Đặc điểm phân bố tính chất dầu khí trên cơ sở nghiên cứu số liệu pvt và địa hóa trong bể cửu long

Tính cấp thiết của đề tài

Bể Cửu Long là một khu vực trầm tích phức tạp với cấu trúc địa chất đa dạng, nổi bật với sự phân bố vật liệu hữu cơ và quy trình sinh dầu Đặc biệt, bể này thể hiện rõ các đặc điểm phân bố và tích tụ hydrocarbon, cùng với các qui luật phân bố tính chất lý hóa của dầu khí, đặc biệt là các thông số PVT liên quan đến dầu vỉa.

Bể Cửu Long đã phát hiện và khai thác 18 mỏ dầu, phản ánh sự đa dạng và phức tạp trong hình thành các tích tụ dầu khí Mặc dù có nhiều nghiên cứu chuyên sâu về đá mẹ và khai thác dầu khí, nhưng chủ yếu tập trung vào đánh giá tiềm năng dầu khí và tính toán trữ lượng tại từng khu vực mỏ Chưa có công trình nào tổng hợp tài liệu PVT và nghiên cứu đặc điểm phân bố ở quy mô toàn bể Cửu Long Đề tài “Đặc điểm phân bố tính chất dầu khí trên cơ sở nghiên cứu số liệu PVT và địa hóa trong bể Cửu Long” sẽ làm sáng tỏ quy luật biến đổi đặc tính dầu khí và mối quan hệ với đặc điểm địa chất của bể Kết quả nghiên cứu hứa hẹn sẽ đóng góp vào cơ sở khoa học quan trọng cho công tác tìm kiếm, thăm dò và khai thác dầu khí tại bể Cửu Long.

Mục đích và nhiệm vụ của đề tài

Mục đích của nghiên cứu này là tổng hợp các đặc tính dầu vỉa (PVT) và tính chất hóa lý của dầu khí, đồng thời khám phá mối liên hệ hữu cơ giữa chúng với các thông số địa hóa của đá mẹ cùng với đặc điểm địa chất.

Nghiên cứu đã chỉ ra quy luật phân bố dầu khí cho từng phân vị địa tầng, từ đó làm sáng tỏ đặc điểm phân bố dầu khí trong bể Cửu Long.

Nhiệm vụ cơ bản của luận án:

Tổng hợp dữ liệu cơ bản về phân tích dầu trong điều kiện vỉa, bao gồm các thông số phân tích PVT, địa hóa đá mẹ và địa hóa dầu theo từng khu vực và phân vị địa tầng ở bể Cửu Long Khảo sát mối quan hệ giữa các đặc tính dầu trong điều kiện vỉa với các thông số địa hóa đá mẹ và địa hóa dầu, từ đó xây dựng các phương trình liên hệ giữa chúng.

Liên kết giữa đá mẹ và sinh dầu theo thời gian và không gian là rất quan trọng trong việc hiểu rõ quá trình hình thành và tích tụ dầu khí Đánh giá các đặc điểm của đá mẹ như TOC, loại vật liệu hữu cơ, môi trường thành tạo và quá trình trưởng thành giúp xác định thời điểm và địa điểm sinh dầu Đồng thời, việc tổng hợp các đặc tính của dầu vỉa, phân loại và phân tích biến đổi của nó cũng đóng vai trò quan trọng trong việc xác định tầng sinh dầu chủ yếu, cũng như dự đoán quá trình di cư, hướng di cư, biến đổi, tích tụ và bảo tồn dầu khí.

Nghiên cứu quy luật phân bố các đặc tính dầu khí trong điều kiện vỉa là rất quan trọng, nhằm xác định cách thức phân bố của chúng theo thời gian và không gian Việc vẽ sơ đồ phân bố các đặc tính này sẽ giúp hiểu rõ hơn về sự biến đổi và tương tác của chúng trong môi trường địa chất, từ đó hỗ trợ trong việc khai thác và quản lý tài nguyên dầu khí hiệu quả.

Những luận điểm cần bảo vệ

Theo phân chia địa tầng năm 2013, đá mẹ Oligocen dưới+Eocen (E+F) là nguồn sinh dầu khí chủ yếu, tạo thành hai phức hệ chứa dầu: Oligocen trên + Miocen dưới và dầu trong móng + Oligocen dưới Đặc tính phân bố dầu vỉa theo không gian và thời gian địa chất chủ yếu theo quy luật phân bố thuận, phong phú ở khu vực trung tâm và giảm nhanh ra vùng chuyển tiếp và vùng rìa Ngoài ra, một số khu vực phân bố lại dầu khí là kết quả của quá trình di cư và phá hủy các tích tụ dầu khí.

Những điểm mới của luận án

Xác định chi tiết ba tầng đá mẹ cho từng lô và phân vị địa tầng, dựa trên phân địa tầng mới năm 2013, nhằm khôi phục giá trị TOC ban đầu Điều này giúp hiểu rõ hơn về bản chất và khả năng sinh dầu của các tầng đá mẹ.

Qui luật phân bố dầu khí trong bể Cửu Long chủ yếu theo qui luật phân bố thuận, tuy nhiên, ở một số khu vực có hiện tượng phân bố nghịch do lớp chắn kém hoặc bị phá hủy bởi các đứt gãy.

Dựa trên sơ đồ phân bố và quy luật phân bố dầu khí trong các phân vị địa tầng, có thể phân chia thành các đới tiềm năng dầu khí khác nhau, bao gồm đới trung tâm, đới chuyển tiếp và đới ven rìa Các cấu tạo và phi cấu tạo ở khu vực trung tâm, cùng với các cấu tạo nằm trong hướng di cư dầu khí chủ yếu ĐB-TN, được xác định là những khu vực có tiềm năng dầu khí cao nhất.

Nghiên cứu cặp chỉ số Pr/nC17 và Ph/nC18 đã chỉ ra mối quan hệ với các giá trị thương ứng trong dầu, từ đó xác định được các tầng đá mẹ chính trong bể Cửu Long Kết quả cho thấy hệ trầm tích Oligocene dưới + Eocene (E+F) là tầng sinh dầu chủ yếu, trong khi hệ trầm tích Oligocene trên (tập D) chỉ đóng vai trò sinh dầu phụ, do dầu chỉ được hình thành tại các trũng sâu.

Ý nghĩa khoa học và thực tiễn

✓ Xác định được vai trò của mỗi tầng đá mẹ và tầng sinh dầu chính trong bể Cửu Long góp phần làm rõ các đới trưởng thành của VLHC

✓ Xác định được mối quan hệ giữa các đặc tính dầu trong điều kiện vỉa, đặc điểm phân bố dầu khí trong không gian địa chất

✓ Qui luật phân bố dầu khí trong không gian địa chất phản ánh rõ ràng hệ thống dầu khí trong bể Cửu Long chủ yếu phân bố thuận

Nghiên cứu trong luận án này đóng vai trò quan trọng trong việc định hướng tìm kiếm và thăm dò mở rộng các khu vực mỏ dầu khí tại bể Cửu Long, nhằm nâng cao hiệu quả khai thác.

Các đặc điểm phân bố dầu là yếu tố quan trọng phản ánh tiềm năng của từng thành hệ trầm tích, đồng thời giúp tối ưu hóa mô hình địa chất và mô hình khai thác dầu khí.

Tài liệu cơ sở của luận án

Luận án được xây dựng dựa trên gần 200 báo cáo PVT từ 30 cấu tạo lớn nhỏ và kết quả phân tích đá mẹ từ hơn 1400 mẫu thuộc 34 cấu tạo Nhiều tài liệu nghiên cứu của các tác giả trong ngành cũng đã được tham khảo Các kết quả phân tích PVT và các đề tài nghiên cứu khoa học được thực hiện bởi nghiên cứu sinh và đồng nghiệp Tác giả đã tổng hợp các kết quả đánh giá địa hóa đá mẹ và dầu từ tài liệu đã công bố và các nhiệm vụ đã thực hiện.

Khối lượng và cấu trúc luận án

Luận án được cấu trúc bao gồm phần mở đầu, năm chương nội dung, và phần kết luận kèm theo kiến nghị Ngoài ra, luận án còn liệt kê danh mục các công trình công bố của tác giả và tài liệu tham khảo Tổng thể, nội dung của luận án trải dài trên 139 trang, trong đó có 14 bảng biểu và 91 đồ thị, hình vẽ.

KHÁI QUÁT ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT BỂ CỬU LONG VÀ CÁC VẤN ĐỀ CÒN TỒN TẠI TỪ NHỮNG NGHIÊN CỨU TRƯỚC

Vị trí kiến tạo của bể Cửu Long

Bể Cửu Long là bể kéo tách uốn cong hình ovan, hình thành vào Đệ Tam giữa – muộn, nằm chủ yếu trên thềm lục địa phía Nam Việt Nam và một phần đất liền khu vực cửa sông MeKong Bể có kích thước khoảng 110 x 360 km, diện tích khoảng 40.000 km², kéo dài theo hướng Đông Bắc - Tây Nam Nó tiếp giáp với đất liền phía Tây Bắc, được ngăn cách với bể Nam Côn Sơn ở phía Đông Nam bởi đới nâng Côn Sơn, phía Tây Nam là đới nâng Khorat-Natuna, và phía Đông Bắc là đới cắt trượt Tuy Hoà, ngăn cách với bể Phú Khánh Bể Cửu Long bao gồm các lô 01, 02, 01/97, 02/97, 15-1, 15-1/05, 15-2, 15-2/01, 09-1, 09-2, 09-2/09, 09-3, 16-1, 16-2 và 17.

Bể được lấp đầy chủ yếu bởi trầm tích lục nguyên Đệ Tam giữa-muộn, chiều dày lớn nhất tại trung tâm bể có thể đạt tới 7-8 km:

➢ Trũng Đông bắc bể Cửu Long

➢ Trũng Đông Bạch Hổ bể Cửu Long

➢ Đới nâng Chôm Chôm-Rồng- Bạch Hổ

➢ Đới nâng Rạng Đông-Phương Đông-Jade-Thăng Long

➢ Đới nâng Hải Sư Nâu-Sư Tử Trắng- Ruby-Topaz-Agate

➢ Đới nâng Hải Sư Đen- Lạc Đà Nâu- Sư Tử Đen- Diamond-Hổ Đen

➢ Đới phân dị Tây nam bể Cửu Long

Hình 1-1 Các đơn vị cấu tạo bể Cửu Long [2]

Đặc điểm địa tầng thạch học bể Cửu Long

Các báo cáo của các nhóm tác giả [2][5][11] được tổng hợp từ nhiều nguồn số liệu và liên kết kết quả phân tích thạch học, cổ sinh, địa chất và địa vật lý cho nhiều tuyến mặt cắt trong bể Cửu Long, do đó có độ tin cậy cao Những báo cáo này cung cấp cơ sở vững chắc cho việc minh giải địa chất.

Nhóm tác giả tại Viện Dầu Khí đã công bố cột địa tầng thạch học dựa trên số liệu phân tích thạch học và cổ sinh mới nhất, cùng với tài liệu đo đường cong địa vật lý giếng khoan cập nhật Cột địa tầng này bao gồm tập trầm tích E thuộc mái Oligocen dưới (gồm E1 và E2) và tập trầm tích F thuộc về tuổi Eocen sớm Đặc biệt, tập trầm tích BH5.2 được đánh giá là thuộc Oligocen sớm theo cổ sinh, nhưng trong nghiên cứu này vẫn được tổng hợp theo Miocen dưới do sự phổ biến của hệ phân tập này trong ngành.

Hình 1-2 Phân chia địa tầng Paleogen ở một số đơn vị trong PVN [5]

Môi trường trầm tích của tập E và F chủ yếu hình thành trong các khu vực đồng bằng sông, đồng bằng ven sông và hồ nước ngọt Ngược lại, trầm tích của tập C và D thuộc Oligocen chủ yếu phát triển trong môi trường hồ nước ngọt, với một phần nhỏ ở vịnh nước lợ.

Do chưa có sự thống nhất về danh pháp và phân chia địa tầng ở bể Cửu Long, nghiên cứu này kế thừa sự tổng hợp đồng danh địa tầng và áp dụng bản phân chia địa tầng mới, như thể hiện trong hình 1-3.

Đá móng trước Kainozoi tại bể Cửu Long chủ yếu bao gồm hai nhóm thạch học: granite và granodiorite – diorite, cùng với các thành tạo núi lửa Nghiên cứu so sánh các phức hệ magma xâm nhập trên đất liền với đá móng kết tinh ngoài khơi bể Cửu Long cho thấy chúng tương đương với ba phức hệ: Hòn Khoai, Định Quán và Đèo Cả-Ankroet dựa trên đặc trưng thạch học và tuổi tuyệt đối.

