Tóm tắt Luận án Phân tích đặc điểm địa hoá và thạch học của đá mẹ than và sét than trầm tích Miocen khu vực phía bắc bể trầm tích sông Hồng

Tại Việt Nam, ngành khoa học nghiên cứu thạch học than đã được phát triển

từ những năm 60-80 của thế kỷ trước; chủ yếu nghiên cứu nhãn than và các đặc tính

vật lý của than phục vụ các ngành công nghiệp nặng. Đến nay, công tác nghiên cứu

này đang bị mai một và không theo kịp tiến trình phát triển của nó so với thế giới do

thiếu đội ngũ kế cận và thiết bị.

Ứng dụng thạch học hữu cơ trong nghiên cứu đánh giá tiềm năng sinh dầu khí

của các tập trầm tích lục nguyên chứa than tuổi Oligocene khu vực phía Bắc bể Sông

Hồng bắt đầu được tiến hành từ những năm đầu của thế kỷ 21 trong khuôn khổ dự án

hợp tác nghiên cứu giữa Tập đoàn Dầu khí Việt Nam – Viện Dầu khí Việt Nam và

Cục địa chất Đan Mạch.

(Petersen et al., 2001) đã chỉ ra khả năng sinh dầu của sét đầm hồ và than

Oligocen tại khu vực Đồng Ho – Hoành Bồ - Quảng Ninh. Than Oligocen Đồng Ho

thuộc loại than humic chứa trên 80% là các maceral nhóm huminite; kerogen loại III;

độ phản xạ huminite của than dao động trong khoảng từ 0,31% đến 0.44% trong dầu

nhúng; tổng hàm lượng carbon hữu cơ trên 60%; chỉ số hydrogen (chỉ số biểu trưng

cho khả năng sinh dầu hoặc khí của đá mẹ) của than <300 cho thấy mẫu có tiềm năng

sinh khí. Tuy nhiên, kết quả chiết bitum và các chỉ số GOR – tỉ số khí/dầu, năng

lượng hoạt hóa (Ea)- kết quả phân tích thủy nhiệt phân (trưởng thành giả)- của mẫu

than trên cho thấy chúng có khả năng sinh dầu với tỷ lệ không lớn.

