Chửụng
Beồ tram tớch
Nam Coõn Sụn
vaứ
taứi nguyeõn
dau khớ
10
313
Chương 10. Bể trầm tích Nam Côn Sơn và tài nguyên dầu khí
Trước năm 1975 bể Nam Côn Sơn có
tên là bể Saigon-Sarawak và chỉ được đònh
danh và xác đònh lại diện tích phân bố
trong công trình tổng hợp (Hồ Đắc Hoài,
Ngô Thường San, 1975). Bể Nam Côn Sơn
có diện tích gần 100.000km
2
, nằm trong
khoảng giữa 6
0
00’ đến 9
0
45’ vó độ Bắc và
106
0
00’ đến 109
0
00’ kinh độ Đông. Ranh
giới phía Bắc của bể là đới nâng Côn
Sơn, phía Tây và Nam là đới nâng Khorat
- Natuna, còn phía Đông là bể Tư Chính
- Vũng Mây và phía Đông Bắc là bể Phú
cho hoạt động thăm dò và khai thác. Tuy
nhiên do điều kiện đòa chất hết sức phức tạp
đòi hỏi phải tiếp tục nghiên cứu bằng các
phương pháp, quan điểm công nghệ mới để
xác lập cơ sở khoa học cho việc hoạch đònh
công tác thăm dò và khai thác tiếp theo ở
bể trầm tích này.
2. Lòch sử nghiên cứu thăm dò và khai
thác dầu khí
Dựa vào tính chất, đặc điểm và kết quả
công tác của từng thời kỳ, lòch sử thăm dò
và nghiên cứu đòa chất - đòa vật lý ở đây
được chia làm 4 giai đoạn.
2.1. Giai đoạn trước năm 1975
Từ năm 1975 trở về trước, công tác
khảo sát khu vực và tìm kiếm dầu khí được
nhiều công ty, nhà thầu triển khai trên
toàn thềm lục đòa phía Nam nói chung và
1. Giới thiệu
314
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
toàn bể Nam Côn Sơn nói riêng. Các dạng
công tác này do các công ty thăm dò Mỹ và
Anh thực hiện như Mandrell, Mobil Kaiyo,
Pecten, Esso, Union Texas, Sun Marathon,
Sunning Dale. Các nhà thầu đã thu nổ hàng
nghìn km đòa chấn 2D với mạng lưới tuyến
4x4 km đến khu vực.
Với mức độ nghiên cứu đó và dựa vào
tài liệu nhận được, các công ty kể trên đã
2
2
7
2
6
2
5
1
7
1
6
-
2
0
3
0
4
-
1
0
4
-
2
0
9
-
2
R
å
N
0
5
-
3
0
5
-
2
1
1
-
1
1
1
-
2
1
8
1
9
2
0
1
2
E
2
1
1
2
W
o
900’n
o
8 00’ n
o
7 00’ N
o
10900’E
o
1080 0’E
o
28-A-1X(79)
29-A-1X(79) 22-TT-1X(94)
AS-1X-(76)
AW-1X(76 )
H-1X(74)
12-A-1X(79)
DUA-1X(74)
12-B-1X(79)
DUA-2X(74)
AD-1X(71)
ARCA-1X(78)
AM-1X(74)
06-A-1X(91)
06-LT-2X
06-HDB-1X(93)
06-D-1X(91)
05-3-MT-1X
05-2-B-1X(94)
05-2-HT-1X(95)
TLB-1X
11-1-CC-1X
10-TM-1X(94)
10-PM-1X(94)
10-DP-1X(93)
10-BM-1X(94)
11-1-CH-1X(95)
11-1-CPD-1X(94)
20-PH-1X
PHOENIX(91)
10-GO-1X
Đ
Ớ
I
N
Â
N
G
N
A
T
U
N
A
Đ
Ớ
I
G
T
Ư
C
H
Í
N
H
-
V
Ũ
N
G
M
Â
Y
R§-1X
RN-1X
R§-2X
R§T-1X
04-3-BC(95)
MIA-1X(75)
04A-1X(79)
04-3-UT-1X(95)
04-B-1X(80)
lòch sử phát triển đòa chất cho toàn vùng
nói chung cũng như các lô nói riêng. Các
số liệu minh giải và các ranh giới tầng phản
xạ chuẩn được lựa chọn theo nhiều quan
điểm khác nhau trên từng lô, vì vậy gây
khó khăn cho công tác tổng hợp toàn bể.
