Tiểu luận Lịch sử nghiên cứu bồn trũng Cửu Long

Hình 2: Sơ đồ các lô thuộc bồn trũng Cửu Long và các công ty đang thăm dò khai thác trong bồn. CHƯƠNG II: LỊCH SỬ NGHIÊN CỨU, TÌM KIẾM, THĂM DÒ VÀ KHAI THÁC DẦU KHÍ Lịch sử tìm kiếm thăm dò và khai thác dầu khí bồn trũng Cửu Long gắn liền với lịch sử tìm kiếm thăm dò, khai thác dầu khí của thềm lục địa Nam Việt Nam. Căn cứ vào quy mô, mốc lịch sử và kết quả thăm dò, lịch sử tìm kiếm, thăm dò và khai thác dầu khí bồn trũng Cửu Long được chia làm 4 giai đoạn sau: Giai đoạn trước năm 1975. Giai đoạn 1975 – 1979. Giai đoạn 1980 – 1988. Giai đoạn 1989 đến nay. I. Giai đoạn trước năm 1975: Đây là thời kỳ khảo sát địa vật lý khu vực như: từ, trọng lực và địa chấn để chuẩn bị cho công tác đấu thầu các lô. Năm 1967: U.S Nauy Oceanographic Office tiến hành khảo sát từ hàng không gần khắp lãnh thổ miền Nam. Năm 1967-1968: hai tàu Ruth và Santa Maria của Alping Geophysical Corporation đã tiến hành đo 19500 km tuyến địa chấn ở phía Nam biển Đông trong đó có tuyến cắt qua bể Cửu Long. Năm 1969: công ty Ray Geophysical Mandreel đã tiến hành đo địa vật lý bằng tàu N.V. Robray I ở vùng thềm lục địa miền Nam và vùng phía Nam Biển Đông với tổng số 3482 km trong đó có tuyến cắt qua bể Cửu Long. Trong tháng 6-8, 1969 U.S Nauy Oceanographic cũng tiến hành đo song song 20000 km tuyến địa chấn bằng 2 tàu R/V E.V Hunt ở vịnh Thái Lan và phía Nam của biển Đông trong đó có tuyến cắt qua bể Cửu Long. Đầu 1970 công ty Ray Geophysical Mandreel lại tiến hành đo đợt hai ở Nam biển Đông và dọc bờ biển 8639 km, đảm bảo mạng lưới cỡ 30 km x 50 km, kết hợp các phương pháp từ, trọng lực và hàng không trong đó có tuyến cắt qua bể Cửu Long. Năm 1973, xuất hiện các công ty tư bản đấu thầu trên các lô được phân chia ở thềm lục địa Nam Việt Nam, cũng trong khoảng thời gian này các công ty trúng thầu đã tiến hành khảo sát địa vật lý chủ yếu là địa chấn phản xạ trên các lô và các diện tích có triển vọng. Những kết quả nghiên cứu của địa vật lý đã khẳng định khả năng có dầu của bồn trũng Cửu Long. Trong khoảng 1973-1974 đã đấu thầu trên 11 lô, trong đó có 3 lô thuộc bể Cửu Long là 09, 15 và 16. Năm 1974, công ty trúng thầu trên lô 09 – Mobil, đã tiến hành khảo sát địa vật lý, chủ yếu là địa chấn phản xạ, có từ và trọng lực với khối lượng là 3000 km tuyến. Vào cuối 1974 đầu 1975, công ty Mobil đã khoan giếng khoan tìm kiếm đầu tiên trong bể Cửu Long, BH-1X, ở phần đỉnh của cấu tạo Bạch Hổ. Giếng khoan này khi khoan tới độ sâu 3026 (m) đã gặp nhiều lớp cát kết chứa dầu ở độ sâu 2755 (m) – 2819 (m) tại các cấu tạo đứt gãy thuộc Miocene Hạ và Oligocene. Cuộc thử vỉa thứ nhất ở độ sâu 2819 (m) đã thu được 430 thùng dầu và 200000 bộ khối khí ngưng tụ. Thử vỉa lần 2 ở độ sâu 2755 (m) cho 2400 thùng dầu và 860000 bộ khối khí ngày và đêm. II. Giai đoạn 1975 – 1979: Sau ngày miền Nam hoàn toàn giải phóng, tháng 11/1975 Tổng cục dầu khí (tiền thân của Petrovietnam ngày nay) quyết định thành lập công ty dầu khí Nam Việt Nam. Công ty đã tiến hành đánh giá lại triển vọng dầu khí thềm lục địa Nam Việt Nam nói chung và từng lô nói