Hình 1-3 Địa tầng trầm tích Kainozoi bể Cửu Long[5]

1.2.2.1 Hệ Paleogene – Thống Eocen – Bậc trên ( Hệ tầng Cà Cối (E 2 cc))

Hệ tầng này lần đầu được phát hiện tại giếng khoan Cửu Long-1 trên đất liền, nhưng vẫn chưa được nghiên cứu đầy đủ ở các khu vực chìm sâu của bể Các trầm tích này nằm bất chỉnh hợp trên nền móng phun trào (bao gồm rhyolit, andesit và tuff) có tuổi trước Kainozoi, với cấu trúc cuội, sạn và cát kết dạng khối hoặc phân lớp dày Đặc điểm của chúng là độ lựa chọn kém và gắn kết yếu, trong đó cuội và sạn chủ yếu là các loại đá phun trào như andesit, tuff andesit và dacit.

Các loại đá như rhyolit, đá biến chất (quarzite, đá phiến mica), đá vôi và ít mảnh granitoit được hình thành trong môi trường lục địa với năng lượng cao trong thời kỳ đầu tách giãn Quá trình này dẫn đến sự sụt lún và hình thành các địa hào tương đương với tập địa chấn F, mặc dù đôi khi chúng có thể vắng mặt hoặc bị bào mòn ở một số khối nhô.

Đến nay, vẫn còn tranh cãi về sự phân chia địa tầng trên cấu tạo LDV, cụ thể là giữa tập trầm tích G thuộc Eocen và tập F thuộc Oligocen dưới Do đó, nghiên cứu này không tách riêng tầng Oligocen dưới và các thành tạo cổ hơn mà kết hợp chúng thành Oligocen dưới + Eocen (E+F).

1.2.2.2 H ệ Paleogene- Thống Oligocene – Bậc dưới ( Hệ tầng Trà Cú (E 3 1 tc))

Hệ tầng Trà Cú tương đương với tập địa chấn F, có chiều dày từ 100-500m ở các vòm nâng và trên 1800m ở các trũng địa hào Hệ tầng này được chia thành ba phần: phần trên (tập E2) chủ yếu là cát kết hạt mịn, xen kẽ với các tập hạt thô và các loại đá như sạn, cuội kết, bột kết, và sét kết nâu đậm, nâu đen Ở trũng sâu, sét chiếm ưu thế hơn so với phần sườn và vùng nhô cao Phần giữa (tập E1) ưu thế với các thành tạo hạt mịn, trong khi phần dưới (tập F) chủ yếu là thành tạo hạt thô Vật liệu trầm tích của hệ tầng Trà Cú chủ yếu là các sản phẩm phong hóa từ đá Granitoit, tạo nên đá cát kết arkose Môi trường tích lũy chủ yếu là sườn tính, lũ tính, bồi tích sông, kênh rạch đến đầm hồ Hệ tầng Trà Cú có tiềm năng chứa và sinh dầu khí cao, với các vỉa cát kết là nguồn chứa dầu khí chính tại các mỏ như Bạch Hổ Nam Rồng, Đồi Mồi, Sư Tử Trắng, Thăng Long, Lạc Đà Vàng và Kình Ngư Trắng, là đối tượng khai thác thứ hai sau đá móng nứt nẻ tại mỏ Bạch Hổ.

1.3.2.3 H ệ Paleogene- Thống Oligocen - B ậc trên ( Hệ tầng Trà Tân (E 2 2-3 tt))

Hệ tầng Trà Tân trên mặt cắt địa chấn được chia thành hai phần: phần dưới tương ứng với tập địa chấn D và phần trên là tập C Lát cắt trầm tích của tầng Trà Tân có sự xen kẽ giữa sét kết, bột kết, cát kết, cùng với sự xuất hiện của các lớp đá phun trào núi lửa với thành phần đa dạng Tại các khu vực trũng sâu, lượng sét chiếm ưu thế Môi trường lắng đọng vật lý-hóa học tại khu vực trung tâm bể chủ yếu là đầm hồ và ven bờ, cho thấy trầm tích hệ tầng Trà Tân được hình thành trong những điều kiện môi trường khác nhau, từ điều kiện sông bồi tích.

9 đồng bằng châu thổ, đầm lầy vũng vịnh đến xen kẽ các pha biển nông Bề dày của tầng Trà Tân đạt 1800-2500m

1.2.2.4 Hệ Paleogene- Thống Miocen - Bậc dưới (Hệ tầng Bạch Hổ (N 1 1 bh)

Trên mặt cắt địa chấn của hệ tầng Bạch Hổ, tập địa chấn BI được chia thành hai phụ tầng BI.1 và BI.2, ngăn cách bởi một bất chỉnh hợp nhỏ Trầm tích bao gồm cát kết, bột kết và sét kết, với lớp phun trào bazan đôi khi xuất hiện ở phía Bắc tầng BI.2 Tập đá sét kết chứa hoá đá Rotalia màu xanh lục và xám lục, có phân lớp mỏng xiên chéo ở ven rìa và dạng khối Thành phần của tập đá sét này tương đối đồng nhất, chủ yếu gồm kaolinit, clorit và smectit phong phú, được xem là tầng đánh dấu và tầng chắn dầu/khí tốt cho toàn bể, với tổng bề dày đạt từ 900-1200m.

1.2.2.5 Hệ Paleogene - Thống Miocen - B ậc giữa ( Hệ tầng Côn Sơn (N 1 2 cs)

Hệ tầng Côn Sơn có độ dày từ 660-1000m, tương ứng với tập địa chấn B2 và có mối quan hệ chỉnh hợp với trầm tích hệ tầng Bạch Hổ Trầm tích của hệ tầng này phân bố rộng rãi trong bể Cửu Long, hình thành trong các điều kiện môi trường đa dạng từ sông, đồng bằng châu thổ đến đầm lầy ven biển và biển nông Tính chất biển của trầm tích tăng dần từ dưới lên trên mặt cắt, với trầm tích bị biến đổi thứ sinh yếu, đặc trưng bởi cát kết gắn kết yếu hoặc bở rời, trong khi sét kết mềm, dẻo và có khả năng tan trong nước.

1.2.2.6 Hệ Paleogene - Thống Miocen - Bậc trên ( Hệ tầng Đồng Nai (N 1 3 ĐN) )

Mặt cắt chuẩn của hệ tầng Đồng Nai được ghi nhận tại giếng khoan 15G-1X, với độ dày thay đổi từ 500m đến 700m, tương ứng với tập địa chấn B3 Trầm tích của hệ tầng này phủ lên trầm tích hệ tầng Côn Sơn theo kiểu bất chỉnh hợp Hiện tại, trầm tích đang ở giai đoạn biến đổi sớm, với đá có sự gắn kết yếu, còn bở rời và dễ hòa tan trong nước.

1.2.2.7 Hệ Neogene – Đệ Tứ - Thống Pliocene-Pleistocene-Holocene (- Hệ tầng Biển Đông (N 2 bđ) Được mô tả lần đầu tiên tại giếng khoan 15G-1X ở độ sâu 250-650m Hệ tầng Biển Đông có chiều dày thay đổi từ 400-700m, tương ứng tập địa chấn A Trầm tích hệ tầng Biển Đông phát triển rộng khắp trong vùng Đặc điểm chung nhất của hệ tầng là được

Môi trường biển nông là nơi hình thành chủ yếu của 10, với trầm tích bở rời Lát cắt trầm tích chủ yếu bao gồm cát thạch anh có màu xám, xám sáng, xám lục hoặc xám phớt nâu, với kích thước hạt từ trung đến thô, xen kẽ ít lớp sét và bột Cát thường có dạng phân lớp dày hoặc khối, với hạt vụn có độ chọn lọc và mài tròn từ trung bình đến tốt, thường chứa nhiều mảnh vụn hóa đá động vật biển, pyrit, và đôi khi có cả mảnh vụn than.

Các nghiên cứu trước đây về đặc điểm phân bố dầu khí trong bể Cửu Long và những vấn đề còn tồn tại

và những vấn đề còn tồn tại

Dầu khí hiện nay được khai thác từ quá trình chuyển hóa vật liệu hữu cơ trong đá mẹ thành dầu khí, trải qua các giai đoạn di cư, biến đổi và tích tụ trong các bẫy chứa Toàn bộ quy trình này chịu tác động của các điều kiện hóa lý, thời gian và biến động địa chất Mặc dù nhiều nghiên cứu đã khẳng định nguồn gốc dầu khí trong bể Cửu Long là từ đá mẹ Oligocen, sự phân bố dầu khí trong bể lại không đồng nhất giữa các phân vị địa tầng Có những khu vực phát hiện dầu với áp suất bão hòa thấp, trong khi những khu vực khác lại có dầu với áp suất bão hòa cao Ngoài ra, một số khu vực chỉ phát hiện khí condensat, trong khi những khu vực khác chỉ có dầu nặng không chứa khí Đến nay, vẫn chưa có nghiên cứu tổng hợp nào cho toàn bể Cửu Long để xác định các quy luật phân bố dầu khí, điều này cần thiết để các nhà địa chất có thể định hướng công tác tìm kiếm thăm dò hiệu quả hơn.

Nghiên cứu về quy luật phân bố dầu khí tại mỏ Bạch Hổ, được công bố năm 2004, đã phân tích kỹ lưỡng các chỉ số địa hóa dầu, đá mẹ và tính chất PVT Kết quả nghiên cứu cho thấy mối liên hệ giữa các di chỉ hóa học trong dầu và đá mẹ, giúp xác định quy luật phân bố dầu cũng như hướng di cư của dầu khí Tuy nhiên, phạm vi nghiên cứu còn hạn chế và chưa phản ánh được tính khái quát cho toàn bộ bể với nhiều cấu tạo dầu đa dạng và phức tạp hơn.

Mối quan hệ giữa tỷ suất khí dầu và áp suất bão hòa được xác định rõ ràng theo từng phần vị địa tầng trong nghiên cứu trước đây Các tác giả đã chỉ ra rằng tỷ suất khí dầu và áp suất bão hòa của dầu Miocen và Oligocen có mối liên hệ tương đồng, trong khi dầu Oligocen dưới và dầu móng lại thể hiện mối quan hệ khác Nghiên cứu này cũng nằm trong đề tài của Trung tâm Phân Tích Thí nghiệm, Viện Dầu Khí.

Nghiên cứu cho thấy mối quan hệ giữa tỷ suất khí dầu ở áp suất bão hòa khác nhau với các phân vị địa tầng khác nhau, nhưng thiếu giải thích cụ thể về nguyên nhân gây ra sự khác biệt này Các nghiên cứu hiện tại chủ yếu tổng hợp kết quả mà không liên kết dữ liệu để đưa ra lý giải khoa học Do đó, cần khảo sát mối quan hệ này trên quy mô toàn bể và kết nối các di chỉ địa chất cùng địa hóa dầu để có cơ sở giải thích chính xác và khoa học hơn.

Năm 2003, một nghiên cứu đã được thực hiện để xây dựng hàm tương quan thực nghiệm cho các đặc tính chất lưu vỉa của dầu từ bể Cửu Long và Nam Côn Sơn Các hàm tương quan này được hồi quy dựa trên các công trình trước đó của nhiều tác giả như Standing, Glaso, và Vasquez cùng Beggs Mặc dù nghiên cứu này đã tạo ra hàm tương quan rõ ràng hơn cho các mỏ dầu tại Việt Nam so với các nghiên cứu khác, nhưng nó không phân chia hàm quan hệ theo từng phân vị địa tầng trong khu vực cụ thể, do đó không thể xác định quy luật phân bố dầu khí.

Công trình nghiên cứu dài hạn của Tập Đoàn Dầu Khí tập trung vào đánh giá tiềm năng dầu khí tại các bể trầm tích ở Việt Nam, đặc biệt là bể Cửu Long Các tác giả đã tổng hợp đầy đủ về đặc điểm thạch học, trầm tích và hệ thống dầu khí của bể Cửu Long, nhưng chưa đề cập đến quy luật phân bố đặc tính dầu khí Nghiên cứu chỉ xem xét đá mẹ Oligocen với tiềm năng sinh dầu cao, trong khi đá mẹ Miocen chưa đạt độ trưởng thành Đá mẹ Oligocen được chia thành Oligocen trên và Oligocen dưới với các tập trầm tích C, D, E+F, không đồng nhất về tính chất và mức độ trưởng thành Do đó, cần có đánh giá chi tiết hơn Thêm vào đó, tập trầm tích E được phân chia thuộc Oligocen trên, nhưng theo các nghiên cứu mới, tập này nên thuộc Oligocen dưới.

Nhóm tác giả [11] đã phát triển mô hình địa hóa 2D trên phần mềm Petromod, áp dụng cho hai tuyến S18A và S14 (xem hình 3-21) Kết quả nghiên cứu chỉ ra mức độ trưởng thành của

VLHC trên mặt cắt có độ sâu thẳng đứng tương đồng, nhưng các lớp trầm tích lại phân bố ở độ sâu và độ dày khác nhau Điều này không phản ánh chính xác dữ liệu thực tế về giá trị % R o và Tmax từ các giếng khoan trong bể Cửu Long Phân tích qua hai mặt cắt cho thấy đá mẹ Miocen ở các trũng sâu có khả năng rơi vào đới trưởng thành và sinh dầu, nhưng thực tế, đá mẹ Miocen vẫn chưa đạt độ trưởng thành và điều kiện cần thiết để sinh dầu.

