là 1.92% được đánh giá là có số lượng VCHC tốt. S1 dao động từ 0.52 – 1.47 kg/T trung bình là 0.64 kg/T cho thấy lượng hydrocarbon tự do trung bình. S2 dao động từ 5.29 – 19.51 kg/T trung bình là 8.53 kg/T cho thấy tiềm năng đá mẹ tốt. PI thay đổi từ 0.03 – 0.14 và có sự thay đổi moat cách tương đối theo độ sâu + Từ độ sâu 2860 m -2990 m, PI dao động từ 0.03 – 0.2 cho thấy chỉ có HC tại sinh. + Từ độ sâu 2995 m -3460 m PI dao động từ 0.10 – 0.14 cho thấy chỉ có HC di cư. HI dao động từ 323 - 581 trung bình là 443 cho thấy Kerogen là hỗn hợp kiểu II-I, sinh dầu và khí. (biểu đồ I.A). Pr/Ph là 2.15 môi trường trầm tích là biển nông vũng vịnh cửa sông, có tính khử. Tmax thay đổi theo độ sâu: Từ độ sâu 2870 m – 2990 m, Tmax dao động trong khoảng từ 440 - 445oC, tương ứng với giá trị Ro dao động từ 0.47 – 0.54% cho thấy đá mẹ trưởng thành đầu pha sinh dầu (biểu đồ I.2). TmaxoC Từ độ sâu 2990 m - 3460 m, Tmax thay đổi từ 446 – 450oC, trung bình là 447 oC, cho thấy đá mẹ trưởng thành muộn. Ro% Ro% Biểu đồ I.2:Giá trị Tmax và Ro biến thiên theo độ sâu tầng Oligocene thượng giếng khoan Ba Vì II. GIẾNG KHOAN BẠCH HỔ 9 Kết quả phân tích gồm 60 mẫu, trong đó có 42 mẫu có hàm lượng TOC đạt tiêu chuẩn là đá mẹ. VLHC thuộc loại Kerogen kiểu II và kiểu I, một vài mẫu trong tầng Oligocene hạ thuộc loại Krogen kiểu III (xem biểu đồ II.A). 0 150 300 450 600 750 900 400 420 440 460 480 Miocene hạ Oligocene thượng Oligocene hạ Tmax . HI Kiểu I Kiểu II Kiểu III Biểu đồ II.A: Biểu đồ xác định loại vật liệu hữu cơ giếng khoan Bạch Hổ 9. Các thông số địa hóa thể hiện hàm lượng vật chất hữu cơ, chất lượng vật chất hữu cơ, độ trưởng thành, và mức độ di cư được thể hiện qua biểu đồ II.B. Và môi trường trầm tích vật liệu hữu cơ được thể thiện qua biểu đồ II.C Biểu đồ II.C: Biểu đồ xác định môi trường trầm tích của giếng khoan Bạch Hổ 9 II.1/ TẦNG MIOCENE HẠ: Từ độ sâu 3000 - 3070 tương ứng với tầng Miocene hạ: Phân tích 5 mẫu, trong đó 3 mẫu có hàm lượng TOC đạt tiêu chuẩn là đá mẹ cho kết quả như sau: Thạch học chủ yếu là sét bột kết TOC dao động từ 0.66 – 1.06% trung bình là 0.89% được đánh giá là có số lượng VCHC trung bình. S1 dao động từ 0.10 – 0.59 kg/T trung bình là 0.43 kg/T cho thấy lượng hydrocarbon tự do nghèo. S2 dao động từ 1.28 – 3.15 kg/T trung bình là 2.13 kg/T cho thấy tiềm năng đá mẹ trung bình. PI dao động từ 0.05 – 0.30 trung bình là 0.25 cho thấy có hydrocarbon di cư. HI dao động từ 130 - 297 trung bình là 243 cho thấy Kerogen loại II và III, sinh khí và dầu (biểu đồ II.A). Pr/Ph là 2.37 môi trường trầm tích là ven bờ, vũng vịnh, nước lợ có tính khử. Do tầng trầm tích mỏng, không có sự thay đổi Tmax nhiều, giá trị Tmax ở 436 - 437oC, tương ứng với giá trị Ro là 0.58% cho thấy đá mẹ chưa trưởng thành (biểu đồ II.1). TmaxoC Biểu đồ II.1 : Giá trị