pdf27 trang | Chia sẻ: lavie11 | Lượt xem: 426 | Lượt tải: 0download
Bạn đang xem trước 20 trang tài liệu Tóm tắt Luận án Phân tích đặc điểm địa hoá và thạch học của đá mẹ than và sét than trầm tích Miocen khu vực phía bắc bể trầm tích sông Hồng, để xem tài liệu hoàn chỉnh bạn click vào nút DOWNLOAD ở trên
quả phân tích thạch học hữu cơ kết hợp với các phân tích địa hóa truyền thống các mẫu sét tại giếng khoan Enreca 3 trên đảo Bạch Long Vĩ một lần nữa khẳng định khả năng sinh dầu của đá mẹ Oligocen khu vực bắc bể Sông Hồng và gợi mở hướng mới cho đối tượng tìm kiếm thăm dò dầu khí trong khu vực. Sét Oligocen tại GK Enreca-3 có tiềm năng sinh dầu cực tốt; TOC trung bình khoảng trên 2% - ngưỡng đá mẹ cực giàu; HI trung bình trên 500mgHC/gTOC; Tmax trung bình 341 0 C cho thấy mẫu chưa trưởng thành. Thành phần maceral quan sát trong mẫu chủ yếu là vật chất hữu cơ nguồn 11 gốc tảo như VCHC vô định hình có khả năng phát quang, Lamalginite, Telalginite; các maceral có nguồn gốc VCHC lục địa như resinite hay huminite chiếm tỷ lệ khoảng 5- 18% (hình 11) (Petersen, 2013). 2.1.2. Cơ sở lý thuyết Than là loại đá dễ cháy chứa trên 50% trọng lượng và trên 70% thể tích là các vật chất dạng cacbon hình thành do quá trình nén ép các tàn tích thực vật tương tự như các tích tụ than bùn. Sự khác nhau về vật liệu thực vật (type- loại than), mức độ biến chất (rank-nhãn than) và độ tinh sạch của than (grade- cấp than) là các đặc trưng chính của than” (Schopf, 1956). Theo nguồn gốc, than được chia thành 2 loại là than sapropelic và than humic. Than sapropelic được hình thành từ quá trình thối rữa của VCHC. Than humic được phân chia (phân nhãn than) dựa trên độ phản xạ vitrinite; gồm 5 nhãn than chính lần lượt là than nâu (lignite) than á bitum than bitumthan antraxit tương ứng với độ phản xạ vitrinite tăng dần. Quá trình chuyển đổi nhãn than như trên gọi là quá trình than hóa hay quá trình trưởng thành nhiệt (coalification /maturation). 2.1.2.1. Môi trƣờng thành tạo than bùn Hầu hết các tập than đều thành tạo trong môi trường đầm lầy “mire” – thuật ngữ này được sử dụng để chỉ chung tất cả các môi trường tạo than như đầm lầy cây thân gỗ và cây bụi (swamp); đầm lầy cây bụi và cây cỏ (marsh); đầm lầy thấp có sậy và cỏ trên đất than bùn nông (fen) và đầm lầy có cây thân gỗ, cây bụi, sậy trên đất than bùn sâu (bog)(Taylor et al., 1998, Moore, 1989, Thắng and Dực, 2006). Theo chế độ thủy văn, môi trường thành tạo than được chia thành 3 nhóm là môi trường thành tạo than bùn có ảnh hưởng của biển (marine-influenced peats), môi trường thành tạo than có ảnh hưởng của dòng chảy nước ngọt (freshwater rheotrophic) và môi trường thành tạo than bùn chỉ chịu ảnh hưởng của nước mưa (Frank, 1999). Các thông số maceral như chỉ số bảo tồn mô (TPI), chỉ số keo hóa (GI), chí số mô thực vật (VI) và chỉ số độ ảnh hưởng của nước ngầm được ứng dụng phổ biến để xác định cổ môi trường thành tạo than bùn 2.1.2.2. Quá trình than hóa của vật chất hữu cơ trong trầm tích Các giai đoạn của quá trinh than hóa được thể hiện trong Error! Reference source not found. 12 Hình 2. 1. Tổng hợp các giai đoạn của quá trình than hóa 2.1.2.3. Thành phần vật chất hữu cơ trong than Macerals là những thành phần vi hữu cơ thường được xác định trong than và được phân biệt với nhau trên cơ sở tính chất quang lý của chúng. Hệ thống phân loại macerals của ICCP được ứng dụng phổ biến nhất hiện nay (Sýkorová et al., 2005, Kwiecińska and Petersen, 2004, ICCP, 2001, ICCP, 1998), gồm:  Nhóm Huminite/Vitrinite: bắt nguồn từ tàn tích thực vật humic bị than hóa, chủ yếu là lignin and cellulose. Dưới ánh sáng phản xạ, mảnh vitrinite có màu xám và dưới kích thích UV chúng có thể có phát quang yếu (Taylor et al., 1998).  