Rõ ràng mô hình địa hóa 2D chưa phản ánh chính xác hình thái cấu trúc bể Cửu Long

Trong tuyển tập “Địa chất và tài nguyên dầu khí”, các tác giả đã công bố quy luật phân bố đặc tính dầu cơ bản dựa trên kết quả đo thực tế tại các mỏ dầu trong bể Cửu Long Dầu Miocen và dầu Oligocen trên có nhiều điểm tương đồng, trong khi dầu Oligocen dưới và móng lại được phân nhóm với các đặc tính khác Tuy nhiên, nghiên cứu chỉ dừng lại ở việc đánh giá quy luật phân bố dầu khí theo từng phân vị địa tầng mà chưa xem xét quy luật chung cho toàn bể Nguyên nhân gây ra sự khác biệt cũng chưa được đề cập Mặc dù đánh giá về đá mẹ khá chi tiết, nhưng cơ sở dữ liệu hiện tại vẫn áp dụng theo cách phân chia cũ, với tập trầm tích E(CL52) thuộc Oligocen trên Các dữ liệu chủ yếu đến từ nghiên cứu của ViêtsovPetro, tập trung quanh khu vực trung tâm của bể Cửu Long, cần được cập nhật thêm cho đến năm 2013 để phong phú hơn Hơn nữa, việc phân chia theo từng tập đá mẹ cần thống nhất để tạo liên kết chung cho toàn bể, và dữ liệu PVT vẫn chưa được đề cập.

Nghiên cứu về đặc điểm phân bố các tầng đá mẹ tại bể Cửu Long cho thấy khả năng sinh dầu khí của chúng và chỉ ra nguyên nhân dẫn đến tỷ trọng dầu thấp và hàm lượng condensat cao tại các tầng móng, Oligocen dưới, ở các mỏ Bạch Hổ, Rồng, Sư Tử Trắng và Rạng Đông Nguyên nhân chính là do sự hiện diện của khí khô và khí ẩm tại tầng đá mẹ Oligocen dưới, cung cấp một lượng đáng kể cho các mỏ này Tuy nhiên, có khả năng dầu được sinh ra trong điều kiện biến chất cao, dẫn đến sự phá vỡ các cấu tử nặng và hình thành các cấu tử nhẹ hơn, làm giảm hàm lượng cấu tử nặng trong dầu Để đưa ra các kết luận này, tác giả đã xây dựng lịch sử sinh dầu khí dựa trên phương pháp mô hình chỉ số thời nhiệt qua hai mặt cắt địa chất của bể Cửu Long.

Phương pháp TTI được sử dụng để xác định độ trưởng thành của vật liệu hydrocarbon tại các vị trí không có giếng khoan, cho thấy các đới sinh dầu khí của đá mẹ tương ứng với cấu trúc của bể Cửu Long Kết quả nghiên cứu chỉ ra rằng phần đáy Oligocen dưới đang ở ngưỡng sinh khí ẩm và condensat, trong khi lớp trầm tích Eocen nằm trong vùng sinh khí khô Tuy nhiên, so với các phân tích cập nhật, nhiều cấu tạo khí condensat chủ yếu là sản phẩm phân bố lại từ dầu, với %Ro dao động quanh giá trị 1.05 Mặc dù phương pháp TTI phản ánh xu hướng phân bố theo hình thái cấu trúc của bể, nhưng chưa chính xác về độ sâu của đới trưởng thành do tốc độ lắng đọng trầm tích nhanh tại bể Cửu Long Nghiên cứu cũng tổng hợp và đánh giá các tầng đá mẹ của bể, nhưng bị hạn chế do số liệu ít và phân bố chưa phổ quát toàn bể.

Nghiên cứu năm 2005 khẳng định rằng tập D là tầng chắn lý tưởng cho tầng móng và Oligocen, đồng thời cho rằng tầng sét tập D đóng vai trò chính trong quá trình sinh dầu, trong khi tập E, C và Miocen chỉ đóng vai trò phụ Tuy nhiên, kết luận này chưa chính xác vì đáy tập D chỉ tham gia sinh dầu ở các trũng sâu, với phần lớn đá mẹ vẫn chưa đạt ngưỡng trưởng thành, đặc biệt phổ biến ở vùng Đông Bắc Điều này dẫn đến lượng S2 trong đá mẹ tập D vẫn phong phú, trong khi lượng S2 trong đá mẹ tập E đã giảm đáng kể Phân tích đá mẹ từ giếng COD-1X và các nghiên cứu liên quan đã xác nhận điều này.

Khảo sát tổng thể các nghiên cứu trước đây cho thấy chưa có nghiên cứu khu vực nào được thực hiện một cách kỹ lưỡng và có cơ sở khoa học, giúp các nhà địa chất hiểu rõ hơn về đặc điểm phân bố dầu khí trong bể Cửu Long Việc tổng hợp dữ liệu về đặc tính dầu vỉa (PVT) và phân tích địa hóa dầu, đá mẹ, kết hợp với sơ đồ phân bố địa chất theo từng phân vị địa tầng, sẽ làm rõ quy luật phân bố và điều kiện hình thành dầu khí trong bể Cửu Long Điều này sẽ cung cấp các bằng chứng khoa học đáng tin cậy và thiết lập mối quan hệ với các đặc điểm địa chất của bể Từ đó, công tác tìm kiếm và thăm dò dầu khí trong tương lai sẽ đạt hiệu quả cao hơn.

CỞ SỞ DỮ LIỆU VÀ PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU

Cơ sở dữ liệu

Nghiên cứu này sử dụng gần 200 báo cáo phân tích PVT từ các giếng khoan trên 30 cấu trúc trong bể Cửu Long, cùng với các báo cáo nghiên cứu trước đây Các báo cáo địa hóa đã được cập nhật nhằm tìm ra quy luật phân bố các tích tụ dầu khí trong bể Cửu Long Những thông số này kết nối các yếu tố địa chất với thuộc tính chất lưu Trong nghiên cứu, các thông số địa hóa và đặc tính chất lưu vỉa được thống kê, thu thập và phân loại theo từng phân vị địa tầng, giúp phân tích và xử lý số liệu một cách khoa học và toàn diện Phụ lục 1 cung cấp bảng tổng hợp các thông số PVT cơ bản trong bể Cửu Long.

Bài viết tổng hợp các thông số địa hóa như mức độ trưởng thành của VLHC, nguồn gốc dầu và mức độ biến chất của dầu, cùng với phân tích SARA (Saturate, Aromatic, Resin, Asphaltene) theo từng phân vị địa tầng Mục tiêu là xây dựng mối quan hệ tương tác giữa các thông số này và các đặc tính chất lưu vỉa, từ đó xác định qui luật phân bố của các tích tụ dầu-khí trong tự nhiên và giải đáp các câu hỏi liên quan.

Các mẫu lấy về từ phòng thí nghiệm PVT cần trải qua kiểm tra chất lượng và lựa chọn mẫu đại diện để phân tích các đặc tính dầu vỉa Thông thường, từ 2 đến 3 mẫu được lấy từ mỗi vỉa để chọn ra 1 mẫu đại diện cho phân tích Việc lựa chọn mẫu này phải được các nhà thầu phê duyệt trước khi tiến hành Đối với các mẫu dầu nặng ở nhiệt độ thấp, thường ở dạng nhũ tương với nước, việc tách dầu ra rất khó khăn và chỉ có thể xác định khi nào mẫu không còn lẫn nước Quy trình phân tích hiện tại đã cải thiện khả năng tách nước và kiểm soát chất lượng trước khi tiến hành phân tích Nếu không tách nước triệt để, sẽ ảnh hưởng đến độ chính xác của các số liệu đo.

Đối với các mỏ khoan sử dụng dung dịch khoan gốc dầu, việc phân tích và đánh giá mức độ nhiễm bẩn của mẫu đáy và mẫu lấy trong quá trình khoan là rất quan trọng Nếu dung dịch khoan gốc dầu bị nhiễm bẩn quá mức, kết quả phân tích sẽ bị ảnh hưởng Để đạt tiêu chuẩn cho việc phân tích toàn diện, mức độ nhiễm bẩn cần phải nhỏ hơn 10% Để tìm hiểu thêm về cách đánh giá mức độ nhiễm bẩn, bạn có thể tham khảo bài báo đăng trên tạp chí dầu khí số 1/2015.

Phân tích thành phần dầu khí là yếu tố quan trọng trong phân tích PVT, được thực hiện bằng máy GC-GCMS Để đảm bảo độ chính xác, máy GC cần được kiểm tra thường xuyên với mẫu chuẩn nội và ngoại Kết quả phân tích sau đó được xử lý và tính toán bằng phần mềm Chemstation.

2.1.2.2 S ố li ệu phân tích đị a hóa

Các dầu phân tích địa hóa thường được thực hiện đồng thời với các mẫu PVT từ cùng khoảng thử vỉa Sự khác biệt là mẫu PVT được chứa trong chai áp suất cao, trong khi mẫu không có áp suất (dầu tách khí) được dùng cho phân tích địa hóa Phân tích địa hóa yêu cầu thể tích mẫu lớn hơn, trong khi mẫu PVT lại rất ít Thông thường, mẫu địa hóa chỉ thuộc cùng khoảng thử vỉa mà không cùng chai chứa mẫu Trong một số trường hợp, nếu lượng mẫu thu được trong quá trình khoan (RCI/MDT) rất ít, mẫu dầu sau khi phân tích PVT sẽ được chuyển sang để phân tích địa hóa.

Phân tích địa hóa mẫu dầu sử dụng máy GC-GCMS tương tự như trong phân tích thành phần dầu của PVT, nhưng tập trung vào diện tích của từng peak và tỷ lệ tương quan giữa các cấu tử Trong khi phân tích PVT chú trọng đến tỷ phần khối lượng của từng cấu tử trong dầu vỉa, phân tích địa hóa lại nhằm xác định nguồn gốc, mức độ biến chất và trưởng thành của dầu thông qua các di chỉ hóa học Các thông số PVT và địa hóa có mối quan hệ khăng khít, hỗ trợ lẫn nhau trong việc đánh giá chất lượng dầu.

Phân tích địa hóa, giống như phân tích PVT, chú trọng đến việc tách nước và chất lượng mẫu Qui trình phân tích được thực hiện theo các hướng dẫn và tiêu chuẩn nghiêm ngặt.

Quy trình phân tích PVT và địa hóa theo tiêu chuẩn ASTM và các tiêu chuẩn quốc tế khác có thể được tìm thấy trong tài liệu chuyên ngành hoặc các tài liệu mới nhất của Viện Dầu Khí dành cho nghiên cứu sinh Để có thêm thông tin chi tiết, bạn có thể tham khảo các tài liệu chuyên sâu về phân tích PVT và địa hóa.

Phương pháp phân tích PVT và địa hóa trong phòng thí nghiệm

2.2.1 P hương pháp phân tích c ác thông số PVT

Các thông số vật lý của chất lưu vỉa (dầu, khí nước) là những thông số rất quan trọng

Các thông số vật lý cơ bản trong phân tích PVT là yếu tố quan trọng để tính toán trữ lượng và phát triển mỏ Nội dung dưới đây sẽ trình bày chi tiết về các thông số này.

Lấy mẫu và kiểm tra chất lượng mẫu

Mẫu sâu (BHS) và mẫu bề mặt (separator) được thu thập trong quá trình thử giếng sau khi hoàn thiện và bắn mở vỉa Việc lấy mẫu diễn ra trong nhiều điều kiện dòng khác nhau nhằm đánh giá khả năng khai thác của vỉa dầu Mẫu sâu được lấy trực tiếp tại tầng sản phẩm, trong khi mẫu bề mặt được thu thập tại bình tách khi dòng chảy ổn định Các thông số quan trọng như nhiệt độ, áp suất bình tách, lưu lượng dầu khí và tỷ số khí dầu cần được ghi nhận để tái tạo dầu vỉa với đặc tính tương đương Để đảm bảo chất lượng mẫu, các mẫu này sẽ được kiểm tra tại phòng thí nghiệm, và những mẫu đại diện nhất sẽ được chọn để phân tích toàn diện các chỉ tiêu cơ bản trong phân tích PVT.