Tmax và Ro biến thiên theo độ sâu tầng Miocene hạ giếng khoan Bạch Hổ 9. II.2/ TẦNG OLIGOCENE THƯỢNG: Từ độ sâu 3090 m – 3990 m tương ứng với tầng Oligocene thượng: Phân tích 32 mẫu, trong đó 20 mẫu có hàm lượng TOC đạt tiêu chuẩn là đá mẹ cho kết quả như sau: Thạch học chủ yếu là sét argilit TOC dao động từ 1.50 – 4.54% trung bình là 2.27% được đánh giá là có số lượng VCHC rất tốt. S1 dao động từ 0.28 – 14.84 kg/T trung bình là 3.68 kg/T cho thấy lượng hydrocarbon tự do rất tốt. S2 dao động từ 1.54 – 85.19 kg/T trung bình là 17.14 kg/T cho thấy tiềm năng đá mẹ rất tốt. PI dao động từ 0.05 – 0.34 trung bình là 0.19 cho thấy có hydrocarbon di cư. HI dao động từ 129 - 1114 trung bình là 740 cho thấy Kerogen loại I sinh dầu (biểu đồ II.A). Pr/Ph là 2.01 môi trường trầm tích là vũng vịnh hoặc cửa sông nơi nước lợ có tính khử (biểu đồ II.C). Tmax trong tầng Oligocene thấy có sự thay đổi về độ sâu: Từ 3090 - 3140 m, Tmax từ 337 - 338oC, Ro = 0,7% cho thấy đá mẹ chưa trưởng thành. Từ 3160 - 3990, Tmax dao động từ 440 - 490oC, giá trị thường gặp là 443 - 444oC, Ro = 0.69% cho thấy đá mẹ trưởng thành (biểu đồ II.2). Biểu đồ II.2: Giá trị Tmax và Ro biến thiên theo độ sâu tầng Oligocene thượngï giếng khoan Bạch Hổ 9. II.3/TẦNG OLIGOCENE HẠ: Từ độ sâu 4000 m – 4432 m tương ứng với tầng Oligocene hạ: Phân tích 23 mẫu, trong đó 19 mẫu có hàm lượng TOC đạt tiêu chuẩn là đá mẹ cho kết quả như sau: Thạch học chủ yếu là sét kết xen lẫn cát kết và mảnh vụn trầm tích TOC dao động từ 1.09 – 4.23% trung bình là 2.09% được đánh giá là có số lượng VCHC rất tốt. S1 dao động từ 0.12 – 2.56 kg/T trung bình là 0.45 kg/T cho thấy lượng hydrocarbon tự do nghèo. S2 dao động từ 1.10 – 5.50 kg/T trung bình là 2.13 kg/T cho thấy tiềm năng đá mẹ nghèo. PI dao động từ 0.11 - 0.30 trung bình là 0.16 cho thấy có hydrocarbon di cư. HI dao động từ 45 - 194 trung bình là 104.5 cho thấy Kerogen loại II và III sinh khí và dầu (biểu đồ II.A). Pr/Ph là 2.26 môi trường trầm tích là vũng vịnh hoặc cửa sông có tính khử (biểu đồ II.C). Tmax dao động trong khoảng từ 449 - 461oC, giá trị thường gặp là 454oC, tương ứng với giá trị Ro dao động từ 0.8 - 1.17% thường gặp là 1.00% cho thấy đá mẹ trưởng thành muộn sinh dầu cực đại. TmaxoC Biểu đồ II.3: Giá trị Tmax và Ro biến thiên theo độ sâu tầng Oligocene hạ giếng khoan Bạch Hổ 9. III. GIẾNG KHOAN BẠCH HỔ 15: Kết quả phân tích gồm 56 mẫu, trong đó có 48 mẫu có hàm lượng TOC đạt tiêu chuẩn là đá mẹ. Vật liệu hữu cơ (VLHC) thuộc loại Kerogen kiểu I và kiểu II, Kerogen được thể hiện trong biểu đồ III.A 0 150 300 450 600 750 900 400 420 440 460 480 Miocene hạ Oligocene thượng Oligocene hạ Tmax . HI Kiểu I Kiểu II Kiểu III Biểu đồ III.A: Biểu đồ xác định loại vật liệu hữu cơ giếng khoan Bạch Hổ 15 Các thông số địa hóa thể hiện hàm lượng vật c