2.2. Giai đoạn 1976 - 1980
Sau khi giải phóng miền Nam nước nhà
thống nhất, Tổng cục Dầu khí đã quyết
đònh thành lập Công ty Dầu khí Việt Nam
II (11-1975), công tác tìm kiếm thăm dò
dầu khí được đẩy mạnh. Các công ty AGIP
và BOW VALLEY đã hợp đồng khảo sát
tỷ mỉ (14,859 km đòa chấn 2D mạng lưới
đến 2x2 km) và khoan thêm 8 giếng khoan
(04A - 1X, 04B - 1X, 12A - 1X, 12B - 1X,
12C - 1X, 28A - 1X và 29A - 1X).
Trên cơ sở công tác khảo sát đòa chất,
đòa vật lý và khoan, các công ty nêu trên
đã thành lập một số sơ đồ đẳng thời theo
các tầng phản xạ ở các tỷ lệ khác nhau và
đã có báo cáo tổng kết. Công ty GECO đã
thể hiện quan điểm của mình trong báo cáo
“Minh giải đòa chấn và đánh giá tiềm năng
dầu khí thềm lục đòa Việt Nam” của Daniel
S. và Netleton. Công ty AGIP đã nêu lên
một số quan điểm về cấu trúc đòa chất và
đánh giá khả năng dầu khí trên các lô 04 và
12. Công ty Dầu khí Nam Việt Nam (Công
ty II) đã tiến hành phân tích nghiên cứu và
bể Nam Côn Sơn chỉ có một số diện tích
nhất đònh được quan tâm, trong đó có khu
vực cấu tạo Đại Hùng (VSP đã tiến hành
khoan 3 giếng).
Trong giai đoạn này đã có một số báo
cáo tổng hợp đòa chất - đòa vật lý được hoàn
thành như báo cáo: “Phân vùng kiến tạo các
bồn trũng Kainozoi thềm lục đòa Việt Nam”
của tác giả Lê Trọng Cán và nnk năm 1985
và báo cáo: “Tổng hợp đòa chất - đòa vật
lý, tính trữ lượng dự báo Hydrocarbon và
vạch phương hướng công tác tìm kiếm dầu
khí trong giai đoạn tiếp theo ở thềm lục đòa
Nam Việt Nam” của Hồ Đắc Hoài, Trần Lê
Đông 1986 và luận án tiến só khoa học đòa
chất khoáng vật của Nguyễn Giao: “Cấu
trúc đòa chất và triển vọng dầu khí của các
bể trầm tích Đệ Tam vùng biển Đông Việt
Nam” năm 1987.
2.4. Giai đoạn từ năm 1988 đến nay
Sau khi Nhà nước ban hành Bộ luật Đầu
tư Nước ngoài 20 nhà thầu đã ký các hợp
đồng triển khai công tác tìm kiếm thăm dò
ở bể Nam Côn Sơn. Các nhà thầu đã tiến
hành khảo sát 54.779 km đòa chấn 2D và
5.399 km
2
đòa chấn 3D, đã khoan 62 giếng
khoan thăm dò và khai thác. Mỏ Đại Hùng
đã được đưa vào khai thác từ năm 1994, mỏ
3.1. Vò trí, giới hạn bể Nam Côn Sơn
Bể Nam Côn Sơn phát triển chồng trên
các kiến trúc của nền Indochina bò hoạt
hoá mạnh mẽ trong Phanerozoi và hoạt
hoá magma kiến tạo trong Mesozoi muộn.
Cộng ứng với quá trình này ở phía Đông
nền Indochina - Vùng biển rìa Đông Việt
Nam xảy ra quá trình giãn đáy biển rìa vào
Oligocen với trục tách giãn phát triển theo
phương đông bắc - tây nam. Quá trình tách,
giãn đáy Biển Đông đã đẩy rời xa hai khối
vi lục đòa Hoàng Sa, Trường Sa và kiến sinh
phá hủy (Taphrogeny) trên vùng thềm lục
đòa phía Nam, từ đó phát triển các bể trầm
tích Kainozoi tương ứng. Bể Nam Côn Sơn
với hai đới trũng sâu: trũng Bắc và trũng
317
Chương 10. Bể trầm tích Nam Côn Sơn và tài nguyên dầu khí
Trung tâm có hướng trục sụt lún cùng hướng
trục giãn đáy Biển Đông và nằm phù hợp
trực tiếp trên phương kéo dài của trục giãn
đáy Biển Đông là bằng chứng của sự ảnh
hưởng này.