riêng. Năm 1976, Công ty địa vật lý CGG của Pháp khảo sát 1210.9 km theo các con sông của đồng bằng sông Cửu Long và vùng ven biển Vũng Tàu – Côn Sơn. Kết quả của công tác khảo sát địa chấn đã xây dựng các tầng phản xạ và bước đầu xác lập các mặt cắt trầm tích khu vực. Cũng trong đợt nghiên cứu này đã phát hiện ra sự tồn tại của các Graben ở phần Tây Nam bồn. Năm 1978, công ty Geco (Nauy) thu nổ địa chấn 2D trên các lô 10, 09, 16, 19, 20, 21 với tổng số 11898.5 km làm rõ chi tiết trên cấu tạo Bạch Hổ với mạng tuyến 2*2 và 1*1 km. Hình 3: Sơ đồ mặt cắt địa chấn bồn trũng Cửu Long Trên lô 15 và cấu tạo Cửu Long (nay là mỏ Rạng Đông), công ty Deminex và Geco đã khảo sát 3221.7 km tuyến địa chấn mạng lưới 3.5*3.5 km. Trong đợt thăm dò này, công ty Daminex đã khoan được 4 giếng khoan tìm kiếm trên các cấu tạo triển vọng nhất Trà Tân (15A-1X), Sông Ba (15B-1X), Cửu Long (15C-1X) và Đồng Nai (15G-1X). Kết quả khoan các giếng khoan này đều gặp các biểu hiện dầu khí trong cát kết tuổi Miocene sớm và Oligocene nhưng không có ý nghĩa công nghiệp. Hình 4: Cần cẩu “Trường Sa” hoạt động tại mỏ Bạch Hổ Trong giai đoạn này, Công ty dầu khí II (Petrovietnam II) đã xây dựng một số cấu tạo theo thời gian tỉ lệ 1/200000 cho một số lô (09, 10, 16) và chủ yếu là xây dựng bản đồ cấu tạo địa phương tỉ lệ 1/50000 và 1/25000 phục vụ trực tiếp cho công tác sản xuất. III. Giai đoạn 1980 – 1988: Hiệp định hữu nghị và hợp tác tìm kiếm thăm dò khai thác dầu khí ở thềm lục địa Nam Việt Nam được kí kết giữa Việt Nam và Liên Xô, đã mở ra một giai đoạn mới trong lịch sử phát triển ngành công nghiệp dầu khí Việt Nam với sự ra đời của Xí nghiệp liên doanh dầu khí “Vietsovpetro”. Năm 1980, tàu nghiên cứu POISK (Vietsovpetro) đã tiến hành khảo sát 4057 km tuyến địa chấn MOP – điểm sâu chung, từ và 3250 km tuyến trọng lực trong phạm vi các lô 09, 15 và 16. Kết quả đợt khảo sát này đã chia ra 4 loạt địa chấn C, D, E, F và xây dựng được một số sơ đồ cấu tạo dị thường từ và trọng lực Bughe. Trên cơ sở tổng hợp tài liệu và các kết quả nghiên cứu trước đây, Xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro đã tiến hành khoan các giếng khoan tìm kiếm trên cấu tạo Bạch Hổ và Rồng nhằm tìm kiếm và thăm dò trong trầm tích tuổi Miocene và Oligocene. Sự nghiên cứu này đã mang lại nhiều thành tựu lớn trong ngành công nghiệp dầu khí Việt Nam: Hàng loạt các giếng khoan thẩm lượng và khai thác ở khu vực mỏ Bạch Hổ được thực hiện, dẫn đến việc phát hiện dầu ở tầng cát Oligocene và tầng móng nứt nẻ. Đây là sự kiện quan trọng mang đến những thay đổi quan trọng trong việc đánh giá trữ lượng và mục tiêu khai thác của mỏ Bạch Hổ, cũng như cho ra đời một quan niệm địa chất mới về việc tìm kiếm thăm dò dầu khí trên thềm lục địa Việt Nam. Mặc dù hạn chế về số lượng, nhưng các giếng khoan thăm dò ở các cấu tạo Rồng, Đại Hùng và Tam Đảo đã mang lại những kết quả khả quan về phát hiện dầu thô, và sau đó các mỏ Rồng, Đại Hùng đã được đưa vào khai thác thương mại (R-1X, BH-3X, BH-4X, BH-5X). Hình 5: Sơ lược mặt cắt địa chất ngang qua bồn trũng Cửu Long Có thể nói rằng, 1980-1988 là