Nhóm Liptinite: bắt nguồn từ phần nhựa cây và sáp thực vật – tàn tích của thực vật giàu hydro như cutin, resin, chất béo, sáp và vỏ tế bào của bào tử, phấn hoa và tàn tích của vi khuẩn. Trong các nhóm maceral, nhóm Liptinite có hệ số phản xạ thấp nhất dưới ánh sáng trắng. Dưới kích thích UV, liptinite phát huỳnh quang trong đó màu huỳnh quang của bào tử được sử dụng như là một thông số để xác định mức độ trưởng thành nhiệt (Taylor et al., 1998).  Nhóm Inertinite: trong hầu hết trường hợp bao gồm các nguyên liệu thực vật giống vitrinite nhưng bị biến đổi thứ sinh hoặc bị oxy hóa trước và trong khi bị than hóa. Điểm đặc trưng của inertinite là mức độ phản xạ cao hơn so với các mảnh vitrinite trong mẫu và không có phát quang dưới kích thích UV (Taylor et al., 1998). 13 2.2. PHƢƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU 2.2.1. Phƣơng pháp phân tích thạch học hữu cơ Bản chất của thạch học hữu cơ là xác định các chất hữu cơ trong than/trầm tích bằng cách quan sát chúng dưới kính hiển vi sử dụng chế độ ánh trắng và ánh sáng huỳnh quang trong dầu nhúng. Để chuẩn bị mẫu phân tích thành phần maceral trong than sử dụng ánh sáng phản xạ, mẫu than được làm nhỏ đến cỡ hạt từ 850μm đến 1000μm và đổ khuôn (đường kính 30mm) với hỗn hợp nhựa epoxy và chất đóng rắn (pha theo tỷ lệ gợi ý của nhà sản xuất). Khuôn mẫu sau khi đóng rắn hoàn toàn được mài và đánh bóng bề mặt (ISO7404-2, 1985) ; được tiến hành phân tích thành phần maceral trên hệ thống kính hiển vi sử dụng ánh sáng phản xạ (ánh sáng trắng và ánh sáng huỳnh quan) với vật kính được nhúng dầu (n8 23 = 1,518 để tăng chiết xuất của môi trường) có độ phóng đại từ 25 -50- 100 lần và thị kính với độ phóng đại 10 lần (ISO7404-3, 1994a). Tổng số điểm được chấp nhận phải lớn hơn 500 với mẫu than và lớn hơn 250 với mẫu kerogen; kết quả thể hiện dưới dạng % (ASTM, 2005). 2.2.2. Phƣơng pháp phân tích độ phản xạ Vitrinite Độ phản xạ vitrinite là thống số trưởng thành thông dụng nhất hiện nay. Độ phản xạ là phần trăm (%) ánh sáng tới (ánh sáng trắng) phản xạ lại từ bề mặt phẳng được mài bóng của bề mặt nghiên cứu. Chỉ các ánh sáng phản xạ nằm trong vùng ánh sáng xanh nhìn thấy (bước sóng 546 nanomet) được chấp nhận để đo trong phép phân tích này. Độ phản xạ được đo trên các mảnh collotelinite. 2.2.3. Phƣơng pháp phân tích nhiệt phân tiêu chuẩn Rock_Eval Chu trình phân tích được thể hiện trong Hình 2. 2. Các thông số nhiệt phân (TOC, S1, S2, HI, PI, Tmax) được sử dụng để đánh giá chất lượng đá mẹ, loại vật chất hữu cơ trong đá mẹ và mức độ trưởng thành nhiệt của chúng. 2.2.3. Phƣơng pháp sắc ký Một lượng mẫu đá đã nghiền nhỏ (khoảng 40g) được đun trong dung môi hữu cơ trong 12h đến 24h sử dụng bộ chiết hồi lưu Soxhlet. Dung môi sau đó được cho bay hơi để thu lại bitum. Lượng bitum thu được sẽ được tách thành phần hydrocacbon no (HCno), hydrocacbon thơm (HC thơm), hợp chất phân cực bằng phương pháp sắc ký lỏng. Thành phần hydrocarbon no C15+ sau đó sẽ được tiến hành phân tích sắc ký khí để xác định các sự có mặt hay vắng mặt của các hóa thạch địa hóa như napthenes (steranes, triterpanes, pentacyclic triterpans), isoprenoid (pristine, phytane), và alkane Chu trình phân tích Chu trình ghi kết quả Ứng dụng trong thăm dò dầu khí Thời gian Thời gianNhiệt phân kerogen Hóa hơi các HC tự do có sẵn trong đá Giảm nhiệt Giải phóng CO2 Tăng nhiệt độ Bẫy CO2 N h iệ t đ ộ Mức độ trƣởng thành Hệ số sản phẩm PI S1/S1+S2 Tmax 0 C Tiềm năng dầu và khí Tiềm năng sinh S1+S2 (kg/tấn đá) Loại VCHC S2/ TOC Chỉ số Hydrogen S3/TOC Chỉ số Oxygen Dấu hiệu Dầu hoặc khí S1 (g/tấn đá) Hình 2. 