Bể Nam Côn Sơn được giới hạn về
phía Bắc bởi đới nâng Côn Sơn, phía Tây
và phía Nam là đới nâng Khorat - Natuna.
Còn ranh giới phía Đông Bắc là khu vực bể
Phú Khánh và phía Đông là bể Tư Chính
- Vũng Mây.
Ở phía Đông Bể Nam Côn Sơn tồn tại
và các đá biến chất Paleozoi, Mesozoi
cũng như các đá magma axit - trung tính
tuổi Kainozoi, nằm trong đai núi lửa miền
Đông Á.
3.2. Các đơn vò cấu trúc
Trên cơ sở các thông số về chiều dày,
thành phần và sự phân bố các thành tạo
trầm tích cũng như các hệ thống đứt gãy,
cấu trúc của bể Nam Côn Sơn được phân
chia thành một số đơn vò sau (Hình 10.2):
3.2.1. Đới phân dò phía Tây (C)
Đới nằm ở phía Tây bể trên các lô 27,
28, 29 và nửa phần Tây các lô 19, 20, 21,
22. Ranh giới phía Đông của đới được lấy
theo hệ đứt gãy Sông Đồng Nai. Đặc trưng
cấu trúc của đới là sự sụt nghiêng khu vực
về phía Đông theo kiểu xếp chồng do kết
quả hoạt động đứt gãy - khối chủ yếu theo
hướng bắc - nam, tạo thành các trũng hẹp
sâu ở cánh Tây của các đứt gãy, đặc biệt là
đứt gãy lớn đi kèm các dải nâng (Hình 10.3).
Dựa vào đặc điểm cấu trúc của móng, đới
phân dò phía Tây được phân thành 2 đơn vò
(phụ đới) có đặc trưng cấu trúc tương đối
khác nhau, ranh giới phân chia là đứt gãy
Sông Hậu.
Phụ đới rìa Tây (C1)
Phụ đới này phát triển ở cánh Tây đứt
gãy Sông Hậu và tiếp giáp trực tiếp với đới
nâng Khorat - Natuna phương á kinh tuyến.
Sông Đồng Nai, phía Đông và Đông Bắc là
Hình 10.3. Bản đồ cấu trúc bề mặt móng trước Kainozoi bể Nam Côn Sơn
320
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
hệ đứt gãy Hồng - Tây Mãng Cầu. Ranh
giới phía Bắc Tây Bắc được lấy theo đường
đẳng sâu móng 1.000m của đới nâng Côn
Sơn. Ranh giới phía Nam là khối móng nhô
cao (phần cuối của đới nâng Natuna) với độ
sâu 1.000 - 1.500m. Đới mang đặc tính cấu
trúc chuyển tiếp từ đới phân dò phía Tây
kéo sang phía Đông và từ đới nâng Côn
Sơn kéo xuống phía Nam. Đới bò chia cắt
bởi các hệ đứt gãy phương bắc - nam, đông
bắc - tây nam và đông - tây.
Đòa hình móng phân dò thể hiện đặc tính
sụt lún dạng bậc, sâu dần từ đới nâng Côn
Sơn về phía Đông Nam và từ phía Nam
(cận Natuna) lên phía Bắc, nơi sâu nhất
thuộc vùng tiếp nối của các lô 11-2 với 12-
W (khoảng 7.000m xem Hình 10.3). Đới
phân dò chuyển tiếp được chia thành 2 đơn
vò cấu trúc (phụ đới sau) sau:
Phụ đới phân dò phía Bắc (B1)
Đây là phần phát triển dọc rìa Đông
Nam của đới nâng Côn Sơn, với hệ đứt gãy
ưu thế có phương đông bắc - tây nam và á
kinh tuyến. Nhìn chung, các đứt gãy có biên
độ tăng dần theo vò trí từ Tây sang Đông
(từ vài trăm mét đến 1.000 - 2.000m). Đòa
khác ở trung tâm các trũng sâu, đặc trưng
cấu trúc của móng chưa được xác đònh. Đới
sụt phía Đông được phân chia làm 5 đơn vò
cấu trúc (phụ đới) sau:
Phụ đới Trũng Bắc (A1)
Nằm ở giữa phụ đới nâng Mãng Cầu (ở
phía Nam) và phụ đới phân dò Bắc (ở phía
Tây) là phụ trũng Bắc. Nó phát triển như
một trũng giữa đới nâng tới cuối Miocen
- giữa đầu Miocen muộn. Ranh giới phía
Đông của phụ đới chưa được xác đònh rõ.