giai đoạn mở đầu hình thành ngành công nghiệp dầu khí Việt Nam, đặt nền móng cho hoạt động tìm kiếm thăm dò trong các giai đoạn tiếp theo trên toàn bộ khu vực thềm lục địa. Hình 6: Cột địa tầng bồn trũng Cửu Long IV. Giai đoạn 1989 đến nay: Đây là giai đoạn phát triển mạnh mẽ nhất trong công tác tìm kiếm, thăm dò và khai thác dầu khí trên bể Cửu Long. Hàng loạt hợp đồng với công ty nước ngoài trong việc thăm dò và khai thác đã được kí kết. Đến cuối 2003, đã có 9 hợp đồng tìm kiếm, thăm dò được kí kết trên các lô: 09-1, 09-2, 09-3, 01 & 02, 15-1, 15-2, 16-1, 16-2, 17. Hầu hết các lô thuộc bồn trũng trong giai đoạn này đã được khảo sát một cách tỉ mỉ không chỉ phục vụ cho công tác thăm dò mà cả cho công tác chính xác mô hình vỉa. Khối lượng khảo sát trong giai đoạn này: 2D là 21408 km và 3D là 7340.6 km2. Khảo sát 3D được tiến hành trên hầu hết các diện tích có triển vọng và trên tất cả các mỏ có triển vọng và trên tất cả các vùng mỏ đã phát hiện.Trong lĩnh vực xử lý tài liệu địa chấn 3D có những tiến bộ rõ rệt khi sử dụng qui trình dịch chuyển thời gian và độ sâu trước cộng (PSTM, PSDM). Cho đến hết năm 2003, tổng số giếng khoan thăm dò, thẩm lượng và khai thác đã khoan ở bồn Cửu Long khoảng 300 giếng. Trong đó riêng Vietsovpetro chiếm 70%. Hình 7: Sơ đồ 3D khai thác dầu khí mỏ Sư Tử Đen Bằng kết quả khoan nhiều phát hiện dầu khí đã được xác định: Rạng Đông (lô 15.2), Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng, Sư Tử Trắng (lô 15.1), Topaz North, Diamond, Pearl, Emerald, Jade (lô 01), Cá Ngừ Vàng (lô 09.2), Voi Trắng (lô 16.1), Đông Rồng, Đông Nam Rồng (lô 09-1). Trong số phát hiện này có 5 mỏ dầu: Bạch Hổ, Rồng (bao gồm cả Đông Rồng và Đông Nam Rồng), Rạng Đông, Sư Tử Đen, Ruby hiện đang được khai thác. Hình 7: A. Bối cảnh kiến tạo bồn trũng Cửu Long. B. Sơ đồ các yếu tố cấu trúc chính bồn trũng Cửu Long. C. Mặt cắt địa chấn qua một phần cấu tạo thuộc bồn trũng Cửu Long. TỔNG KẾT. Qua công tác nghiên cứu tìm kiếm, thăm dò đã đạt được những thành công nhất định, kéo theo đó là các hoạt động khai thác cũng diễn ra ngày càng phát triển. Kể từ giếng khoan tìm kiếm đầu tiên BH-1X, đến nay hàng loạt giếng đã được đưa vào khai thác công nghiệp với sản lượng dầu và khí ngày càng tăng. Hình 7: Sản lượng dầu và khí sản xuất qua từng năm Với các hoạt động phong phú của các công ty thăm dò - khai thác trong và ngoài nước: 1. Lô 01-02: Nhà điều hành: Petronas Carigali Vietnam PC (V) SB Các nhà thầu tham gia: PC (V) SB 85%, PVEP 15% Hoạt động hiện nay: Thăm dò và khai thác dầu khí (mỏ RUBY), Tiếp tục thẩm lượng các phát hiện khác. Tiến hành nghiên cứu và phát triển toàn mỏ. Hoạt động khai thác: Sản lượng khai thác: 15.000-20.000 thùng/ngày Số giếng khai thác: 13 giếng. Năm 2003, khai thác 6.3 triệu thùng dầu 2. Lô 15.2: Nhà điều hành: Japan Vietnam Petroleum Company (JVPC) Các nhà thầu tham gia: JVPC (Japan): 46.5%, ConocoPhillips: 36%, PVEP: 17.5%Hoạt động hiện nay: Thăm dò và khai thác dầu khí (mỏ RANG DONG). Tiếp tục thăm dò mỏ Phương Đông. Mỏ Rạng Đông bắt đầu khai thác dòng dầu đầu tiên vào tháng 6/1998. Sản lượng khai