Phân tích t hành phần dầu vỉa

Các mẫu được chọn sẽ được phân tích thành phần khí bằng máy sắc ký khí, trong đó các cấu tử non-HC như CO2 và N2 được xác định, trong khi các thành phần HC được phân tích chi tiết đến C12+ Đối với mẫu dầu, phân tích sẽ được thực hiện trên máy 6890 với phần mềm Carbuarne đến C20+ Mẫu dầu/khí được bơm vào máy sắc ký khí với khí mang He, sau đó hóa hơi và được dẫn qua cột hấp thụ Kết quả phân tích được ghi nhận trên sắc đồ, trong đó diện tích của mỗi peak tương ứng với tỷ phần khối lượng của cấu tử HC.

Hình 2-1 Máy sắc ký khí (a) và sắc đồ phân tích thành phần dầu/ khí ( b)

Giãn tiếp xúc (PV relation) và giãn vi phân (DV test)

Các thí nghiệm PVT là dữ liệu quan trọng trong phân tích, bao gồm giãn tiếp xúc (PV relation) và giãn không đổi thành phần (CCE), mô phỏng quá trình giãn đẳng nhiệt của hệ dầu/khí trong điều kiện vỉa Thí nghiệm giãn vi phân tái hiện quá trình tách khí trong khai thác, đặc biệt dưới áp suất bão hòa Cả hai thí nghiệm này được thực hiện trên thiết bị lò phân tích PVT của CoreLab Các thông số cơ bản được đo và báo cáo bao gồm áp suất bão hòa (Ps), tỷ trọng dầu vỉa trên và dưới áp suất bão hòa, tỷ suất khí dầu (GOR), hệ số thể tích (Bo), và hệ số nén của dầu.

Hình 2-2 Thiết bị lò phân tích PVT có cửa sổ của TT PTTN

Thí nghiệm đo độ nhớt dầu vỉa

Trong các báo cáo PVT, phân tích độ nhớt của dầu vỉa là một yếu tố quan trọng và thường xuyên được đề cập Độ nhớt của dầu được đo từ áp suất vỉa khi dầu ở trạng thái một pha, cùng với tỷ trọng dầu sau khi tách khí dưới áp suất bão hòa Quá trình thí nghiệm mô phỏng sự biến đổi độ nhớt của dầu từ áp suất bão hòa đến áp suất khí quyển Thí nghiệm này được thực hiện bằng thiết bị Rolling Ball Viscosimeter tại Trung Tâm phân tích thí nghiệm.

Hình 2-3 Thiết bị đo độ nhớt dầu vỉa ( Rolling ball Viscosimeter)

2.2.2 P hương pháp phân tích địa hóa

Trong phân tích địa hóa, các nhà thầu dầu khí yêu cầu nhiều chỉ tiêu phân tích để xác định loại vật liệu hydrocarbon (VLHC), môi trường trầm tích và độ trưởng thành của VLHC Kết quả phân tích chất chiết từ đá mẹ và các cấu tử trong dầu đóng vai trò quan trọng trong việc này Bảng 2-2 và bảng 2-3 cung cấp thông tin tổng hợp và phân loại các thông số địa hóa cơ bản cho các bể trầm tích tại Việt Nam, được công bố bởi các nhà khoa học trong nước.

Phương pháp xác định TOC(%):

Phương pháp phân tích này áp dụng cho các mẫu đá cần nghiên cứu về đá mẹ, với kích thước mẫu từ 10 – 100 g được nghiền nhỏ qua ray 50 – 60 micro Quá trình này bao gồm việc loại bỏ carbon vô cơ bằng axit clohydric (HCl) và silicat bằng acid HF Sau khi mẫu khô, chúng sẽ được đốt tự động trong lò LECO – 412 ở nhiệt độ 1.350 O C Lượng dioxit carbon thoát ra sẽ được ghi nhận để tính toán tổng hàm lượng carbon hữu cơ.

MO (g) : Khối lượng mẫu đá ban đầu

Mđ (g) : Khối lượng mẫu đá đã loại carbonate đưa vào lò đốt

M CO 2 (g) : Khối lượng mẫu chuẩn

Cst (%) : Hàm lượng carbon trong mẫu chuẩn TOC (%) : Tổng hàm lượng carbon hữu cơ

Dựa vào kết quả đo hàm lượng TOC của đá mẹ, chúng ta có thể xác định mức độ giàu nghèo của vật liệu hữu cơ có trong đá mẹ Các ngưỡng đánh giá đã được thống nhất và trình bày trong bảng 2-1 và 2-2 Tuy nhiên, các giá trị đo được chỉ phản ánh tình trạng hiện tại của đá mẹ Để có đánh giá chính xác về tiềm năng dầu khí, cần khôi phục giá trị TOC ban đầu khi đá mẹ đã trưởng thành và chưa sinh dầu.

Theo hướng dẫn từ tài liệu, giá trị TOC ban đầu của đá mẹ trưởng thành nhiệt được tính dựa trên công bố của Peters et al (2005) Các phương pháp này cung cấp cách xác định phục hồi giá trị TOC cho các loại đá mẹ đã trưởng thành, giúp hiểu rõ hơn về tiềm năng khai thác và chất lượng của nguồn tài nguyên này.

Tính tỷ phần quy đổi f (fractional conversion): xác định bao nhiêu kerogen đã được qui đổi thành Hydrocarbon :

𝐻𝐼 𝑥 : Gía trị HI đo được

𝐻𝐼 𝑜 : Gía trị HI ban đầu

𝑃𝐼 𝑥 : Gía trị PI đo được

𝑃𝐼 𝑜 : Gía trị PI ban đầu

Tính giá trị TOC ban đầu được tính lại như sau:

𝑇𝑂𝐶 𝑥 : Giá trị TOC đo được

83.33: % carbon sinh ra dầu khí

Ngoài phương pháp tính toán đã đề cập, giá trị TOC ban đầu có thể được phục hồi bằng cách sử dụng hệ số chuyển đổi, tùy thuộc vào mức độ biến chất mà vật liệu hữu cơ đã trải qua.

Bảng 2-1 Thông số địa hóa cơ bản áp dụng cho các bể ở thềm lục địa Việt Nam[12]

Bảng 2-1 Độ trưởng thành của vật liệu hữu cơ [12]

Áp dụng cho đá mẹ tại bể Cửu Long, đá mẹ Oligocen chủ yếu thuộc kerogen loại II, với giả định HI trong khoảng 300-600 và PI ban đầu là 0.02 Những giả định này cho phép khôi phục giá trị TOC ban đầu cho đá mẹ trưởng thành, từ đó giúp đánh giá chính xác hơn tiềm năng dầu khí.

Phương pháp chiết tách bitum

Các hợp phần hydrocarbon lỏng (bitum) trong đá được chiết xuất bằng dichlormethane trong 12 – 24 giờ trong thiết bị SOXTHERM Sau khi chiết, bitum hòa tan trong dung môi sẽ được thu hồi bằng cách bay hơi dung môi trong bộ thiết bị cất xoay, dẫn đến việc thu được các hợp phần bitum có chứa phân tử C15+, bao gồm hydrocarbon no – thơm – hợp phần nặng Phương pháp này chỉ xác định được loại bitum trung tính, do đó cần chiết tiếp bằng cồn benzene hoặc heptane để xác định loại bitum axit Quy trình chiết bitum chỉ lấy được phần bitum di cư, và địa hóa bitum được thực hiện dựa trên phân bố vành phân tán các hydrocarbon lỏng trong quá trình di cư qua các đới có độ thấm cao từ vỉa sản phẩm đến bề mặt Hỗn hợp thu được sẽ được phân tích các chỉ tiêu như SARA, chỉ số Pr/Ph, Pr/nC17, Ph/nC18, MPI-1, từ đó xác định được môi trường lắng đọng trầm tích và mức độ trưởng thành nhiệt của VLHC.

Phương pháp nhiệt phân Rock – Eval trong địa hóa nhiệt phân khắc phục nhược điểm của chiết bitum, yêu cầu mẫu lớn (vài trăm gram) bằng cách chỉ cần 100 gram mẫu, nhanh chóng và xử lý nhiều mẫu Quá trình chuyển hóa vật liệu hữu cơ được khái quát theo Espitalie J., trong đó nhiệt phân Rock – Eval với 80 – 100mg đá (có thể lên tới 500g tùy vào độ phong phú) cho ra các sản phẩm tương ứng với các chỉ tiêu SO, S1, S2, S3 và Tmax.

Căn cứ vào kết quả phân tích nhiệt phân, các số liệu đã được tổng hợp và tính toán để đánh giá mức độ tiềm năng sinh dầu khí của đá mẹ, cũng như xác định độ trưởng thành của đá mẹ.

Hình 2-4 Đặc điểm của quá trình nhiệt phân

Phương pháp đo phản xạ vitrinite R O (%)

Phương pháp đo phản xạ Vitrinite được thực hiện trên kính hiển vi phản xạ LEITZ Lấy

Để phân tích kerogene, cần nghiền nhỏ 10 – 20 g đá và loại bỏ carbonate bằng axit HCl cùng với silicate bằng HF Mảnh vitrinite trong kerogene được thu hồi, đặt trong khối nhựa trong suốt, sau đó mài phẳng và soi dưới kính hiển vi để xác định các hạt vitrinite đẳng thước dưới ánh sáng phản xạ Mỗi mẫu được đo trên 50 mảnh vitrinite, loại trừ giá trị ngoại lai để tính toán giá trị phổ biến (giá trị trung bình trọng số) đại diện cho mẫu nghiên cứu.

Qui trình tổng hợp và xử lý số liệu để xác định đặc điểm phân bố tính chất dầu khí trên cơ sở nghiên cứu số liệu PVT và địa hóa

Để hiểu rõ về đặc điểm phân bố tính chất dầu khí trong bể Cửu Long, cần phân tích các yếu tố như đá mẹ, địa hóa dầu và đặc tính dầu vỉa Sự khác biệt trong tính chất dầu khí giữa các phát hiện là do sự biến đổi trong quá trình hình thành dầu khí Việc tổng hợp dữ liệu liên quan đến sơ đồ địa chất, tập trầm tích và môi trường lắng đọng là rất quan trọng để có cái nhìn toàn diện về vấn đề này.

Biểu đồ quan hệ Pr/nC17 và Ph/nC18

Quá trình tổng hợp các đặc tính theo từng phân vị địa tầng và liên kết dữ liệu sẽ làm rõ bức tranh tổng thể về đặc điểm phân bố tỷ lệ sét/cát.

Qui trình tổng hợp và xử lý số liệu để xác định đặc điểm phân bố tính chất dầu khí được trình bày trong hình 2-8 Hình này minh họa sự liên kết giữa các số liệu phân tích PVT và kết quả phân tích địa hóa dầu Đối với phân tích PVT, ngoài các dữ liệu chính phục vụ công nghệ mỏ, còn có các dữ liệu phụ như Pr/Ph, Pr/nC17, Ph/nC18, chỉ số Heptane và IsoHeptane, thường không được báo cáo trong phân tích PVT, nhưng có thể được lấy từ kết quả phân tích thành phần địa hóa dầu với kerogen Những dữ liệu phụ này lại là những kết quả quan trọng trong phân tích địa hóa dầu.

Dữ liệu cho phép xác định loại vật liệu hydrocarbon (VLHC), môi trường lắng đọng và mức độ trưởng thành nhiệt của dầu và chất chiết Phân tích địa hóa dầu và chất chiết trong đá mẹ sử dụng các chỉ tiêu SARA và GCMS (MPI-1, C27-C28-C29) là những thông số quan trọng để xác định môi trường lắng đọng và mức độ trưởng thành nhiệt Thêm vào đó, thí nghiệm nhiệt phân đá mẹ cung cấp thông tin bổ sung về loại VLHC, mức độ trưởng thành nhiệt và độ phong phú của VLHC Mối liên hệ giữa dầu vỉa, địa hóa dầu và đá mẹ cho thấy sự tương tác rõ ràng và cụ thể giữa chúng.

Dựa trên việc tổng hợp dữ liệu theo diện và mặt cắt ngang, cùng với việc tham khảo các sơ đồ địa chất và cột địa tầng của bể Cửu Long, chúng tôi sẽ xây dựng các sơ đồ phân bố các đặc tính Việc liên kết các hàm quan hệ giữa các thông số với các sơ đồ này sẽ giúp xác định quy luật phân bố dầu khí trong bể Cửu Long Các đặc tính cơ bản của dầu và đá mẹ sẽ được tổng hợp trên sơ đồ phân lô để phục vụ cho việc nghiên cứu và khai thác.