2. Sơ đồ chu trình nhiệt phân tiêu chuẩn Rock Eval (Tissot and Welte, 1978, Ower, 1990) 14 mạch thẳng (Ower, 1990). Nguyên tắc của tách chất trong sắc ký khí là do sự phân bố giữa pha tĩnh và pha động thông qua cơ chế hấp phụ, phân bố hoặc sự kết hợp cả hai cơ chế này. Các quá trình hấp phụ và giải hấp xảy ra liên tục giữa hai pha. Tùy thuộc vào pha tĩnh là rắn hay lỏng mà có sắc ký khí – rắn, sắc ký khí – lỏng. 2.2.4. Phƣơng pháp mô hình hóa bể (sử dụng phần mềm PetroMod 2D) Phương pháp mô hình hóa bể trầm tích được ứng dụng rất rộng rãi trong nghiên cứu thăm dò dầu khí hiện nay. Nguyên tắc cơ bản của xây dựng mô hình địa hoá đá mẹ là trên cơ sở số liệu về lịch sử chôn vùi trầm tích, đặc điểm thạch học, độ giàu và chất lượng vật chất hữu cơ, chế độ địa nhiệt... tại giếng khoan sẽ mô phỏng quá trình sinh hydrocacbon của đá mẹ. Kết quả mô phỏng sẽ được kiểm tra bằng kết quả phân tích mẫu tại chính giếng khoan đó. Điều kiện biên trong số liệu đầu vào như dòng nhiệt, nhiệt độ bề mặt trầm tích, độ sâu mực nước cổ sẽ được điều chỉnh tới khi kết qua đầu ra của mô hình phù hợp với số liệu kiểm tra tại giếng khoan. Tham số điều kiện biên của mô hình 1D tại các giếng khoan sẽ được sử dụng cho mô hình 1D của những điểm lân cận và mô hình 2D. CHƢƠNG 3. ĐẶC ĐIỂM THẠCH HỌC HỮU CƠ KHU VỰC NGHIÊN CỨU Mẫu than và sét than phân tích được lấy trong trầm tích Miocene dưới- giữa tại giếng khoan 102-CQ-1X, 102-HD-1X – ngoài khơi phần đông bắc bể Sông Hồng và trong trầm tích Miocene trên tại giếng khoan 01-KT-TB-08 trong lô MVHN-01-KT- TB – Miền võng Hà Nội. 3.1. NHÃN THAN (COAL RANK) Nhãn than là chỉ tiêu để đánh giá mức độ biến chất của một loại than và được phân chia dựa trên giá trị độ phản xạ vitrinite đo được trong mẫu than (ASTM, 1992). Mẫu than Miocene dưới khu vực giếng khoan 102-CQ- 1X ở độ sâu khoảng 2000-2500m nằm trong đới than á bitum; các mẫu than độ sâu trên 2500 trở xuống nằm trong đới than bitum chất bốc cao. Mẫu than ở sát đáy Miocene dưới ở khu vực giếng khoan 102-CQ-1X (độ sâu 1750-1760m) nằm trong đới than á bitum trong khi mẫu than ở vị trí địa tầng tương tự tại giếng khoan 102-HD-1X (độ sâu 3000-3010m) lại nằm trong đới than bitum chất bốc cao. Mẫu than Miocene trên GK 01-KT-TB-1X trên lô MVHN-01-KT do nhà thầu Arrow tiến hành năm 2008 có độ phản xạ từ 0,4-0,45 % Ro – tương ứng với nhãn than á bitum C (than đang trong giai đoạn đầu của quá trình khử nước – dehydration (Hình 3. 1). 0.5 1 2 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 102-CQ-1X Miocene dưới 102-CQ-1X Miocene giữa 102-HD-1X Miocene giữa 01-KT-TB-08 Miocene trên C h ƣ a t rƣ ở n g t h à n h T rƣ ở n g t h à n h C ử a sổ t ạ o d ầ u T ạ o k h í ẩ n v à C o n d . T ạ o k h í k h ô 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 0,1 1 10 Miocen trên-01-KT-TB-08 Miocen dưới - 102-CQ-1X Miocen giữa -102-CQ-1X Miocen giữa - 102-HD-1X T h a n n â u T h a n b ù n T h a n á b it u m T h a n b it u m c h ấ t b ố c c a o T h a n b it u m c h ấ t b ố c T B T h a n b it u m c h ấ t b ố c t h ấ p T h a n b á n a x tr a x it T h a n a x tr a x it Độ phản xạ vitrinite %Ro Độ phản xạ vitrinite %Ro Đ ộ sâ u (m ) a b Hình 3. 1. Nhãn than theo độ phản xạ vitrinite (ASTM, 1992). 