thác dầu thô từ mỏ này luôn đạt cao, hoàn thành vượt mức kế hoạch đề ra. Để phát triển toàn mỏ, JVPC đã khoan thêm một số giếng khoan, nâng tổng số giếng khoan khai thác lên 19 giếng và xây dựng giàn khai thác E1 và S1. Ngoài ra để sử dụng nguồn khí đồng hành JVPC đã dựng xong đường ống qua mỏ Bạch Hổ để đưa khí vào bờ. Sản lượng khai thác hiện nay: Dầu: 52000 thùng/ngày Khí xuất Bạch Hổ: 55 MMscf/d Khí khai thác : 73 MMscf/d 3. Lô 09.1: Nhà điều hành: Vietsovpetro (100 %). Hoạt động hiện nay: Thăm dò và khai thác dầu khí (mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng) Sản lượng khai thác: Mỏ Bạch Hổ: 250000 bopd (90% từ đá móng). Mỏ Rồng: ước tính trữ lượng có thể khoảng 40 mmbbl. 4. Lô 09.2: Nhà điều hành: Hoan Vu Joint Operation Company (JOC). Các nhà thầu tham gia: PVEP: 50%, SOCO: 25%, PTTEP: 25% Hoạt động hiện nay: Tìm kiếm – Thăm dò. 5. Lô 09.3: Nhà điều hành: Việt-Nga-Nhật JOC Các nhà thầu tham gia: Zarubezhneft: 50%, PVEP: 35%, Idemitsu: 15%. Hoạt động hiện nay: Tìm kiếm – Thăm dò. 6. Lô 15.1: Nhà điều hành: Cuu Long Joint Operation Company (JOC). Các nhà thầu tham gia: PVEP: 50%, ConocoPhillips: 23.25%, KNOC: 14.25%, SK: 9%, GEOPETROL: 3.5%. Hoạt động hiện nay: Giai đoạn Thăm dò và Khai thác: Mỏ Sư Tử Đen Cho dòng dầu đầu tiên: 29/10/03 Sản lượng khai thác hiện nay: 60.000-70.000 thùng/ ngày. Phát triển mỏ Sư Tử Vàng. Thăm dò Sư Tử Trắng. 7. Lô 16.1: Nhà điều hành: Hoang Long Joint Operation Company (JOC). Các nhà thầu tham gia: PVEP: 41.5%, SOCO: 28.5%, PTTEP: 24.5%, Opeco: 2%. Hoạt động hiện nay: Tìm kiếm – Thăm dò. 8. Lô 16.2: Nhà điều hành: ConocoPhillips (UK) LIMITED Các nhà thầu tham gia: Conoco: 40%, PVEP: 30%, KNOC: 30%. Hoạt động hiện nay: Tìm kiếm – Thăm dò. 9. Lô 01/97 & 02/97: Nhà điều hành: Lam Sơn Joint Operation Company (JOC). Cổ phần: PVEP: 50%, PC (V) SB: 50%. Hoạt động hiện nay: Giai đoạn Thăm dò. STT Mỏ Bắt đầu khai thác SẢN LƯỢNG DẦU KHAI THÁC HÀNG NĂM (TRIỆU TẤN) 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 00 Tổng 1 Bạch Hổ 6/86 0.04 0.28 0.69 1.52 2.7 3.96 5.5 6.31 6.9 6.6 7.97 9.41 10.91 11.596 11.994 86.380 2 Rồng 12/94 0.01 0.11 0.25 0.02 0.09 0.528 0.598 1.606 3 Rạng Đông 8/98 0.42 1.346 1.553 3.319 4 Ruby 10/98 0.09 1.054 1.116 2.260 Bảng 1: Sản lượng dầu khai thác hàng năm trong bồn trũng Cửu Long. Bảng 2: Sản lượng khí khai thác hàng năm mỏ Bạch Hổ Song song với những thành công trên, trong công cuộc tìm kiếm, thăm dò và khai thác vẫn còn một số vấn đề tồn tại. Trong lĩnh vực nghiên cứu địa chấn, mặc dù những tài liệu địa chấn trong vài năm trở lại đây chất lượng đã được nâng cao hơn, nhưng những thông tin về các đới nứt nẻ trong móng và khoanh định các bẫy địa tầng còn rất hạn chế. Việc sử dụng địa chấn cho công tác nghiên cứu vỉa còn rất khiêm tốn. Mức độ phân giải của tài liệu địa chấn bề mặt đối với tầng chứa móng nứt nẻ thường rất thấp nên khó khăn trong việc liên kết chúng với các tài liệu giếng khoan. Trong lĩnh vực nghiên cứu địa chất, cần làm rõ hơn lịch sử địa chất, cổ địa lý tướng đá của bồn qua các thời kỳ để từ đó xác định cụ thể hơn diện phân bố và