Phụ đới này được đặc trưng bởi phương cấu
trúc và đứt gãy Đông Bắc - Tây Nam có
biên độ từ vài trăm đến hơn 1.000m. Các
đứt gãy đã chia cắt móng, tạo đòa hình
không cân xứng, dốc đứng ở cánh Nam
và Tây Nam, thoải dần ở cánh Bắc - Tây
Bắc. Bề dày trầm tích Kainozoi thay đổi từ
4.000m đến 10.000m và có mặt đầy đủ các
trầm tích từ Eocen - Oligocen đến Đệ Tứ.
Trên phần rìa Tây Bắc phụ đới trũng này
321
Chương 10. Bể trầm tích Nam Côn Sơn và tài nguyên dầu khí
phát hiện được các cấu trúc vòm nâng kề
đứt gãy, còn ở phần phía Đông ngoài các
vòm kề áp đứt gãy còn phát hiện được một
số nâng dạng vòm. Các cấu trúc vòm nâng
đều có độ sâu chôn vùi lớn.
Phụ đới nâng Mãng Cầu (A2)
Phụ đới nâng Mãng Cầu gồm các lô 04
đònh cụ thể.
Phụ đới trũng Trung tâm phát triển chủ
yếu theo phương Đông - Đông Bắc, mở
rộng về Đông, thu hẹp dần về Tây. Theo
hướng từ Tây sang Đông trũng có dạng
lòng máng, trũng có xu hướng chuyển trục
lún chìm từ á vó tuyến sang á kinh tuyến.
Phụ đới trũng Trung tâm có bề dày trầm
tích Kainozoi dày từ 5.000-14.000m và có
đầy đủ các trầm tích từ Eocen - Oligocen
đến Đệ Tứ. Trên phụ đới này đã phát hiện
được nhiều cấu trúc vòm, vòm kề đứt gãy,
song độ sâu chôn vùi của các cấu trúc này
khá lớn. Ngoài ra, tồn tại nhiều cấu trúc
dạng khối đứt gãy, dạng vòm cuốn và dạng
hình hoa (Hình 10.4).
Phụ đới nâng Dừa (A4)
Phụ đới nâng Dừa giữ vai trò ngăn cách
giữa phụ đới trũng Trung tâm và phụ đới
trũng Nam, phát triển theo hướng đông bắc
- tây nam. Trên phụ đới này phát hiện nhiều
cấu trúc vòm nâng liên quan đến thành tạo
carbonat.
Phụ đới trũng Nam (A5)
Nằm ở phía Nam, Đông Nam Bể Nam
Côn Sơn thuộc diện tích các lô 06, 07, 12-E
và 13, phía Tây tiếp giáp với phụ đới cận
Natuna. Ranh giới phía Đông chưa xác đònh
cụ thể, song có lẽ được lưu thông với trũng
phía Tây bể Sarawak. Chiều sâu của móng
như đã nêu ở chương 4 và 5 quyển sách
này.
Đây là giai đoạn chính thành tạo bể gắn
liền với tách giãn Biển Đông. Sự mở rộng
của Biển Đông về phía Đông cùng với hoạt
động tích cực của hệ thống đứt gãy Đông
Bắc - Tây Nam đã làm xuất hiện đòa hào
Trung tâm của bể kéo dài theo hướng đông
bắc - tây nam và dọc theo các đứt gãy này
đã có phun trào hoạt động. Các thành tạo
trầm tích Oligocen - Miocen sớm gồm các
trầm tích vụn chủ yếu thành tạo trong các
môi trường đầm hồ và đới nước lợ ven bờ
(brackish littoral zone) với các tập sét kết,
bột kết dày xen kẽ cát kết hạt mòn và môi
trường đồng bằng châu thổ thấp (lower
delta plain) gồm cát kết hạt mòn, bột kết,
sét kết với các lớp than mỏng. Pha kiến tạo
Miocen giữa đã chấm dứt giai đoạn này và
làm thay đổi bình đồ cấu trúc của bể.