15 3.2. THÀNH PHẦN MACERAL 3.2.1. Miocene dƣới 15 mẫu than, sét than và sét trong trầm tích Miocene dưới tại giếng khoan 102- CQ-1X được phân tích thành phần maceral. Maceral nhóm Huminite Trong các mẫu than - sét than từ độ sâu 1990m đến 2250m của giếng khoan 102-CQ-1X, thành phần của huminite chiếm trên 80%, trong đó chủ yếu là Ulminite (U), Densinite (D), Corpohuminite (Co) và ít Gelinite với những tỷ lệ hợp phần khác nhau. Maceral nhóm Vitrinite Sự thay đổi về loại maceral từ nhóm huminite sang nhóm vitrinite bắt đầu xuất hiện ở các mẫu than và sét than từ độ sâu 2310-2320m trở xuống. Sự có mặt của huminite thưa dần thay vào đó là sự có mặt của maceral nhóm vitrinite. Thay đổi thành phần rõ nét nhất bắt đầu từ mẫu sét ở độ sâu 2580-2590m và 2590-2600m. Các mẫu ở độ sâu 2660-2670m, 2680-2690m và 3000-3010m, các thành phần vitrinite chủ yếu là collodetrinite, collotelinite và corpogelinite. Collodetrinite (Cd) chiếm tỷ lệ nhiều nhất trong mẫu than từ 2500m đến 3010m. Collotelinite chiếm tỷ lệ nhỏ hơn so với collodetrinite trong các mẫu than từ 2580- 2590m đến 3000-3010m và có độ bảo tồn không tốt. Ngoài ra còn có một phần nhỏ là Telinite với cấu trúc mô gỗ còn được thể hiện khá rõ ràng. Cg trong các mẫu từ 2580- 2590m trở xuống chủ yếu xuất hiện ở dạng lấp đầy trong cấu trúc tế bào của Cutinite (Cu) và suberinite (Su). Maceral nhóm Liptinite Trong các mẫu than Miocene dưới, thành phần maceral nhóm liptinite khá phong phú về chủng loại. Trong các mẫu sét và sét than độ sâu 2150-2160m; 2310- 2320m và 2660-2670m, hàm lượng liptinite lần lượt là 4,24%, 3,87% và 3, 95%. Thành phần liptinite trong các mẫu sét và sét than ở độ sâu 2580-2590m, 2590- 2600m là 8,3% và 6,4% trong đó chủ yếu là cutinite, liptodetrinite, một ít resinite và VCHC vô định hình. Đặc biệt trong mẫu sét độ sâu 2240-2250m có quan sát thấy cả alginite- loại maceral có nguồn gốc từ tảo- có mặt khá nhiều và phân bố chủ yếu trên những đám nền vật chất hữu cơ vô định hình có khả năng phát quang; thành phần liptinite lên đến 9,96% cho thấy sự thay đổi yếu tố nguồn vật liệu ở thời điểm này trong Miocene sớm tại vị trí xung quanh giếng khoan 102-CQ-1X. Trong các mẫu than 1990-2000m, 2080-2090m, 3000-3010m, hàm lượng maceral nhóm liptinite cũng khá cao, dao động trong khoảng từ 7,6% đến 9,8%. Các loại chủ yếu là sporinite, resinite cutinite và ít suberinite cùng mảnh vụn của các liptinite khác (liptodetrinite). 16 Sự phân bố cộng sinh của bituminite maceral trong các khe nứt của vitrinite ở các mẫu than từ 2580-2590m trở xuống cũng là một đặc trưng riêng của các mẫu than ở khu vực này. Mẫu than ở độ sâu 2680-2690m có thành phần liptinite lên đến 17,7% trong đó sporinite chiếm 3,8%; resinite chiếm 3,2%, suberinite chiếm 2,8% và đặc biệt là sự có mặt của exudatinite (2,2%) – một loại maceral thứ sinh sinh ra từ thời kỳ bắt đầu quả giai đoạn bitum hóa, khi mà các vật chất giống dầu được sinh ra từ lipid trong liptinite và vitrinite giàu hydro trong cấu trúc- cho thấy tiềm năng sinh dầu của mẫu than ở địa tầng này. Tại thời điểm hình thành, exudatinite rất mềm, do đó có thể lấp đầy vào các kẽ nứt được tạo ra do quá trình bitum hóa tạo ra. Trong các mẫu than ở độ sâu lớn hơn, thành phần exudatinite giảm đi nhiều. Tuy nhiên, dấu hiện cho thấy sự có mặt của dầu (oil expulsion) (Teichmüller, 1974) trong các mẫu than này được quan sát thấy rất nhiều trong các mẫu từ độ sâu 2150-2160m trở xuống đến 3000-3010m. Chúng phân bố chủ yếu trong các khe nứt kín hoặc khe nứt liên thông trong các mảnh vitrinite. Độ phản xạ vitrinite của các mẫu trên cho thấy chúng đang