phát triển các tập đá chứa, đá chắn cũng như đá mẹ, nhằm hướng tới tìm kiếm, thăm dò các bẫy phi cấu tạo. Đối với đá móng nứt nẻ, cơ chế gây dập vỡ và quá trình hình thành, biến đổi khả năng thấm chứa của đá theo diện tích, chiều sâu và thời gian chưa đạt mức độ chi tiết và tin cậy cần thiết để giúp cho các nhà tìm kiếm tìm kiếm và phát tiển mỏ đạt được hiệu quả kinh tế, kỹ thuật cao. Trong lĩnh vực vật lý vỉa (petrophysic), việc xác định tham số vỉa đối với đá chứa điện trở thấp, gắn kết yếu Miocene dưới và đá móng nứt nẻ còn gặp nhiều khó khăn. Vấn đề đặt ra là làm thế nào để có thể xác định được các tham số như độ rỗng, độ nứt nẻ, độ bão hòa, hệ số đẩy dầu và hệ số nén ép của đá móng nứt nẻ theo log với độ tin cậy khả dĩ, bằng tổ hợp đo log nào? Và minh giải chúng như thế nào? Trong lĩnh vực khai thác cũng còn tồn tại nhiều vấn đề: làm thế nào để ngăn cách nước trong khai thác tầng móng, lựa chọn và áp dụng những giải pháp công nghệ nào để có thể nâng cao hệ số thu hồi dầu,… Trong số những phát hiện ở bồn trũng Cửu Long đa phần có quy mô nhỏ, nếu xác lập được công nghệ khai thác mỏ nhỏ một cách hợp lý chúng có thể trở thành mỏ có ý nghĩa thương mại. PHẦN PHỤ LỤC Đặc điểm cấu trúc - kiến tạo: Bồn trũng Cửu Long có thể phân chia các cấu trúc địa chất như sau: Võng trung tâm Cửu Long chiếm một diện tích khá lớn ở phía Tây Bắc lô 09. Móng sụt tới độ sâu 6.5 – 7km. Trục của võng kéo dài theo phương vĩ tuyến sang đến lô 16. Móng sụt tới độ sâu 6.5 – 7km. Võng Nam Cửu Long nằm ở lô 09. Móng sụt tới độ sâu 8 km.Võng có hình ovan, trục của võng kéo dài theo phương Đông Bắc. Ngăn cách giữa Võng Trung Tâm và Võng Nam Cửu Long là gờ nâng trung tâm. Gờ nâng được nâng cao chạy theo phương Đông Bắc – Tây Nam, đặc trưng cho phương phát triển chung của bình đồ cấu trúc bồn trũng. Tại đây tập trung các mỏ dầu quan trọng như Bạch Hổ, Rồng, Sói, … Nhìn chung bồn trũng Cửu Long là một cấu trúc sụt võng không đối xứng có phương Đông Bắc – Tây Nam. Sườn Tây Bắc của bồn trũng có độ dốc thoải, địa hình của móng có dạng bậc thang và thoải dần về phía lục địa. Sườn Đông Nam của võng sụt có độ dốc lớn đến 40 – 50 0, đá móng được nhô cao đến độ sâu 1500m. Về hệ thống đứt gãy: hệ thống đứt gãy ở bồn trũng Cửu Long có thể nhóm lại thành bốn hệ thống chính dựa trên đường phương của chúng: Đông – Tây, Đông Bắc – Tây Nam, Bắc Nam và nhóm đứt gãy khác. Hệ thống đứt gãy Đông – Tây, Đông Bắc – Tây Nam, Bắc Nam đóng vai trò quan trọng hơn cả. Các đứt gãy hoạt động mạnh trong đá móng và trầm tích Oligocene. Chỉ có ít đứt gãy còn hoạt động trong Miocene muộn. Trong các cấu tạo thuộc đới nâng Trung Tâm và phía Bắc bồn trũng cho thấy rằng các đứt gãy hướng Đông Bắc – Tây Nam thường là các đứt gãy giới hạn cấu tạo và các đứt gãy Đông Tây, Bắc Nam có vai trò quan trọng trong phạm vi từng cấu tạo. Tuy nhiên ở mỏ Bạch Hổ, các đứt gãy phương Đông Bắc – Tây Nam lại có vai trò quan trọng nhất. Hoạt động nén ép vào cuối Oligocene muộn đã gây ra nghịch đảo nhỏ trong trầm tích Oligocene và các đứt gãy nghịch ở một số nơi. Các đặc điểm kiến tạo: Thời kỳ trước tạo rift (Jura - Creta): Là thời kì rift với sự tách giãn và sự lún phân dị theo các đứt gãy lớn bên trong mảng Kontum – Borneo để hình thành các trũng kiểu giữa núi. Quá trình này đi kèm hoạt động magma xâm nhập Granitoite, phun trào núi lửa axit dạng ryolite, andesite, basalt và các hoạt động nhiệt dịch, các chuyển động nứt co bên trong các khối magma, tạo ra các khe nứt đồng sinh được lấp đầy bởi Zeolite và Calcite cũng như tạo ra các hang hốc khác nhau. Thời kỳ đồng tạo rift (Eocene – Oligocene sớm): Là thời kì phát triển rift với các trầm tích lục địa, molas, phủ không chỉnh hợp trên các tầng trầm tích Mezozoi ở trung tâm trũng hoặc trên các đá cổ hơn ở ven rìa. Sự chuyển động dâng lên mạnh ở các khối nâng và quá trình phong hoá xảy ra vào đầu Paleogene tạo ra lớp phong hoá có chiều dài khác nhau trên đỉnh các khối nâng granite. Đó là điều kiện thuận lợi để tích tụ hydrocacbon và cũng là tầng sản phẩm quan trọng được phát hiện và khai thác hiện nay ở trũng Cửu Long. Thời kỳ sau tạo rift (Oligocene – Đệ tứ): Là thời kì mở rộng các vùng trũng do sự lún chìm khu vực ở rìa Nam địa khối Kontum – Borneo, có liên quan trực tiếp dến sự phát triển của biển Đông. Bồn trũng Cửu Long có bề dày trầm trích Kainozoi lấp đầy bồn trũng khá lớn, tại trung tâm bồn trũng > 8 km. Chúng được phát sinh phát triển trên vỏ lục địa được hình thành trong các giai đoạn kiến tạo khác nhau. Phần lớn các đứt gãy quan trọng trong bồn Cửu Long là đứt gãy thuận kế thừa từ móng và phát triển đồng sinh với quá trình lắng đọng trầm tích. Các đứt gãy nghịch hiện diện ít do sự nén ép địa phương hoặc nén ép địa tầng. Hệ thống chạy theo phương Tây Bắc – Đông Nam bao gồm các đứt gãy lớn. Hệ thống đứt gãy sâu theo hướng Đông Bắc – Tây Nam gồm hai đứt gãy chạy song song. Đứt gãy thứ nhất chạy dọc theo rìa biển, đứt gãy thứ hai chạy dọc theo rìa Tây Bắc khối nâng Côn Sơn. Các đứt gãy có góc cắm 10 – 15 0 so với phương thẳng đứng, cắm sâu tới phần dưới lớp basast, hướng cắm về trung tâm bồn trũng. Ngoài hai hệ thống đứt gãy sâu khu vực, trong bồn trũng Cửu Long còn tồn tại các đứt gãy có độ kéo dài nhỏ hơn. II. Đặc điểm về địa tầng: Trong phạm vi Bồn Cửu Long bao gồm hai thành tạo đá: Móng trước Kainozoi. Trầm tích Kainozoi. 1. Phần đá móng trước Kainozoi: chủ yếu là đá magma axit thuộc nhóm granitoite có tuổi từ T3 đến K1. Các đá này tương đương với một số phức hệ đá xâm nhập của lục địa như phức hệ Hòn Khoai g (T) hk, Định Quán g d (J3)đq, phức hệ Cà Ná g (k2)cn. Do các hoạt động kiến tạo mạnh mẽ trước Kainozoi, các đá này bị phá huỷ mạnh mẽ bởi các đứt gãy, kèm theo nứt nẻ, đồng thời các hoạt động phun trào Andesite, Basalt đưa lên thâm nhập vào một số đứt gãy và nứt nẻ ở các mức độ khác nhau tùy theo từng khu vực. 2. Các thành tạo trầm tích Paleogene: Trầm tích Oligocene (P3): Được chia thành hai điệp: điệp Trà Cú – Oligocene hạ và điệp Trà Tân – Oligocene thượng. Trầm tích Oligocene hạ – điệp Trà Cú (P31tr.c) : Gồm các tập sét kết màu đen, xám xen kẽ với các lớp cát hạt từ mịn đến trung bình, độ lựa chọn hạt tốt, gắn kết chủ yếu bởi xi măng kaonilite, lắng đọng trong