Giai đoạn sau tạo rift - Miocen giữa - Đệ
Tứ
Trong giai đoạn này nhìn chung chế độ
kiến tạo khá bình ổn hơn so với giai đoạn
trước. Song ở một số nơi vẫn quan sát thấy
sự nâng lên bào mòn và cắt cụt một số cấu
trúc dương đã có (ở các lô 04, 05). Về cơ
bản chế độ kiến tạo oằn võng và lún chìm
nhiệt, cũng như các pha biển tiến và ngập
lụt khống chế trên diện tích toàn bể. Hầu
Hệ tầng Cau vắng mặt trên phần lớn
các đới nâng: Nâng Mãng Cầu, nâng Dừa,
phần Tây lô 04, phần lớn lô 10, 11-1, 28, 29
và một số diện tích ở phần Tây, Tây Nam
của bể. Trầm tích của hệ tầng Cau bao gồm
chủ yếu các lớp cát kết có màu xám xen các
lớp sét bột kết màu nâu. Cát kết thạch anh
hạt thô đến mòn, độ lựa chọn kém, xi măng
sét, carbonat. Chiều dày trung bình khoảng
360m. Mặt cắt hệ tầng Cau có thể có nơi
đến hàng nghìn mét chia làm 3 phần:
Phần dưới gồm cát kết hạt mòn đến thô
324
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
Hình 10.6. Cột đòa tầng tổng hợp bể Nam Côn Sơn
325
Chương 10. Bể trầm tích Nam Côn Sơn và tài nguyên dầu khí
đôi khi rất thô hoặc sạn kết, cát kết chứa
cuội, và cuội kết màu xám, xám phớt nâu,
nâu đỏ chứa các mảnh vụn than hoặc các
lớp kẹp than. Ở một số giếng khoan gặp
các lớp đá phun trào: andesit, basalt, diabas
nằm xen kẽ (GK 20-PH-1X).
Phần giữa gồm chủ yếu là các thành
phần hạt mòn chiếm ưu thế gồm các tập sét
kết phân lớp dày đến dạng khối màu xám
sẩm, xám đen xen kẽ ít bột kết, đôi khi phớt
nâu đỏ hoặc tím đỏ, khá giàu vật chất hữu
cơ và vôi xen kẽ các lớp sét kết chứa than.
Phần trên gồm cát kết hạt nhỏ đến vừa
diabas và tuf. Vào giai đoạn sau trầm lắng
các thành tạo có xu hướng mòn dần; đôi
nơi cát kết có chứa glauconit và hoá thạch
biển. Trầm tích được lắng đọng trong môi
trường tam giác châu, vũng vònh đến biển
ven bờ (Hình 10.6).
Hệ tầng Cau phủ không chỉnh hợp
trên móng trước Đệ Tam và được đònh
tuổi là Oligocen dựa vào bào tử phấn hoa
đới Florschuetza Tribolata và phụ đới
Cicatricosisporité dorogensis Ly copodium
neogenicus.
NEOGEN
Miocen dưới
Hệ tầng Dừa (N
1
1
d)
Hệ tầng Dừa phân bố rộng rãi trong bể
Nam Côn Sơn bao gồm chủ yếu cát kết,
bột kết màu xám sáng, xám lục xen kẽ với
sét kết màu xám, xám đỏ, xám xanh; các
lớp sét chứa vôi giàu vật chất hữu cơ có
chứa than hoặc các lớp than mỏng. Đôi khi
có những lớp đá vôi mỏng chứa nhiều hạt
vụn hoặc đá vôi màu trắng xen kẽ trong hệ
tầng. Tỷ lệ cát/sét trong toàn bộ mặt cắt
gần tương đương nhau, tuy nhiên về phía
Đông của bể thành phần hạt mòn tăng dần
và ngược lại, ở phần rìa phía Tây tỷ lệ cát
Dừa thay đổi từ 200m - 800m, cá biệt có nơi
dày tới 1.000m (Hình 10.6).
Hệ tầng Dừa nằm phủ không chỉnh hợp
trên hệ tầng Cau.