trong giai tạo dầu sớm. Maceral nhóm Inertinite Inerinite là nhóm bao gồm các maceral có độ phản xạ cao hơn, trơ ì hơn so với vitrinite và liptinite trong than; thường được coi là nhóm không có khả năng sinh hydrocacbon. Inertinite khá phổ biến trong các nẫu than và trầm tích khu vực này; hàm lượng % của chúng dao động trong khoảng từ 2,8%-10,3%; chủ yếu là fusinite, semifusinite, funginite và ít inertodetrinite. Trên bề mặt khối mẫu đã mài bóng, inertinite có màu xám đến trắng xám; độ nổi rất cao so với nhựa đúc và cao hơn so với vitrinite. Khoáng vật Thành phần khoáng vật trong mẫu than, sét than và sét Miocene dưới tại giếng khoan 102-CQ-1X chủ yếu là pyrite, cacbonat và khoáng vật sét (Hình 3.25). 3.2.2. Miocene giữa Than trong trầm tích Miocene giữa tại 2 giếng khoan 102-CQ-1X và 102-HD-1X - ngoài khơi vùng nghiên cứu không nhiều; giếng khoan 01-KT-TB-1X chưa khoan đến địa tầng này. Tổng cộng 02 mẫu (01 mẫu sét và 01 mẫu than) ở phần đáy của trầm tích Miocene giữa trong giếng khoan 102-HD-1X và 01 mẫu than ở phần đáy của trầm tích Miocene giữa tại giếng khoan 102-CQ-1X được tiến hành phân tích. Maceral nhóm Huminite/Vitrinite Mẫu than tại giếng khoan 102-CQ-1X chủ yếu là huminite trong khi mẫu than tại giếng khoan 102-HD-1X chủ yếu là vitrinite (do mức độ than hóa- nhãn than cao hơn). Than Miocene giữa tại giếng khoan 102-CQ-1X chứa 85% maceral nhóm huminite trong đó chủ yếu là ulminite, densinite, corpohuminite và một lượng nhỏ là porigelinite. 17 Than Miocene giữa tại giếng khoan 102-HD-1X chứa 77,4% là maceral nhóm vitrinite trong đó chủ yếu là collodetrinite, gelovitrinite và ít telovitrinite. Độ bảo tồn của các maceral trong mẫu than này tốt hơn so với các mẫu Miocene dưới. Collodetrinite trong mẫu có độ đồng nhất tương đối, thường làm nền cho các maceral nhóm liptinite. Dấu hiệu của dầu di thoát được quan sát thấy khá nhiều trong khe nứt của các mảnh maceral này (Error! Reference source not found.) Thành phần vitrinite trong mẫu sét độ sâu 2850-2860m tại giếng khoan 102-HD-1X chiếm 84,26% trong đó chủ yếu là collodetrinite và các mảnh vụn kích thước nhỏ của maceral trong nhóm; độ bảo tồn khá tốt. Maceral nhóm Liptinite Thành phần maceral nhóm liptinite trong mẫu than ở địa tầng này không phong phú, chiếm tỷ lệ không cao (6% trong than 102-CQ-1X và 4,5% trong than 102-HD- 1X), chủ yếu là sporinite, cutinite và suberinite. Các mảnh resinite trong mẫu không nhiều và có độ phát quang yếu. Sporinite phân bố chủ yếu ở dang đám, độ bảo tốt, phát quang mạnh hơn so với mảnh resinite. Riêng trong mẫu than ở 102-HD-1X có thành phần flourinite, loại maceral được coi là sản phẩm của tinh dầu có trong thực vật thuộc họ cây lá kim. Điều này hoàn toàn phù hợp với các phức hệ hóa thạch thực vật họ cây lá kim ôn đới đã được nhiều nghiên cứu về cổ sinh địa tầng trước đây công bố và có được liệt kê trong chương 1.3. Dấu hiệu dầu di thoát cũng quan sát được khá nhiều trong các mẫu than ở giếng khoan này. Giá trị độ phản xạ vitrinite đo được là 0,68% cho thấy mẫu gần đạt tới của sổ tạo dầu. Trong mẫu sét, liptinite gồm resinite, cutinite, và ít alginite. Maceral nhóm Inertinite Thành phần maceral nhóm inertinite trong mẫu ở địa tầng này nhiều hơn so với mẫu trong trầm tích Miocene dưới; đặc biệt trong mẫu than ở giếng khoan 102-HD- 1X, inertinite lên đến trên 12%. 