Hình 2-8 Sơ đồ khối (flow chart) qui trình tổng hợp và xử lý số liệu

ĐẶC ĐIỂM ĐỊA HÓA CÁC TẦNG ĐÁ MẸ, MÔI TRƯỜNG THÀNH TẠO VÀ ĐỘ TRƯỞNG THÀNH CỦA VẬT LIỆU HỮU CƠ

Đặc điểm địa hóa các tầng đá mẹ

Nghiên cứu đặc điểm thành tạo dầu khí yêu cầu đánh giá tiềm năng sinh của các tầng đá mẹ thông qua các thông số địa hóa như mức độ giàu nghèo của vật liệu hữu cơ (VLHC), loại vật liệu hữu cơ và ngưỡng trưởng thành Dữ liệu phân tích đá mẹ được tổng hợp từ nhiều giếng khoan và khu vực khác nhau trong bể Cửu Long, sử dụng nguyên lý xác suất thống kê để tính toán giá trị trung bình theo nguyên tắc trung bình trọng số, đảm bảo tính đại diện cho khu vực nghiên cứu Các giá trị lớn nhất và nhỏ nhất phản ánh sự đa dạng của giá trị đo so với giá trị trung bình Nghiên cứu này tập trung vào phân chia địa tầng thống nhất đã được thông qua năm 2013 cho các phân vị địa tầng BI.1, C, D, E+F, khảo sát chi tiết từng phân vị như Miocen dưới (tập BI), đá mẹ Oligocen trên (tập C+D) và đá mẹ Oligocen dưới + Eocen (tập E+F), trong khi các thành hệ trầm tích Miocen giữa và trên không được nghiên cứu do chưa qua pha chủ yếu sinh dầu.

3.1.1 Đá mẹ Miocen dưới ( BI.1)

+Độ giàu vật liệu hữu cơ (VLHC)

Qua phân tích 242 mẫu từ 18 cấu tạo và 34 giếng khoan trong bể Cửu Long, đá mẹ Miocen dưới (BI) cho thấy giá trị trung bình %TOC chỉ khoảng 0.4% Một số mẫu từ lô 09 và lô 16 có %TOC cao trên 2.0%, trong khi giá trị trung bình tại các lô này đạt từ 0.4 đến 0.5% Sơ đồ phân bố TOC được xây dựng dựa trên các dữ liệu mới nhất về đẳng dày và đẳng sâu, cho thấy đá mẹ Miocen dưới nghèo VLHC, với vùng giàu VLHC chủ yếu tập trung tại trũng Bắc Bạch Hổ, Đông Bạch Hổ và Tây Bạch Hổ Ngược lại, các vùng có giá trị thấp thường nằm ven rìa, nơi có trầm tích vát mỏng và độ sâu nông.

Bảng 3-1 Giá trị các chỉ tiêu địa hóa trầm tích Miocen dưới (BI.1) bể Cửu Long

(Wt%) (Kg/T) (Kg/T) (Kg/T) (mg/g) ( o C) Mẫu

Dựa vào các giá trị S1, S2 và tổng tiềm năng sinh trong Bảng 3-1, đá mẹ Miocen dưới chủ yếu thuộc loại tầng sinh hạn chế, với giá trị trung bình S1 chỉ đạt 0.4 kg/tấn đá và S2 là 1.0 kg/tấn đá, dẫn đến tổng tiềm năng sinh trung bình chỉ là 1.5 kg/tấn đá Các lô đá mẹ này chưa đạt ngưỡng đá mẹ sinh dầu trung bình Sơ đồ phân bố %TOC cũng cho thấy giá trị tiềm năng cao tập trung ở trung tâm bể và kéo dài theo trục ĐB-TN, xác nhận rằng hệ Miocen dưới thuộc loại đá mẹ trung bình và nghèo VLHC Một số mẫu ở khu vực lô 16 nằm trong đới sinh dầu do ảnh hưởng của pha phun trào, tuy nhiên hiện tượng này chỉ xảy ra cục bộ.

Hình 3-1 Sơ đồ phân bố % TOC đá mẹ Miocen dưới (BI) bể Cửu Long

Hình 3-2 Sơ đồ phân bố ∑(S1+S2) đá mẹ Miocen dưới (BI) bể Cửu Long

+ Loại vật liệu hữu cơ

Dựa vào biểu đồ quan hệ giữa chỉ số Tmax (o C) và chỉ số HI, có thể xác định loại vật liệu hữu cơ cho trầm tích Miocen dưới Đá mẹ Miocen dưới chủ yếu thuộc kerogen loại III, với một ít loại II và loại I tập trung ở vùng trung tâm và nửa phía Tây Nam của bể Cửu Long tại các lô 09, lô 16 và một phần nhỏ ở lô 15-2 Kết quả này nhất quán với các nghiên cứu trước đây Ngược lại, khu vực Bắc và Đông Bắc bể Cửu Long chủ yếu phản ánh đá mẹ Miocen dưới thuộc kerogen loại II, với ít loại I, điều này chưa được đề cập trong các nghiên cứu trước Sự khác biệt về đặc điểm vật liệu hữu cơ dẫn đến sự phân bố tổng tiềm năng khác biệt so với sơ đồ phân bố % TOC đã công bố trước đó.

Hình 3-3 Biểu đồ xác định loại VLHC Miocen dưới – bể Cửu Long

H YD RO G EN IN DEX (m g H C/g TO C)

3.1.2 Đá mẹ Oligocen trên ( tập C và D)

Đá mẹ Oligocen chứa nhiều vật liệu hữu cơ, thu hút sự chú ý của các nhà thầu dầu khí Do đó, hàng loạt mẫu đã được thu thập và phân tích để đánh giá các tính chất cơ bản của loại đá này Nghiên cứu tổng hợp đã phân chia các mẫu thành hai tập, với 262 mẫu thuộc tập C và 572 mẫu thuộc tập khác.

D phân bố từ 33 cấu tạo lớn nhỏ và có hiện diện của các cấu tạo trong tất cả các lô trong bể Cửu Long( bảng 3.2 và bảng 3.3)

Bảng 3-2 Giá trị các chỉ tiêu địa hóa trầm tích Oligocen trên (Tập C) bể Cửu Long

PI HI Tmax SL hạn (Wt%) (Kg/T) (Kg/T) (Kg/T) (mg/g) ( o C) Mẫu

Bảng 3-3 Giá trị các chỉ tiêu địa hóa trầm tích Oligocen trên (Tập D) bể Cửu Long

(Wt%) (Kg/T) (Kg/T) (Kg/T) (mg/g) ( o C) Mẫu

Đá mẹ Oligocen trên tập C và D cho thấy sự khác biệt rõ rệt về giá trị TOC, với tập D có TOC trung bình đạt 1.94%, cao hơn 1.4 lần so với 1.36% của tập C, cho thấy sự giàu có về vật liệu hữu cơ (VLHC) Các giá trị TOC cao tập trung chủ yếu ở các khu vực Đông Bạch Hổ, Tây và Bắc Bạch Hổ, phân bố theo hướng Đông Bắc - Tây Nam dọc theo các địa hào trung tâm Đặc biệt, khu vực phía Đông và Đông Bắc của bể có tiềm năng VLHC cao hơn.

Nam và Nam bể Cửu Long Vùng Tây Nam và Nam bể Cửu Long nghèo VLHC hơn phản ánh vùng trầm tích nghèo vật liệu hạt mịn – sét/bột

Hình 3-4 Biểu đồ xác định loại VLHC Oligocen trên(C+D)–bể Cửu Long

Các giá trị S1, S2 và tổng tiềm năng ∑(S1+S2) cho thấy đá mẹ Oligocen tại tập D có tiềm năng dầu khí vượt trội hơn so với tập C Cụ thể, giá trị trung bình S1 của tập D cao hơn 1.1 lần so với tập C, trong khi giá trị S2 của tập D dao động từ 2.5 đến 134.6 kg/Tấn, gấp 1.7 lần so với tập C chỉ từ 0.01 đến 41.1 kg/Tấn Tổng tiềm năng trung bình của tập D cũng cao hơn khoảng 1.6 lần so với tập C Tuy nhiên, đá mẹ trong khu vực lô 16 lại nghèo và ít tiềm năng dầu khí hơn so với các khu vực khác trong bể Cửu Long Nhìn chung, đá mẹ Oligocen ở đây được phân loại là đá mẹ sinh dầu tốt với tiềm năng đáng kể.

Khu vực bể Cửu Long có tiềm năng dầu khí không đồng đều; phía Đông Bắc và Tây bể có tiềm năng thấp hơn so với trung tâm và phía Đông Tập C phân bố rộng rãi và dày ở Đông Bắc, phía Tây và các trũng sâu, trong khi ở các cấu tạo nông nửa phía Tây Nam, tập C thường vắng mặt.

Kết quả từ Bảng 3-2 và Bảng 3-3 cho thấy giá trị S1 của đá mẹ tập C và D đều thuộc loại đá mẹ sinh dầu tốt, với giá trị S1 của đá mẹ tập D cao hơn tập C Tuy nhiên, đá mẹ tại khu vực lô 02 có giá trị S1 thuộc tập C cao hơn so với tập D Đối chiếu với tiêu chí phân loại, giá trị S2 cho thấy phần lớn đá mẹ từ các lô của tập C và D đều thuộc loại sinh dầu tốt Riêng đá mẹ tập C tại khu vực Đông Bắc bể Cửu Long (lô 01 và lô 15-1) cùng với đá mẹ tập C khu vực phía Tây bể Cửu Long (lô 16) chỉ thuộc loại sinh dầu trung bình Đối với đá mẹ tập D, khu vực lô 09 và lô 02 có tiềm năng sinh dầu khí rất tốt.

+Loại vật liệu hữu cơ

Khảo sát các tiêu chí khác của đá mẹ như chỉ số HI và Tmax cho thấy sự khác biệt rõ rệt giữa hai tập đá mẹ Oligocen Cụ thể, giá trị HI của tập D dao động từ 201 đến 2217.6 mg/g, trong khi giá trị HI của tập C chỉ nằm trong khoảng 50 đến 716.8 mg/g Trung bình, giá trị HI của tập D cao gấp 1.2 lần so với tập C, cho thấy đặc điểm dị thường của tập D trong cấu tạo Bà Đen Nghiên cứu cũng xem xét mối quan hệ giữa TOC và các chỉ số này.

HI ( Hình 3-4) cho thấy vật liệu hữu cơ trong tầng đá mẹ Oligocen trên bao gồm cả tập

C và D đều chứa kerogen loại II, cùng với một lượng nhỏ kerogen loại I và III Kerogen loại III được tìm thấy ở vùng rìa phía Bắc của lô 01, lô 02 và vùng rìa phía tây của lô 16 Điều này cho thấy rằng VLHC thuộc Oligocen đã được tích tụ trong môi trường biển mở, khu vực cửa sông ven bờ và vũng vịnh, trong điều kiện khử và được tái tạo bởi vi khuẩn.

Dựa trên số liệu thu thập và bản đồ đẳng sâu, đẳng dày của các tập trầm tích Oligocen, sơ đồ phân bố % TOC và tổng tiềm năng ∑(S1+S2) theo từng phân vị địa tầng đã được xây dựng Kết quả cho thấy khu vực trung tâm bể có mức độ giàu VLHC cao hơn so với các khu vực vùng rìa, đặc biệt là khu vực trũng Bắc Bạch Hổ và trũng Đông Bạch Hổ, nơi rất giàu VLHC.

Hình 3-5 Sơ đồ phân bố % TOC đá mẹ Oligocen trên (C) bể Cửu Long

Hình 3-6 Sơ đồ phân bố ∑(S1+S2) đá mẹ Oligocen trên (C) bể Cửu Long

Hình 3-7 Sơ đồ phân bố % TOC đá mẹ Oligocen trên (D) bể Cửu Long

Hình 3-8 Sơ đồ phân bố ∑(S1+S2) đá mẹ Oligocen trên (D) bể Cửu Long

3.1 3 Đá mẹ Oligocen dưới + Eocen? ( tập E +F)

Khảo sát các tính chất cơ bản của đá mẹ Oligocen dưới+Eocen (E+F) dựa trên 353 mẫu từ 24 cấu tạo trong bể Cửu Long Nghiên cứu này đặc biệt cập nhật nhiều số liệu mới cho các cấu tạo trong lô 01, 02 và lô 15-1, những khu vực trước đây chưa có thông tin Bảng tổng kết các đặc tính đá mẹ Oligocen dưới được trình bày chi tiết trong Bảng 3-4.

Bảng 3-4 Giá trị các chỉ tiêu địa hóa trầm tích Oligocen dưới+Eocen?(Tập E&F) bể Cửu Long

(Wt%) (Kg/T) (Kg/T) (Kg/T) (mg/g) ( o C) Mẫu

+ Độ giàu vật liệu hữu cơ

Kết quả từ Bảng 3-4 cho thấy đá mẹ Oligocen dưới +Eocen? (E+F) có giá trị TOC từ giàu đến rất giàu, với giá trị cao nhất đạt 10.3%, vượt trội hơn so với đá mẹ Oligocen trên tập D Giá trị trung bình TOC của đá mẹ Oligocen tập E&F là 2.4%, cao hơn 1.8 lần so với tập C và 1.3 lần so với tập D Bảng thống kê không tính giá trị trung bình của lô 02, nơi có TOC rất cao lên tới 8.2%, trong khi các lô khác chỉ dao động từ 1.8 đến 2.9%, cho thấy khả năng hiện diện của thấu kính than và lớp mỏng sét than Lô 16 có giá trị TOC trung bình thấp nhất, chỉ đạt 1.8%, nằm trong khu vực kém tiềm năng dầu khí nhất Các giá trị TOC cao chủ yếu tập trung ở trũng Đông, Tây và Bắc Bạch Hổ, trong khi ở các vòm nhô cao của các khối nâng, diện phân bố TOC hẹp hơn Những giá trị này phản ánh tình trạng VLHC hiện tại, và để đánh giá chính xác mức độ giàu VLHC, cần phục hồi giá trị ban đầu trước khi xảy ra sinh dầu.