Tuổi Miocen sớm của hệ tầng Dừa được
xác đònh dựa vào Foram đới N6 - N8 (theo
Martini, 1971). Hệ tầng có thể tương đương
với phần chính của hệ tầng Barat và một
phần của hệ tầng Arang (Agip, 1980) thuộc
trũng Đông Natuna.
Miocen giữa
Hệ tầng Thông - Mãng cầu (N
1
2
tmc)
Trầm tích của hệ tầng Thông - Mãng
Cầu phân bố rộng khắp bể Nam Côn Sơn.
Mặt cắt hệ tầng có thể chia thành hai phần
chính:
Phần dưới chủ yếu là cát kết thạch anh
hạt mòn đến trung, xi măng carbonat, chứa
glauconit và nhiều hóa thạch sinh vật xen
kẹp những lớp mỏng sét kết và sét vôi.
Phần trên là sự xen kẽ giữa các lớp đá
vôi màu xám sáng, màu trắng sữa đôi khi
màu nâu bò dolomit hóa với các lớp sét -
bột kết, cát kết hạt mòn, xi măng carbonat
màu xám xanh.
Các trầm tích lục nguyên, lục nguyên
chứa vôi phát triển mạnh dần về phía rìa
yếu ở phía Tây, còn ở phần Trung tâm và
327
Chương 10. Bể trầm tích Nam Côn Sơn và tài nguyên dầu khí
phía Đông của bể chủ yếu là biển nông
trong thềm đến giữa thềm (Hình 10.6).
Chiều dày trầm tích của hệ tầng Thông
- Mãng Cầu thay đổi từ vài mét đến vài
chục mét.
Hệ tầng Thông - Mãng Cầu nằm chỉnh
hợp trên hệ tầng Dừa.
Tuổi Miocen giữa được xác đònh dựa
vào Foram đới N9 - N15, tảo carbonat
đới NN5 - NN9 và bào tử phấn hoa phụ
đới Florschuetzia semilobat ở phần dưới
và phụ đới Florschuetzia trilobata ở phần
trên. Hệ tầng có khối lượng tương đương
với một phần hệ tầng Arang và một phần
hệ tầng Terumbu (Agip 1980) ở trũng Đông
Natuna.
Miocen trên
Hệ tầng Nam Côn Sơn (N
1
3
ncs)
Hệ tầng Nam Côn Sơn mang tên của
bể, trầm tích của hệ tầng phân bố rộng rãi
với tướng đá thay đổi mạnh các khu vực
khác nhau. Ở rìa phía Bắc và Tây - Tây
Nam trầm tích chủ yếu là lục nguyên gồm
sét kết, sét vôi màu xám lục đến xám xanh,
trong bể Nam Côn Sơn mà trong toàn khu
vực Biển Đông liên quan đến đợt biển tiến
Pliocen.
Trầm tích Pliocen gồm cát kết màu
xám, vàng nhạt và bột kết xen lẫn với sét
kết nhiều vôi chứa nhiều glauconit và rất
nhiều hóa thạch trùng lỗ, gắn kết yếu hoặc
bở rời.
Tuổi Pliocen được xác đònh dựa vào
Foram đới N19 - N21, tảo carbonat đới
NN12 - NN18 và bào tử phấn hoa đới
Dacrydium, hệ tầng tương đương với tầng
Muda của Agip (1980).
Trầm tích Đệ Tứ bao gồm cát gắn kết
yếu, xen kẽ với sét và bùn chứa nhiều di
tích sinh vật biển. Tuổi Đệ Tứ được xác
đònh dựa vào Foram đới N22-N23, tảo
carbonat NN19 - NN21 và bào tử phấn hoa
đới Phyllocladus.
Sự hình thành trầm tích của hệ tầng
Biển Đông liên quan tới giai đoạn biển tiến
Pliocen, trong môi trường biển nông ven
bờ, biển nông đến biển sâu.
Hệ tầng Biển Đông có bề dày trầm tích
thay đổi rất lớn từ vài trăm mét đến vài
nghìn mét, nằm bất chỉnh hợp trên hệ tầng
328
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
Nam Côn Sơn.