3.2.3. Miocene trên Than Miocene trên phân bố khá phổ biến trong hệ tầng Tiên Hưng -khu vực Miền võng Hà Nội. Giếng khoan 01-KT-TB-08 được Arrow Energy khoan năm 2009 tại khu vực lô MVHN-01-KT tây phía bắc bể Sông Hồng trong chương trình khoan thăm dò, đánh giá tiềm năng khí than trong các tầng than Miocene ở Miền võng Hà Nội. Maceral nhóm Huminite Huminite chiếm trên 80% trong mẫu than địa tầng này gồm chủ yếu là Densinite, Attrinite, Ulminite, và Coporhuminite. Densinite chiếm tỷ phần lớn nhất trong các mẫu than ở địa tầng này; độ đồng nhất không cao và thường bị nhiễm bẩn bởi khoáng vật sét hay pyrite. Ulminite trong 18 mẫu chủ yếu là nhóm B có màu xám sáng, độ bảo tồn cấu trúc thành tế bào của mô gỗ không cao như trong mẫu Miocene giữa ở giếng khoan 102-CQ-1X. Coporhuminite gặp ở dạng cộng sinh đặc trưng với suberinite, độ đồng nhất cao, thể hiện rất rõ nét. Maceral nhóm Liptinite Do mức độ than hóa của các mẫu than địa tầng này thấp nên maceral nhóm liptinite trong mẫu còn khá phong phú về loại như sporinite, resinite, cutinite, suberinite, fluorinite và ít alginite. Sự có mặt của fluorinite cũng cho thấy ít nhiều tính tương đồng trong môi trường cũng như nguồn gốc vật liệu thành tạo than trong giai đoạn từ Miocene giữa đến Miocene muộn . Maceral nhóm Inertinite Thành phần maceral nhóm Inerinite dao động trong khoảng từ 1,3-4,7% - thấp hơn nhiều so với các mẫu than trong Miocene dưới và Miocene giữa cho thấy sự ổn định về mức độ ngập trong điều kiện môi trường thành tạo than trong Miocene sớm ở khu vực này. Các maceral quan sát thấy chủ yếu là funginite và fusinite với hình dạng được bảo tồn khá tốt. Thành phần khoáng vật trong mẫu chiếm 1,6-4,2% chủ yếu là khoáng vật sét và pyrite. 3.3. ĐIỀU KIỆN CỔ MÔI TRƢỜNG THÀNH TẠO THAN Môi trường và vật liệu ban đầu thành tạo than chính là hệ sinh thái đất ngập nước như đầm lầy nội lục (limnic) hoặc môi trường đầm lầy có liên thông đến biển (paralic); tùy thuộc vào loại môi trường sẽ có những tướng than nhất định. Các chỉ số maceral như chỉ số bảo tồn mô (TPI); chỉ số gel hóa (GI) (Diessel, 1992); chỉ số ảnh hưởng của nước ngầm (GWI), chỉ số thực vật (VI) (Calder et al., 1991) là công cụ quan trọng để nghiên cứu phát triển của tướng than. 3.3.1. Mô hình tƣớng môi trƣờng thành tạo than Diessel (Diessel, 1992, Diessel, 1986) Các mẫu than Miocene dưới tại giếng khoan 102-CQ-1X được hình thành trong đầm lầy phát triển cây bụi và cây cỏ; môi trường đồng bằng tam giác châu dưới. Riêng mẫu than ở độ sâu 2150-2160m có thành phần maceral nhóm telovitrinite cao hơn hẳn các mẫu ở trên và dưới nó cho thấy sự thay đổi điều kiện môi trường cũng như nguồn cung vật liệu trong thời điểm này; môi trường tích tụ than bùn có giai đoạn bị khô hạn và có sự phát triển nhiều hơn của các thực vật thân gỗ. Mẫu than Miocene dưới ở độ sâu 1990-2000m và mẫu than Miocene giữa độ sâu 1770-1780m có chỉ số TPI và GI tương tự nhau (và tương tự với mẫu ở độ sâu 2150-2160m) cho thấy môi trường thành tạo than trong giai đoạn cuối Miocene sớm và đầu Miocene giữa không có sự thay đổi đáng kể; điều kiện môi trường thành tạo tương tự giai đoạn hình thành mẫu than 2150-2160m. 19 Mẫu than Miocene giữa độ sâu 3000-3010m tại giếng khoan 102-HD-1X thành tạo trong môi trường đồng bằng tam giác châu dưới; tỷ lệ khoáng vật trong cả mẫu than và sét than đều khá cao (>6%), chủ yếu là pyrite và khoáng vật cacbonat. Đặc điểm các chỉ số cũng như của các loại maceral trong mẫu có nhiều nét tương đồng với mẫu than Miocene dưới ở cùng độ sâu 3000-3010m tại giếng khoan 102-CQ-1X. Các mẫu than Miocene trên trong giếng khoan thăm dò khí than 01-KT-TB-1X trên Miền võng Hà Nội đều thành tạo trong môi trường đồng bằng tam giác châu dưới, mức độ ngập nước