môi trường sông hồ, đầm lầy hoặc châu thổ. Phần bên trên của trầm tích Oligocene hạ là lớp sét dày. Trên các địa hình nâng cổ thường không gặp hoặc chỉ gặp các lớp sét mỏng thuộc phần trên của Oligocene hạ. Chiều dày của điệp thay đổi từ 0 – 3500m. Trầm tích Oligocene thượng - điệp Trà Tân (P32tt): Gồm các trầm tích sông hồ đầm lầy và trầm tích biển nông. Ngoài ra trầm tích Oligocene thượng còn chịu ảnh hưởng của các hoạt động magma vì thế ở đây còn tìm thấy thân đá phun trào như basalt, andesite,… Phần bên dưới của trầm tích Oligocene bao gồm sét xen kẽ với các lớp cát kết hạt mịn trung, các lớp sét và các tập đá phun trào. Bên trên đặc trưng bằng các lớp sét đen dày. Ở khu vực đới nâng Côn Sơn cát nhiều hơn. Ở một số nơi tầng trầm tích Oligocene thượng có dị thường áp suất cao. Chiều dày của điệp thay đổi từ 100 –1000 m. b. Các thành tạo trầm tích Neogene: Trầm tích Miocene hạ – điệp Bạch Hổ (N11bh): - Phụ điệp Bạch Hổ dưới (N11bh): gồm các lớp cát kết lẫn với các lớp sét kết và bột kết. Càng gần với phần trên của phụ điệp khuynh hướng cát hạt thô càng rõ. Cát kết thạch anh màu xám sáng, hạt độ từ nhỏ đến trung bình, được gắn kết chủ yếu bằng xi măng sét, kaolinit lẫn với carbonate. Bột kết màu từ xám đến nâu, xanh đến xanh tối, trong phần dưới chứa nhiều sét. Trong phần rìa của bồn trũng Cửu Long, cát chiếm một phần lớn (60%) và giảm dần ở trung tâm bồn trũng. - Phụ điệp Bạch Hổ giữa (N12bh1): phần dưới của phụ điệp này là những lớp cát hạt nhỏ lẫn với những lớp bột rất mỏng. Phần trên chủ yếu là sét kết và bột kết, đôi chỗ gặp những vết than và glauconite. - Phụ điệp Bạch Hổ trên (N12bh2): nằm chỉnh hợp trên các trầm tích phụ điệp Bạch Hổ giữa. Chủ yếu là sét kết xanh xám, xám sáng. Phần trên cùng của mặt cắt là tầng sét kết Rotalit có chiều dày 30 – 300m, chủ yếu trong khoảng 50 – 100m, là tầng chắn khu vực cho cả bể. Trầm tích Miocene trung – điệp Côn Sơn (N12cs) : Phủ bất chỉnh hợp trên trầm tích Miocene hạ, bao gồm sự xen kẽ giữa các tập cát dày gắn kết kém với các lớp sét vôi màu xanh thẫm đôi chỗ gặp các lớp than. Trầm tích Miocene thượng – điệp Đồng Nai (N12đn): Trầm tích phần dưới gồm cát xen kẽ với lớp sét mỏng, đôi chỗ lẫn với cuội, sạn kích thước nhỏ thành phần chủ yếu là thạch anh một ít những mảnh đá biến chất, tuff và những tinh thể pyrite. Phần trên là cát thạch anh với kích thước lớn độ lựa chọn kém, hạt sắc cạnh. Trong cát gặp nhiều mảnh hoá thạch sinh vật, glauconite than và đôi khi cả tuff. Trầm tích Pliocene – Đệ tứ – điệp Biển Đông (N2 – Qbđ): Trầm tích của điệp này đánh dấu một giai đoạn mới của một sự phát triển trên toàn bộ trũng Cửu Long, tất cả bồn trũng 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 glauconite. Trong cát có cuội thạch anh hạt nhỏ. Phần trên các hoá thạch giảm cát trở nên thô hơn, trong cát có lẫn bột, cát có màu hồng chứa glauconite. III. Tiềm năng dầu khí bồn trũng Cửu Long: Bồn trũng Cửu Long được đánh giá là có tiềm năng dầu khí lớn nhất Việt Nam với khoảng 700 – 800 triệu m 3 dầu. Việc mở đầu phát hiện dầu trong đá móng phong hoá nứt nẻ ở mỏ Bạch Hổ là sự kiện nổi