5. Các tích tụ hydrocarbon
4.600m (GK 05-1B-TL-2X), là chiều sâu
lớn nhất phát hiện dầu khí trên thềm lục
đòa Việt Nam hiện nay. Các phát hiện dầu
khí trong thời gian qua chủ yếu là khí và
khí condensat. Đặc điểm các loại dầu và
khí thiên nhiên được phát hiện ở bể Nam
Côn Sơn cụ thể như sau:
Dầu và condensat ở bể Nam Côn Sơn
có mật độ thay đổi từ nặng, trung bình đến
nhẹ. Dầu nặng có tỷ trọng 21
0
- 22
0
API,
trung bình 32
0
- 33
0
API và nhẹ 40
0
- 45
0
API.
Thành phần của dầu có thể nêu tóm tắt ở
bảng 10.1.
Thành phần khí cũng thay đổi mạnh ở
các mỏ khác nhau, được trình bày ở bảng
10.2.
Thông số
Dầu thô
chất hữu cơ,
• Dạng kerogen,
• Quá trình trưởng thành vật chất hữu cơ,
Đặc điểm hydrocarbon.
a. Tiềm năng hữu cơ
Trầm tích Oligocen
Trầm tích Oligocen chủ yếu là cát kết,
bột kết và than, mới chỉ được mở ra ở một
số giếng khoan trong các lô: 05, 06, 12, 20,
21 và 22. Do quá trình trầm tích lắng đọng
và bảo tồn vật chất hữu cơ trong từng khu
vực khác nhau nên tiềm năng hữu cơ cũng
khác nhau. Có thể có những nhận xét riêng
cho từng lô qua các thông số đòa hoá đặc
trưng cho từng vấn đề cần giải quyết.
Trầm tích Oligocen có khả năng sinh
được mở ra ở các giếng khoan DH-1X và
DH-3X đặc trưng bởi các tập sét kết, bột
kết có hàm lượng TOC biến thiên từ 0,44
- 1,35%wt. Như vậy, đá mẹ thuộc loại từ
trung bình đến tốt. Xen kẹp với các tập sét
kết, bột kết là các tập than, sét than cũng có
khả năng sinh hydrocarbon tốt. Tại giếng
khoan DH-1X ở độ sâu 2.900 - 2.960m than
chiếm 15% trong mẫu có TOC: 65,18%wt;
S2: 166,12mg/g, giếng khoan DH-3X ở
độ sâu 3.750m có TOC: 58,27%wt; S2:
154,48mg/g. Tại GK 05-1B-TL-2X ở độ
Thành phần (Mol%) Lan Tây – Lan Đỏ (lô 06) Rồng Đôi – Rồng Đôi Tây (lô 11-2)
Carbon Dioxid 1,17 1,61
Hình 10.7. Sự biến đổi các thông số đòa hoá giếng khoan 05.1B-TL-2X
Hình 10.8. Sự biến đổi các thông số đòa hoá giếng khoan 06A-1X
331
Chương 10. Bể trầm tích Nam Côn Sơn và tài nguyên dầu khí
đa số (60% mẫu), phần còn lại (40% mẫu)
có hàm lượng TOC và S2 (của các tập
than) rất cao: TOC: 78,3%wt; S2>9mg/g.
Chứng tỏ các tập sét than có khả năng sinh
hydrocarbon tốt (Hình 10.8).
Số lượng mẫu phân tích trong các giếng
khoan (12C-1X, 12B-1X, DUA-1X, 12A-
1X) tương đối nhiều, nhưng hàm lượng
TOC và S2 thoả mãn điều kiện đá mẹ sinh
dầu tốt chỉ gặp ở các giếng khoan DUA-1X
(3900-4000m) và 12B-1X (3700-3800m).
Ở lô 20 trầm tích Oligocen có mặt từ độ
sâu 2837-3637m (GK 20-PH-1X) với hàm
lượng TOC: 0,16-2,9%wt, S2: 1,8mg/g và
HI: 140mgHC/gTOC không đủ cho các chỉ
tiêu của một tầng sinh hydrocarbon
. Đá mẹ
ở đây có khả năng sinh khí thuộc loại trung
bình đến tốt. Cũng như lô 20, ở lô 21 và
lô 22 mới chỉ khoan 2 giếng khoan: 21-S-
1X và 22-TT-1X, cho thấy hàm lượng TOC
trung bình 1,46%wt, S2: 1,78mg/g và HI:
95mgHC/gTOC.