cao hơn dẫn đến mức độ gel hóa cũng cao hơn. Hàm lượng khoáng vật dao động từ khoảng 2-4%. Sự có mặt của fusinite, sporinite trong tất cả các mẫu than nghiên cứu khẳng định sự ảnh hưởng của nước ngọt trong các môi trường thành tạo than (Taylor et al., 1998, Cohen and Spackman, 1977) khu vực này. 3.3.2. Mô hình tƣớng môi trƣờng thành tạo than Calder (Calder et al., 1991, Calder, 1993) Trong số các mẫu than nghiên cứu, mẫu than Miocene dưới ở giếng khoan 102-CQ-1X độ sâu 2060-2070m, 2080-2090m và ở độ sâu 2680-2690m, 3000-3010m có sự tương đồng đáng kể ở tất cả các chỉ số maceral. Chỉ số VI của bốn mẫu trên đều <3 (từ 0,3 đến 0,84); TPI từ 0,22 đến 0,52; GI từ 7,6 đến 15,2 cho thấy các mẫu này được thành tạo trong môi trường nội lục ven sông- hồ (limnic), độ ngập nước cao, với chủ yếu là cây bụi và thực vật thân thảo, mức độ bảo tồn cấu trúc của vật liệu trầm tích thấp. Đóng góp của thực vật thân gỗ môi trường lục địa (telmatic/terrestrial) tăng lên trong các mẫu than ở các độ sâu 2660-2670m, 2590-2600m, 2580-2590m, 2150- 2160m trầm tích chứa than Miocene dưới giếng khoan 102-CQ-1X. Chỉ số TPI tăng, VI cao (>3), GWI thấp (từ 0,2 đến 1,6); GI từ 16,8 đến 21,2 cho thấy môi trường thành tạo chịu sự ảnh hưởng của nước ngầm, độ ngập nước thấp hơn so với các mẫu ở trên và dưới khoảng mẫu này. Mẫu than ở phần nóc Miocene dưới (1990-2000m) và mẫu than Miocene giữa ở 102-CQ-1X có chỉ số ảnh hưởng của nước ngầm (GWI) cực thấp, chỉ số bảo tồn mô (TPI) và chỉ số gel hóa (GI) xấp xỉ nhau cho thấy chúng được thành tạo trong cùng môi trường đầm lầy khô. Mẫu than Miocene trên giếng khoan 01-KT-TB-1X thành tạo trong các đầm lầy thấp ven các sông suối, ao hồ phát triển thực vật thân thảo nghèo lignin (phần dưới) chuyển dần sang môi trường đầm lầy bị nâng lên chịu ảnh hưởng của nước ngầm (phần trên) có sự phát triển của thực vật bậc cao Nhìn chung, các mẫu than nghiên cứu đều thành tạo trong môi trường đồng bằng tam giác châu dưới, vật liệu tạo than chủ yếu là cây bụi, cây cỏ và ít thực vật thân gỗ. 20 CHƢƠNG 4. ĐẶC ĐIỂM ĐỊA HÓA VÀ TIỀM NĂNG SINH DẦU - KHÍ CỦA TRẦM TÍCH CHỨA THAN VÀ SÉT THAN MIOCENE KHU VỰC NGHIÊN CỨU Theo định nghĩa phổ thông nhất hiện nay, đá mẹ sinh dầu- khí là tầng trầm tích hạt mịn giàu vật chất hữu cơ đã trưởng thành, sinh và di thoát một lượng hydrocacbon đủ lớn để tạo thành các tích tụ dầu - khí. Các tầng đá mẹ này được coi là đá mẹ hiệu dụng đang hoạt động nếu vẫn trong đang trong giai đoạn trưởng thành, sinh, di thoát dầu khí; và là đá mẹ hiệu dụng đã ngừng hoạt động nếu tầng trầm tích này bị nâng lên, nguội lạnh. Đá mẹ tiềm năng là thuật ngữ để chỉ các loại trầm tích hạt mịn có đủ độ giàu vật chất hữu cơ nhưng chưa đạt đến độ sâu (nhiệt độ - áp xuất) cần thiết để bước vào giai đoạn trưởng thành (Hunt, 1980). Các kết quả nghiên cứu tìm kiếm thăm dò dầu khí từ trước đến nay trên khu vực phía bắc bể trầm tích Sông Hồng cho thấy, trầm tích Miocene có chứa than/sét than phát triển chủ yếu trong các giếng khoan khu vực lô 102 và 103; do đó các đánh giá sẽ tập trung vào khu vực này. 4.1. ĐẶC ĐIỂM ĐỊA HÓA 4.1.1. Trầm tích Miocene dƣới 4.1.1.1. Độ giàu vật chất hữu cơ Giếng khoan 102-CQ-1X Tổng hàm lượng cacbon hữu cơ TOC trong các mẫu sét than (06/77 mẫu) dao động từ 5,0 đến 21,02% khối lượng (trung bình 14,13% khối lượng), tổng tiềm năng sinh (S1+S2) dao động trong khoảng từ 13,46

Các file đính kèm theo tài liệu này:

  • pdftt_phan_tich_dac_diem_dia_hoa_va_thach_hoc_cua_da_me_than_va_set_than_tram_tich_miocen_khu_vuc_phia.pdf
Tài liệu liên quan