bật nhất, không những làm thay đổi phân bố trữ lượng và đối tượng khai thác mà còn tạo ra một quan niệm điạ chất mới cho việc thăm dò khai thác dầu khí ở thềm lục địa Việt Nam. 1. Đá sinh dầu (đá mẹ): Theo đặc điểm trầm tích và qui mô phân bố của các tập sét ở bồn trũng Cửu Long có thể phân chia 3 tầng đá mẹ: Tầng sét Miocene hạ có bề dày từ 250m ở ven rìa tới 1250m ở trung tâm bồn. Tầng sét của Oligocene thượng có bề dày từ 100m ở ven rìa tới 1200m ở trung tâm bồn. Tầng sét ở Oligocene hạ và Eocene? Có bề dày 0m đến 600m ở phần trũng sâu của bồn. Đặc điểm đá mẹ được tóm tắt qua bảng sau: Tầng đá mẹ Chỉ tiêu Miocene hạ Oligocene thượng Oligocene hạ + Eocene TOC (%) 0.6 – 0.8 3.5 – 6.1 0.97 – 2.5 S1 (kg/T) 0.5 – 1.2 4.0 – 12 0.4 – 2.5 S2 (kg/T) 0.8 – 1.2 16.7 – 21 3.6 – 8.0 HI 113 – 216.7 477.1 163.6 PI 0.48 – 0.5 0.24 – 0.36 0.11 – 0.41 Tmax < 4340C 435 – 446 446 – 460 R0 (%) < 0.5 0.5 – 0.8 0.8 – 1.25 Pr/Ph 1.49 – 2.23 1.6 – 2.3 1.7 – 2.3 Loại Kerogene III/II II/I, III II, III Bảng 3: Các đặc tính cơ bản của tầng đá mẹ bồn trũng Cửu Long. Mức độ trưởng thành của vật liệu hữu cơ: Vật liệu hữu cơ trong trầm tích đã qua pha chủ yếu sinh dầu hoặc đang nằm ở pha trưởng thành muộn. Vì vậy lượng dầu khí được tích lũy ở các bẫy chứa đa phần được đưa đến từ đới biến chất muộn của vật liệu hữu cơ. Phần lớn vật liệu hữu có trong trầm tích Oligocene thượng đang trong giai đoạn sinh dầu mạnh nhưng chỉ mới giải phóng một phần hydrocacbon vào đá chứa. Còn vật liệu hữu cơ của trầm tích Miocene hạ chưa nằm trong điều kiện sinh dầu, chỉ có một phần nhỏ ở đáy Miocene hạ đã đạt tới ngưỡng trưởng thành. 2. Đá chứa: Đá chứa dầu khí trong bồn trũng Cửu Long bao gồm: đá granitoid nứt nẻ, hang hốc của móng kết tinh, phun trào dạng vỉa hoặc dạng đai mạch và cát kết có cấu trúc lỗ rỗng giữa hạt, đôi khi có nứt nẻ, có nguồn gốc và tuổi khác nhau. Đá móng kết tinh trước Kainozoi là đối tượng chứa dầu khí quan trọng ở bồn trũng Cửu 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. Chúng có thể được hình thành do hoạt động kiến tạo, quá trình phong hóa hoặc biến đổi thủy nhiệt. Quá trình hình thành tính thấm chứa trong đá móng là do tác dộng đồng thời của nhiều yếu tố địa chất khác nhau. Độ rỗng thay đổi từ 1 –5 % và có thể đạt 13%, độ thấm có thể cao tới 1 darcy. Đặc tính thấm chứa nguyên sinh của đá cát kết Miocene hạ thuộc loại tốt do chúng được thành tạo trong môi trường biển, biển ven bờ với đặc điểm phân bố rộng và ổn định, các hạt vụn có độ lựa chọn và mài tròn tốt, bị biến đổi thứ sinh chưa cao. Độ rỗng thay đổi từ 19 – 25.5 %. Còn cát bột kết Miocene hạ thường có kích thước hạt nhỏ đến rất nhỏ với tỉ lệ cao của matrix sét chứa nhiều khoáng vật Montmorilonite nên độ thấm ít khi vượt quá 10 %. 3. Đá chắn: Tập sét Rotalit là một tầng chắn khu vực rất tốt, với hàm lượng sét 90 – 95 %, kiến trúc phân tán với cỡ hạt < 0.001 mm. Thành phần khoáng vật sét chủ yếu là Montmorilonite. Tập này phổ biến rộng khắp trong phạm vi bồn, chiều dày ổn định từ 180 – 200m . Đây là tầng chắn tốt cho cả dầu và khí. Ngoài ra còn có một số tầng chắn địa phương khá