Theo Bảng 3-3 và 3-4, phần lớn đá mẹ Oligocen dưới (E+F) và một phần đá mẹ Oligocen trên (tập D) đã đạt ngưỡng trưởng thành với Tmax>440 o C Do đó, việc khôi phục giá trị TOC ban đầu là cần thiết để đánh giá chính xác mức độ giàu nghèo của VLHC dựa trên số liệu đo thực tế Kết quả khôi phục giá trị TOC ban đầu cho đá mẹ Oligocen được trình bày trong Bảng 3-5, dựa trên hướng dẫn tính toán ở mục 2.2.2.

Đánh giá đặc điểm môi trường tích tụ vật liệu hữu cơ bể Cửu Long

Nghiên cứu này tổng hợp dữ liệu phân tích từ mẫu dầu thô và bitum chiết xuất từ đá mẹ tại các giếng khoan trong bể Cửu Long, sử dụng các phương pháp sắc ký khối phổ, sắc khí lỏng và sắc khí cho phân đoạn no và thơm Dữ liệu biomarker giúp xác định cổ môi trường trầm tích, mức độ chôn vùi vật liệu hữu cơ và sự trưởng thành nhiệt trong quá trình sinh hydrocarbon Nghiên cứu tập trung vào việc đánh giá các thông số chính như C27-C28-C29 steranes và mối tương quan giữa Pr/nC17, Ph/nC18 và Pr/Ph.

+Môi trường tích tụ vật liệu hữu cơ

Các cấu tử C27-C28-C29 steranes chủ yếu được hình thành từ sự chuyển hóa sterol của tảo, động vật và thực vật bậc cao, phản ánh môi trường thành tạo khác nhau dựa trên tỷ lệ giữa chúng Hàm lượng C29 vượt trội so với C28 và C27 cho thấy môi trường lục địa, trong khi C28 chiếm ưu thế cho thấy môi trường đầm hồ, và C27 vượt trội cho thấy môi trường biển và khử mạnh Dầu có nguồn gốc từ tảo nước ngọt thường được lắng đọng trong môi trường đầm hồ nước ngọt, vùng cửa sông ven bờ và vũng vịnh ven bờ Phát hiện tập sét vôi trong Oligocen dưới cấu tạo Mos lô 01 cho thấy đã đạt ngưỡng trưởng thành sinh dầu, với kết quả phân tích GCMS mẫu dầu lô 15-1 chỉ ra rằng dầu chủ yếu được sinh ra từ trũng phía Đông Bắc lô 15-1, một phần từ trũng Diamond ở Tây Nam lô 01 Một số mẫu lô 02 phản ánh môi trường thành tạo trên cạn và xác nhận sự xuất hiện của than và sét than trong đá mẹ Oligocen với TOC và ∑(S1+S2) cao.

Khu vực phía bắc và một số mẫu lô 09 ở rìa phía Đông Nam cho thấy kết quả tương tự, với các vùng này là khối nâng cao và vùng rìa Tuy nhiên, chỉ một số mẫu dầu trong móng vùng rìa phía Nam lô 09 cho thấy dầu có nguồn gốc VLHC trên cạn, chứng tỏ chỉ một phần nhỏ khu vực này đạt ngưỡng trưởng thành sinh dầu.

Hình 3-14 Đặc điểm môi trường tích tụ VLHC trên cơ sở tài liệu phân tích GCMS của mẫu dầu và chất chiết bể Cửu Long (Huang W.Y và Meinchein W G 1979)

3 Cửa sông, vũng vịnh( Enstuarine, bay)

6 Thực vật bậc cao(higher plant)

3 Cửa sông, vũng vịnh( Enstuarine, bay)

6 Thực vật bậc cao(higher plant)

% C29 TRONG DẦU- MIOCENE GIỮA VÀ MIOCENE DƯỚI

3 Cửa sông, vũng vịnh( Enstuarine, bay)

6 Thực vật bậc cao(higher plant)

3 Cửa sông, vũng vịnh( Enstuarine, bay)

6 Thực vật bậc cao(higher plant)

3 Cửa sông, vũng vịnh( Enstuarine, bay)

6 Thực vật bậc cao(higher plant)

3 Cửa sông, vũng vịnh( Enstuarine, bay)

6 Thực vật bậc cao(higher plant)

Trên cơ sở biểu đồ tam giác Huang W.Y và Meinchein W G phản ánh mối tương quan giữa C27, C28, C29 có các nhận xét sau:

Trong trầm tích Miocen dưới, các mẫu dầu chủ yếu có nguồn gốc từ vật liệu hữu cơ lắng đọng trong môi trường cửa sông, vũng vịnh và đầm hồ, với một phần nhỏ xuất hiện trong môi trường biển nông Mặc dù đá mẹ Miocen được xem là nguồn gốc tiềm năng, nhưng do chưa sinh ra dầu nên vẫn chưa được nghiên cứu nhiều.

Trong trầm tích Oligocen, các mẫu dầu cho thấy nguồn gốc từ vật liệu hữu cơ lắng đọng chủ yếu trong môi trường cửa sông, vũng vịnh, và đầm hồ, cùng một phần nhỏ từ biển nông Phân tích chất chiết trong đá mẹ cho thấy sự phân bố rộng rãi từ trên cạn đến các khu vực đầm hồ, cửa sông, vũng vịnh và biển nông, nhưng chủ yếu tập trung ở khu vực cửa sông, vũng vịnh và đầm hồ.

Trầm tích Oligocen dưới cho thấy sự tập trung cao của mẫu dầu và các vật liệu hữu cơ lắng đọng trong môi trường cửa sông, vũng vịnh nước lợ và đầm hồ Một số mẫu chỉ xuất hiện ở vùng biển nông, liên quan đến chất chiết xuất từ đá mẹ Oligocen dưới.

Trong đối tượng móng: các mẫu dầu phản ánh môi trường trùng hợp với chất chiết trong đá mẹ Oligcoene dưới

Dầu được phát hiện trong bể Cửu Long cho thấy nguồn gốc của vật liệu hydrocarbon chủ yếu hình thành trong môi trường đầm hồ nước ngọt, các khu vực chuyển tiếp như delta, cửa sông, vũng vịnh, và một phần nhỏ trong môi trường biển nông.

+ Môi trường tích tụ VLHC thông qua mối tương quan giữa Pr/nC17 và

Hàm lượng đồng phân Pristan iC19 và Phytane iC20 thường đi kèm với nC17 và nC18, cho phép xác định môi trường tích tụ vật liệu hữu cơ Kết quả phân tích GCMS các mẫu dầu bể Cửu Long cho thấy mối tương quan giữa Pr/Ph, cung cấp thông tin quan trọng về nguồn gốc và quá trình hình thành dầu.

H11 (Ts/G) cho thấy rằng các mẫu dầu và đá sinh đều có nguồn gốc từ vật liệu hữu cơ lắng đọng chủ yếu trong môi trường đầm hồ nước ngọt, cửa sông và vũng vịnh ven bờ Những khu vực này có nồng độ oxy thấp, thuận lợi cho quá trình bảo tồn vật chất hữu cơ.

Hình 3-15 Mối tương quan giữa H11 và Pr/Ph trong dầu

+ Mức độ trưởng thành nhiệt theo quan hệ giữa Pr/nC17 và Ph/nC18

Nghiên cứu của các chuyên gia cho thấy tỷ số Pr/nC17 và Ph/nC18 là chỉ số quan trọng phản ánh mức độ trưởng thành của dầu Cụ thể, khi chỉ số Pr/nC17 giảm từ 1.6 xuống 0.6 và Ph/nC18 giảm từ 0.65 xuống 0.35, điều này cho thấy sự chuyển đổi trong đới trưởng thành Nếu giá trị của Pr/nC17 và Ph/nC18 thấp hơn 0.6 và 0.35, tương ứng với đới trưởng thành cao, có nghĩa là dầu được hình thành trong điều kiện nhiệt độ cao.

Kết quả phân tích các chỉ số trong chất chiết từ đá mẹ và dầu cho thấy hầu hết các mẫu dầu nằm trong đới trưởng thành muộn, với một số ít mẫu ở đới trưởng thành Phân tích chất chiết của đá mẹ Oligocen trên và Miocen dưới chỉ ra rằng chỉ một phần nhỏ đá mẹ Miocen dưới đạt ngưỡng trưởng thành, trong khi phần lớn vẫn chưa trưởng thành, do đó không thể sinh dầu Đối với đá mẹ Oligocen trên, phần lớn rơi vào ngưỡng trưởng thành, cho thấy khả năng sinh dầu từ đá mẹ Oligocen trên (tập D) và tích tụ trong Oligocen trên (D+C), đồng thời một phần có thể di cư lên tầng chứa Miocen dưới và Miocen giữa.

Hình 3-16 Đặc điểm phân bố Pr/nC17 và Ph/nC18theo chiều sâu [12]

Kết quả phân tích chỉ số chất chiết từ đá mẹ và dầu theo từng phân vị địa tầng cho thấy phần lớn mẫu dầu nằm trong đới trưởng thành muộn, trong khi một số ít mẫu thuộc đới trưởng thành Phân tích chất chiết từ đá mẹ Oligocen trên và Miocen dưới cho thấy chỉ một phần nhỏ đá mẹ Miocen dưới đạt ngưỡng trưởng thành, còn lại chủ yếu chưa trưởng thành, không đủ khả năng sinh dầu Ngược lại, chất chiết từ đá mẹ Oligocen trên cho thấy một phần đã rơi vào ngưỡng trưởng thành muộn, phần lớn ở ngưỡng trưởng thành và một phần chưa trưởng thành Dựa trên kết quả phân tích dầu, có khả năng dầu được sinh ra từ đá mẹ Oligocen trên (tập D) và tích tụ trong Oligocen trên (D+C), đồng thời một phần di cư lên tầng chứa Miocen dưới và Miocen giữa.

Phân tích chất chiết trong đá mẹ Oligocen dưới + Eocen cho thấy phần lớn đá mẹ đã đạt ngưỡng trưởng thành muộn, với một số ít mẫu ở ngưỡng trưởng thành và rất ít mẫu chưa trưởng thành ở rìa bể Kết quả từ mẫu dầu móng và dầu Oligocen dưới chỉ ra rằng dầu chủ yếu được hình thành trong đới trưởng thành muộn (cửa sổ sinh dầu), trong khi chỉ một lượng nhỏ được hình thành ở phần dưới của đới trưởng thành So sánh này khẳng định rằng dầu được sinh ra chủ yếu từ đá mẹ.

Hình 3-17 Mối quan hệ giữa Pr/nC17 và Ph/nC18 trong đá và dầu bể Cửu Long

TRONG ĐÁ- MIOCENE DƯỚI TRONG DẦU- MIOCENE DƯỚI+ GIỮA

Biểu đồ quan hệ Pr/nC17 và Ph/nC18

Biểu đồ quan hệ Pr/nC17 và Ph/nC18

TRONG ĐÁ- OLIGOCENE TRÊN TRONG DẦU- OLIGOCENE TRÊN

Biểu đồ quan hệ Pr/nC17 và Ph/nC18

Biểu đồ quan hệ Pr/nC17 và Ph/nC18

TRONG ĐÁ- OLIGOCENE DƯỚI TRONG DẦU- OLIGOCENE DƯỚI

Biểu đồ quan hệ Pr/nC17 và Ph/nC18

Biểu đồ quan hệ Pr/nC17 và Ph/nC18

Biểu đồ quan hệ Pr/nC17 và Ph/nC18

Dầu mỏ được hình thành từ đá mẹ Oligocen dưới có thể di cư qua các đứt gãy hoặc lớp cát, tích tụ tại các bẫy chứa phía trên Quá trình này xảy ra khi một phần dầu di chuyển từ tầng chứa Oligocen dưới lên các khu vực tích tụ, nhờ vào sự hiện diện của các bề mặt bất chỉnh hợp.

Dầu có thể được sinh ra từ đá mẹ Oligocen và di cư vào các cấu tạo nâng cao và tầng Oligocen dưới đã bị bóc mòn Tuy nhiên, khả năng này hạn chế do chỉ một phần nhỏ của đá mẹ Oligocen trên đạt đến ngưỡng trưởng thành muộn, chủ yếu chỉ ở các trũng sâu, dẫn đến tiềm năng sinh dầu không cao.

Độ trưởng thành của vật liệu hữu cơ

3.3.1 Biến đổi vật liệu hữu cơ trong giai đoạn nhiệt xúc tác (catagenez)

Giai đoạn xúc tác nhiệt là quá trình hình thành đá trầm tích khi chúng lún chìm, diễn ra dưới điều kiện nhiệt độ từ 150-260°C và áp suất 2500-3000 bar ở độ sâu 7-8 km Quá trình này dẫn đến sự biến đổi thành phần khoáng vật của đá khi bị chôn vùi, làm tăng nhiệt độ và áp suất theo thời gian Trong điều kiện chôn vùi sâu, các vật liệu hữu cơ trong trầm tích cũng bị biến đổi, và các phân tử hữu cơ dần dần bị đứt vỡ.

Trong quá trình tăng xúc tác nhiệt khi nén ép trầm tích, độ thấm và độ rỗng của đá giảm đáng kể, đặc biệt là ở sét Sét bị nén chặt sẽ giải phóng hầu hết nước hoạt tính và các vật liệu hóa học, dẫn đến sự chuyển hóa mạnh mẽ Đối với sét montmorillonite, khi chuyển hóa sang illite, quá trình phân hủy nhiệt áp sẽ sinh ra các khí như CO2, CH4, NH3, N2, H2S và các sản phẩm hydrocarbon lỏng.

Biến đổi vật lý và hóa học (VLHC) chủ yếu do nhiệt độ và áp suất, nhưng thành phần khoáng vật khác nhau dẫn đến chế độ nén ép khác nhau Trong giai đoạn này, nhiệt độ là yếu tố chính, trong khi áp suất đóng vai trò thứ yếu Thời gian địa chất cũng là yếu tố quan trọng ảnh hưởng đến quá trình chuyển hóa này.

Dầu khí hình thành chủ yếu trong giai đoạn lún chìm mạnh của bể, theo nhận định của nhiều nhà khoa học Một nghiên cứu năm 2012 cho thấy quá trình sinh dầu khí không chỉ phụ thuộc vào nhiệt độ mà còn vào đặc tính của đất đá, cụ thể là khả năng tiếp nhận và phân tán nhiệt Do đó, chế độ nhiệt của bể trầm tích, được thể hiện qua gradien địa nhiệt, đóng vai trò quan trọng trong việc xác định phân đới sinh thành dầu khí, bao gồm độ sâu và độ rộng của chúng Mức độ trưởng thành của vật liệu hữu cơ hoàn toàn phụ thuộc vào chế độ địa nhiệt, mà chế độ này không phân bố đồng đều trong bể; vùng nâng có nhiệt độ cao hơn trong khi các trũng sâu lại có gradien địa nhiệt thấp hơn Điều này cho thấy các đới trưởng thành của vật liệu hữu cơ phụ thuộc vào chế độ nhiệt và đặc điểm phân bố của tầng đá mẹ trong không gian.

Mức độ chuyển hóa VLHC trong bể Cửu Long cho thấy sự khác biệt rõ rệt giữa các vị trí, với các đới nâng có mức độ biến chất cao do được cung cấp nhiệt liên tục Ngược lại, ở các trũng sâu, mức độ biến chất sẽ nằm ở độ sâu lớn hơn Điều này phản ánh qui luật rằng sự biến đổi VLHC hoàn toàn phụ thuộc vào chế độ nhiệt, mà chế độ nhiệt này lại phân bố theo vị trí không gian của tầng đá mẹ.

Sau khi hydrocarbon được sinh ra trong đá mẹ, nó làm tăng thể tích và tạo ra áp suất lớn, dẫn đến quá trình di cư của HC ra khỏi đá mẹ đến các bẫy chứa Quá trình sinh dầu khí phụ thuộc vào chế độ nhiệt, trong khi di cư lại phụ thuộc vào áp suất do các sản phẩm sinh ra Hơn nữa, di cư trong tầng chứa còn phụ thuộc vào khả năng chắn, sự xuất hiện của các đường dẫn như khe nứt, đứt gãy, dòng nước vận động, và mức độ bão hòa với đường bình đồ khép kín.

Sau khi thu thập dữ liệu từ khoảng 200 bể trầm tích toàn cầu, một nghiên cứu trước đó đã xây dựng sơ đồ phân đới sinh hydrocarbon theo gradien địa nhiệt Sơ đồ này cho thấy rằng với gradien địa nhiệt thấp, đới sinh dầu sẽ có những đặc điểm cụ thể.

Khi khí rất rộng và ở độ sâu lớn, trong khi đó, với chế độ gradien địa nhiệt cao, đới sinh dầu khí sẽ nằm ở độ sâu nông hơn và có kích thước hẹp hơn nhiều.

Phân tích mức độ trưởng thành nhiệt của đá mẹ trong bể Cửu Long cho thấy rằng tại các cấu trúc nâng cao và vùng rìa, mức độ trưởng thành nhiệt của vật liệu hữu cơ (VLHC) nằm ở đới gradient nhiệt cao và ở độ sâu nông hơn Ngược lại, trong các trũng sâu trung tâm của bể, nơi có gradient địa nhiệt thấp, ngưỡng trưởng thành nhiệt của VLHC lại ở độ sâu lớn hơn Điều này chứng tỏ rằng ngưỡng trưởng thành nhiệt của đá mẹ không đồng nhất về độ sâu, mà phụ thuộc vào vị trí địa lý trong bể Sự phân bố của đới trưởng thành VLHC tương ứng với chế độ gradient nhiệt của bể, với đới trưởng thành ở các trũng sâu nằm ở độ sâu lớn hơn so với các cấu trúc nâng cao hay vùng rìa.

Khi so sánh kết quả công bố trước đây với kết quả thực tế tại bể Cửu Long, chúng ta nhận thấy sự khác biệt đáng kể Phân tích mặt cắt qua hai tuyến S18A và S14 bằng phần mềm Petromod cho thấy mức độ trưởng thành của VLHC trên mặt cắt này.

59 gần như cùng độ sâu thẳng đứng mặc dù các lớp trầm tích phân bố ở các vị trí rất khác nhau

Trong phần mềm Petromod, hai thông số quan trọng là gradien địa nhiệt và bề dày của hệ trầm tích cần được điều chỉnh theo không gian của bể trầm tích Ở các đới nâng, gradien địa nhiệt cao nhưng bề dày lại mỏng, trong khi ở các khu vực trung sâu thì ngược lại Theo tài liệu từ Schlumberger, dòng nhiệt phụ thuộc vào độ dẫn nhiệt của lớp trầm tích và gradien địa nhiệt, cũng như quá trình kiến tạo Dòng nhiệt (HF) giảm ở các trũng sâu và tăng ở các đới nâng do ảnh hưởng của khí và hơi nước mang nhiệt Việc xây dựng biểu đồ dòng nhiệt trên mặt cắt cần cập nhật chính xác quá trình kiến tạo và trạng thái của các đứt gãy Trong quá trình sử dụng phần mềm Petromod 2D, giá trị dòng nhiệt có thể chưa được hiệu chỉnh vì thiếu số liệu gradien địa nhiệt tương ứng, dẫn đến Hình 3-21 không phản ánh đúng mức độ trưởng thành nhiệt của tầng đá mẹ trong bể Cửu Long.

Nghiên cứu cho thấy nhiệt độ trưởng thành của đá mẹ phụ thuộc vào tuổi địa chất của vật liệu hữu cơ Cụ thể, nhiệt độ bắt đầu sinh hydrocarbon (HC) ở đá mẹ kerogene loại I và II rất thấp đối với đá mẹ cổ, nhưng cao hơn nhiều ở đá mẹ trẻ Thí nghiệm nhiệt phân đá mẹ mô phỏng quá trình tách HC ra khỏi đá mẹ, trong đó đá mẹ được nung ở nhiệt độ cao trong thời gian ngắn, cho phép HC tách ra, điều này chỉ xảy ra sau hàng triệu năm bị chôn vùi sâu trong lòng đất.

Trường nhiệt của bể trầm tích rất khác nhau, phụ thuộc vào vị trí phân bố không gian của tầng đá mẹ và tuổi địa chất của bể Các đới nâng và cấu tạo thường có gradient địa nhiệt cao hơn so với các trũng sâu Đối với bể trầm tích trẻ, ngưỡng trưởng thành nhiệt cần cao hơn so với bể trầm tích cổ nếu có cùng loại vật chất.

Hình 3-21: Độ trưởng thành VLHC tuyến S18A và S14 (Petromod)[11]

Bảng 3-7 Mối quan hệ giữa tuổi địa chất và nhiệt độ đới chủ yếu sinh dầu của các mỏ dầu trên thế giới[12]

3.3.2 Các ngưỡng xác định mức độ trưởng thành của vật liệu hữu cơ

Các ngưỡng trưởng thành của vật liệu hữu cơ trong đá mẹ đã được nhiều tài liệu nghiên cứu, với các ngưỡng trưởng thành nhiệt được công bố cho các bể trầm tích cụ thể Tuy nhiên, mức độ trưởng thành của vật liệu hữu cơ còn phụ thuộc vào tuổi hình thành của bể trầm tích Nghiên cứu trước đây cho thấy bể trầm tích trẻ cần nhiệt độ trưởng thành cao hơn, trong khi bể trầm tích cổ lại yêu cầu nhiệt độ trưởng thành thấp hơn.

Theo nghiên cứu của Tissot, Espitalie và Deroo, quá trình sinh dầu chủ yếu bắt đầu ở nhiệt độ Tmax từ 430-435 °C Các nghiên cứu trước đây đã khảo sát các thông số của đá mẹ thông qua thí nghiệm nhiệt phân Rock-Eval, phản xạ vitrinite và phân tích thành phần chất chiết trong đá mẹ (kerogen) Kết quả cho thấy sự phân hủy các hợp chất hữu cơ phức tạp dẫn đến sự hình thành nhiều sản phẩm dầu khác nhau Tổng hợp kết quả cho thấy các ngưỡng trưởng thành cho bể Cửu Long và Nam Côn Sơn Hình 3-22 minh họa rõ ràng ngưỡng trưởng thành nhiệt của VLHC trong đá thông qua kết quả đo phản xạ vitrinite (%Ro), tương đồng với kết quả đo nhiệt phân đá mẹ.

Xây dựng sơ đồ phân bố Tmax trong bể Cửu Long theo diện

3.4 1: Phân bố Tmax trong Miocen dưới (BI)

Bảng thống kê 3-1 cho thấy rằng đá mẹ Miocen dưới bể Cửu Long chưa đạt ngưỡng trưởng thành, với giá trị Tmax trung bình chỉ khoảng 374 oC, thấp hơn nhiều so với ngưỡng trưởng thành 440 oC Chỉ có các mẫu từ giếng khoan thuộc lô 09 và lô 16 có giá trị Tmax cao, gần đạt hoặc vượt ngưỡng trưởng thành, với nhiệt độ lên tới 447-515 oC tại cấu tạo Bà Đen Nghiên cứu địa chất chỉ ra rằng giá trị trưởng thành nhiệt cao trong khu vực này chủ yếu do ảnh hưởng của các pha phút xuất, giúp đá trầm tích đạt nhiệt độ trưởng thành, nhưng tác động này chỉ mang tính địa phương và không phổ biến toàn bể Các cấu tạo khác lân cận đều có giá trị thấp hơn nhiều.

Hình 3-25 Sơ đồ phân bố Tmax của đá mẹ Miocen dưới (BI) bể Cửu Long

Sơ đồ phân bố Tmax cho tầng chứa Miocen dưới bể Cửu Long cho thấy sự thay đổi rõ rệt của mức độ trưởng thành nhiệt theo diện tích Khu vực Bắc và Đông Bắc bể có mức trưởng thành nhiệt rất thấp, trong khi khu vực trung tâm (lô 16 và lô 09) đạt Tmax 435 o C, tương đương với giá trị phản xạ Vitrinit % R o = 0.5, nhưng vẫn chưa đạt ngưỡng trưởng thành nhiệt Chỉ một diện tích nhỏ ở Tây Nam bể đạt giá trị 440 o C, tức là đạt ngưỡng trưởng thành dầu, nhưng diện tích này quá nhỏ so với diện tích đá mẹ Miocen dưới Do đó, có thể kết luận rằng đá mẹ Miocen dưới chưa đạt ngưỡng trưởng thành nhiệt và chưa có khả năng sinh dầu.

3.4.2 Phân bố Tmax trong Oligocen trên (C&D)

Theo bảng tổng hợp số liệu 3-2 và 3-3, giá trị trung bình Tmax của tập D đạt 439.4 °C, cao hơn so với giá trị trung bình Tmax của tập C là 436.1 °C Điều này cho thấy đá mẹ Oligocen trên tập D đã bắt đầu vào giai đoạn trưởng thành nhiệt, với giá trị Tmax đáng chú ý.

> 440 o C tìm thấy rải rác ở các mẫu lấy từ đáy tập D trong các lô 09, 16, 15-1 và lô 15-

2 Đặc biệt đáy tập D với một vài cấu tạo lô 01 cũng cho dấu hiệu đạt ngưỡng trưỡng thành Tuy nhiên, giá trị trung bình cả tập D trong khu vực này vẫn nằm dưới ngưỡng trưởng thành nhiệt Đối với tập C của đá mẹ Oligocen trên chỉ có một vài mẫu trong lô 15-2 cho giá trị Tmax cao hơn 440 o C còn phần lớn nằm dưới ngưỡng này Giá trị trung bình cũng cho thấy tập C có độ trưởng thành nhiệt thấp hơn tập D và chưa đạt ngưỡng trưởng thành nhiệt Có thể nhận thấy rằng, đáy tập D đã bắt đầu rơi vào ngưỡng trưởng thành muộn Tại một số hố sụt sâu nằm trong bể, tập D có thể đã nằm trong đới trưởng thành muộn Tức là một phần nhỏ diện tích và khối lượng đá mẹ đã bắt đầu sinh dầu, tuy nhiên chỉ diễn ra ở các phần sâu nhất của các trũng sâu (hình 3-27)

Dựa vào bản đồ đẳng sâu và số liệu từ các giếng khoan, sơ đồ phân bố Tmax cho lớp trầm tích tập C và D của Oligocen đã được xây dựng Hình 3-26 cho thấy đáy của tập C tại trũng Tây Bạch Hổ và Bắc Bạch Hổ gần đạt ngưỡng trưởng thành muộn, mặc dù giá trị trung bình toàn bể vẫn dưới ngưỡng trưởng thành nhiệt Phần lớn diện tích của tập C vẫn nằm dưới ngưỡng trưởng thành nhiệt.

69 và có thể nhận định rằng, đá mẹ Oligocen trên tập C chưa phải là tầng đá mẹ sinh dầu bể Cửu Long

Hình 3-26 thể hiện sự phân bố Tmax của đá mẹ Oligocen trên bể Cửu Long, cho thấy phần lớn diện tích đá mẹ tập D đã đạt ngưỡng trưởng thành với Tmax 440 o C Đặc biệt, các khu vực trũng sâu Đông, Tây và Bắc Bạch Hổ đã đạt pha sinh dầu chủ yếu với Tmax 446 o C Điều này cho thấy đá mẹ Oligocen trên tập D mới chỉ vào ngưỡng trưởng thành nhiệt và sinh dầu, chủ yếu tập trung ở các vùng trung sâu Dầu khí được sinh ra trong điều kiện trưởng thành nhiệt thấp, vì vậy vẫn chứa nhiều thành phần nhũ tương, nhựa và asphaltene Tại các trũng sâu, đá mẹ đã đạt ngưỡng trưởng thành muộn, dẫn đến sự hình thành dầu khí tại khu vực này, với dầu thường nhẹ hơn và ít hàm lượng asphaltene cùng với hàm lượng hydrocarbon nặng hơn và nhiều nhũ tương.

Hình 3-27 Sơ đồ phân bố Tmax của đá mẹ Oligocen trên (D) bể Cửu Long

3.4 3: Phân bố Tmax trong Oligocen dưới+ Eocen (E&F) Đối chiếu giá trị Tmax đo được cho thấy hầu hết diện tích của các lô đều có giá trị Tmax

Các mẫu từ lô 02 đều dưới ngưỡng trưởng thành, trong khi các mẫu lấy từ các giếng khoan thuộc lô 15-2, 15-1 và lô 09 cho thấy giá trị Tmax cao.

Ngưỡng trưởng thành muộn (cửa sổ sinh dầu) được xác định ở mức 446 o C, với một số mẫu đáy tập E&F tại khu vực Đông Bắc lô 01 cho giá trị Tmax vượt ngưỡng này Tại các trũng sâu như Bắc Bạch Hổ, Đông Bạch Hổ và Tây Bạch Hổ, giá trị Tmax đạt tới 470 o C, đánh dấu sự kết thúc của đới sinh dầu Điều này cho thấy các vùng này bắt đầu hình thành condensat và khí ẩm, với mẫu condensat có chỉ số %R o từ MPI-1 năm trong khoảng 1.4-1.41, chứng minh sự tồn tại của đới sinh condensat Tuy nhiên, sản phẩm này chỉ xuất hiện trên diện tích hạn chế với khối lượng đá mẹ nhỏ Do đó, phạm vi và khối lượng đá mẹ của Oligocen dưới + Eocen (E+F) rất lớn, bao phủ toàn bộ bể và hiện đang trong pha chủ yếu sinh dầu với Tmax từ 446 o C đến 470 o C.

Hình 3-28 Sơ đồ phân bố Tmax đá mẹ Oligocen dưới+Eocen? (E+F) bể Cửu Long

Phân bố Tmax trong mặt cắt ngang

Dựa trên chế độ động lực nhiệt của bể trầm tích Cửu Long, chúng tôi đã tổng hợp đặc điểm phân bố gradient nhiệt độ và mức độ trưởng thành nhiệt của đá mẹ từ các giếng khoan cùng với các lát cắt địa chất cơ bản Kết hợp với phương pháp mô hình TTI, chúng tôi xác định độ trưởng thành của VLHC tại các vị trí không có giếng khoan, từ đó xây dựng mặt cắt phân bố Tmax cho bể Cửu Long Các mặt cắt tiêu biểu như AA’, BB’, CC’ và DD’ cho thấy mức độ trưởng thành nhiệt của các lớp trầm tích, cung cấp cái nhìn tổng thể về đặc điểm phân bố các tính chất dầu vỉa trong bể Cửu Long.

Mặt cắt AA’ (hình 3-29) qua bể Cửu Long theo hướng TB-ĐN, đi qua trũng Tây Bạch Hổ và Đông Bạch Hổ, cho thấy đáy tập D đá mẹ đã đạt ngưỡng trưởng thành Tuy nhiên, tại trũng Đông Bạch Hổ, tập D vẫn chưa đạt ngưỡng trưởng thành.

72 pha chủ yếu sinh dầu nằm ở phần đáy với Tmax > 446 o C Tập E&F đã hoàn toàn rơi vào ngưỡng trưởng thành muộn, trong khi phần đáy đã vượt qua ngưỡng quá trưởng thành, chuyển sang giai đoạn sinh condensat và khí ẩm.

Hình 3-29 Phân bố Tmax trong mặt cắt ngang AA’bể Cửu Long

Mặt cắt BB’ (hình 3-30) chạy từ cấu tạo SN đến ST qua trũng Bắc Bạch Hổ và đới nâng Bạch Hổ, hướng sâu về phía Tây Nam của bể, đi qua trũng Tây Bạch Hổ Mặt cắt này cho thấy đá mẹ đã đạt ngưỡng trưởng thành và vào pha sinh dầu chủ yếu tại phần đáy tập D, trong khi tập C và phần lớn nóc tập D vẫn nằm trong đới trưởng thành Ngoài ra, mặt cắt cũng chỉ ra rằng đá mẹ tập E đang ở ngưỡng trưởng thành muộn, với phần đáy tại trũng sâu đã đạt ngưỡng sinh condensat và khí ẩm.

Ngay phía Đông của lô 15-1 nơi có các cấu tạo SV và SD, SN và ST, VLHC trong tập

D chưa sinh dầu mà chỉ đạt đến giai đoạn trưởng thành, với phần trũng sâu giữa ST và SV đạt ngưỡng sinh dầu Trong khi đó, tại khu vực E+F, VLHC hiện đang ở pha chủ yếu sinh dầu Vùng trũng sâu nhất chỉ mới đạt ngưỡng sinh condensat.

Hình 3-31 Phân bố Tmax trong mặt cắt ngang CC’, bể Cửu Long

Hình 3-32 Phân bố Tmax trong mặt cắt ngang DD’, bể Cửu Long

Ngoài 2 mặt cắt chính AA’ và BB’ cắt qua các trũng sâu Đông Bạch Hổ, Tây Bạch Hổ và Bắc Bạch Hổ đã phản ánh rất rõ các đới trưởng thành nhiệt của đá mẹ trong bể Cửu Long Trong nghiên cứu này cung cấp thêm hai mặt cắt là CC’ và DD’ (hình 3-31 và 3-

32) là những mặt cắt đi ngang qua khu vực Đông Bắc Bể Cửu Long trong khu vực lô 01 và lô 02 theo hai trục Bắc-Nam và Tây Bắc- Đông Nam Qua các đường phân bố Tmax cho thấy chủ yếu tập E+F khu vực này đã vào ngưỡng trưởng thành muộn Một phần rất

74 nhỏ của tập D trong các trũng giữa DM và RB đạt ngưỡng trưởng thành muộn Phần đáy rất hẹp của tập E+F có thể mới chuyển sang ngưỡng sinh condensat

Kết quả phân tích từ hai mặt cắt tại khu vực lô 01-02, Đông Bắc bể Cửu Long cho thấy các hố sụt đã ở giai đoạn trưởng thành muộn, trong khi phần đáy chuyển sang pha sinh khí ẩm (condensat) Mặc dù vậy, do diện phân bố nhỏ và hẹp, khu vực này không phải là nguồn đá mẹ sinh dầu chính, mà chỉ đóng vai trò là kênh dẫn dầu Nguồn dầu chủ yếu được sinh ra từ trũng Bắc Bạch.

Hổ có diện phân bố rộng và sâu, nơi hydrocarbon di cư qua các kênh dẫn, hòa quyện với lượng dầu khí sinh ra trong trũng địa phương và lấp đầy các khối nâng trong khu vực.

Dầu khí trong bể Cửu Long chủ yếu được hình thành từ trầm tích Oligocen dưới (tập E + F), với quá trình sinh dầu và trưởng thành cao, đặc biệt ở các trũng sâu Đáy Oligocen dưới đã đạt ngưỡng sinh condensat và khí ẩm, trong khi Miocen dưới và tập C (Oligocen trên) vẫn chưa đạt ngưỡng trưởng thành cần thiết để tạo ra dầu.

Mức độ trưởng thành nhiệt đối với dầu và condensat

Các mẫu dầu từ bể Cửu Long được hình thành ở mức biến chất cao, với giá trị MPI-1 dao động từ 0.78-1.2%Ro Đặc biệt, quá trình sinh dầu diễn ra mạnh mẽ nhất trong khoảng 0.9-1.15% Ro.

Các giá trị phản xạ cao đối với dầu chỉ xuất hiện trong điều kiện nhiệt độ cao khoảng 100-150 độ C Hiện tượng này chỉ có thể đạt được ở trầm tích Oligocen dưới kết hợp với Eocen và phần đáy của Oligocen trên tại các trũng sâu vào giai đoạn cuối của Miocen sớm, đặc biệt trong thời kỳ Miocen giữa và Miocen muộn.

Dầu khí ở bể Cửu Long được hình thành chủ yếu trong đới biến chất trung bình và cao, với tầng đá mẹ Oligocen dưới +Eocen chuyển vào pha sinh dầu Trong khi đó, Oligocen trên chủ yếu nằm ở pha chuẩn bị sinh dầu, chỉ có một phần nhỏ ở các trũng sâu mới đạt ngưỡng cửa sổ sinh dầu Tầng đá mẹ này nằm ở độ sâu đáng kể.

75 tới mức như vậy sau khi có các thành hệ trầm tích mới đó là trầm tích tuổi Miocen giữa và trên, Pliocen + Đệ Tứ

Hình 3-33 Tương quan giữa H6 và % Ro của dầu trong bể Cửu Long

Condensat ở ST và dầu nhẹ ở CNV được hình thành khi chỉ số phản xạ vitrinite đạt 1.41-1.42% Ro, điều này chỉ xảy ra trong trầm tích Oligocen dưới và Eocen (E+F) tại các trũng sâu Quá trình trưởng thành nhiệt diễn ra từ pha sinh dầu chủ yếu (0.9-1.15% Ro) đến pha sinh khí ẩm và condensat (1.41-1.42% Ro) cho thấy sự cân bằng giữa VLHC và các HC cao phân tử sau khi sinh dầu Chỉ khi có biến đổi nhiệt cao hơn mới phá vỡ sự cân bằng này, dẫn đến sự hình thành condensat Điều này khẳng định rằng mỗi pha sinh dầu hay condensat đều có sự đột phá nhiệt, và condensat chỉ có thể xuất hiện trong thời kỳ tích tụ trầm tích Pliocene và đệ tứ, tức là khi trầm tích Oligocen dưới và Eocen bị lún chìm sâu.

MỐI QUAN HỆ GIỮA CÁC THÔNG SỐ DẦU VỈA

ĐẶC ĐIỂM PHÂN BỐ TÍNH CHẤT DẦU VỈA VÀ CHỈ SỐ Pr/nC17 & Ph/nC18 THEO DIỆN