Các lô còn lại trong khu vực nghiên
cứu chưa có tài liệu giếng khoan, cũng như
mẫu phân tích, chỉ đánh giá tiềm năng sinh
khoan 12C -1X có hàm lượng TOC đạt tới
0,84%wt và S2 đạt 18,55mg/g ở độ sâu
2350 - 2510m trong tập sét màu xám thuộc
loại đá mẹ trung bình và tốt.
b. Môi trường lắng đọng và phân huỷ
vật chất hữu cơ
Căn cứ vào các tỷ số Pr/nC17 và Ph/
nC18, cũng như mối tương quan giữa các tỷ
số đó cho thấy vật chất hữu cơ trong các mẫu
trầm tích Miocen dưới được lắng đọng chủ
yếu trong môi trường đầm lầy và hỗn hợp
(ở các lô 03, 05, 06 và 12). Quá trình phân
huỷ vật chất hữu cơ xảy ra chủ yếu trong
điều kiện oxy hoá và oxy hoá khử (Hình
10.9). Các mẫu của trầm tích Oligocen bắt
gặp ở các giếng khoan tuy còn rất ít, chủ
yếu tập trung ở các lô: 05, 11, 12, 20 và 22,
nhưng lại thể hiện môi trường lắng đọng là
đầm lầy, lục đòa và hỗn hợp (Hình 10.10).
Ở lô 12 môi trường lắng đọng vật chất hữu
cơ thể hiện ưu thế lục đòa (ở giếng khoan
12C-1X có Pr/nC17 > 2 và Ph/nC18 > 0,4;
giếng khoan 12A-1X có Pr/nC17 > 1,5 và
332
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
Ph/nC18 > 0,4). Môi trường phân huỷ vật
chất hữu cơ của đá mẹ Oligocen mang tính
khử cao hơn trong đá mẹ Miocen dưới.
c. Dạng Kerogen
Mối quan hệ giữa hai chỉ số HI và Tmax
Hình 10.11. Dạng vật chất hữu cơ và sự tiến hoá
nhiệt trên biểu đồ quan hệ HI/Tmax
Hình 10.12. Biểu đồ lòch sử chôn vùi trầm tích theo
tài liệu GK TL-1X và TL-2X
Hình 10.13. Mặt cắt mức độ trưởng thành vật chất hữu cơ qua các GK theo hướng Đông-Tây
335
Chương 10. Bể trầm tích Nam Côn Sơn và tài nguyên dầu khí
bố trong vùng rất khác nhau. Nếu lấy các
lô 10, 11 và 12 để chia bể Nam Côn Sơn
thành 2 khu vực phía Đông và Tây, thì thấy
rõ quá trình trưởng thành của vật chất hữu
cơ ở hai khu vực là khác nhau. Dựa vào độ
phản xạ vitrinit, ta phân ra các giai đoạn
thành tạo hydrocarbon như bảng 10.3.
Sự thay đổi gradient nhiệt độ trong các
giếng khoan ở bể Nam Côn Sơn có xu thế
tăng dần theo hướng từ khu vực Tây Nam
lên Đông Bắc, gradient đòa nhiệt khá cao ở
các lô 04 và 05 (Hình 10.18).
Phía Tây bể trầm tích
Trong phần diện tích này trầm tích
Miocen sớm chưa trưởng thành (ở diện tích
các lô 19, 20, 21, 22, 28 và 29 xem Hình
10.17). Còn trầm tích Oligocen đã trải
qua quá trình chuyển hoá vật chất hữu cơ,
ngưỡng bắt đầu tạo dầu sớm nhất cách đây
3 triệu năm ở độ sâu khoảng 3.000m (lô
28), pha tạo dầu mạnh nhất trong phạm vi
các lô 19, 20, 21 ở độ sâu khoảng 3.500m
(Hình 10.15, 10.16). Đáy tầng trầm tích
336
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
S-1X giá trò Ro khoảng 0,55 - 1,4%. Điều
đó cho thấy quá trình biến đổi vật chất hữu
cơ ở lô 21 diễn ra mạnh mẽ hơn ở lô 20.
Phía Đông bể trầm tích
Chiều dày trầm tích ở phía Đông của bể
lớn hơn nhiều so với ở phía Tây, vì thế quá
trình biến đổi vật chất hữu cơ diễn ra mạnh
mẽ hơn. Trầm tích Miocen dưới ở phía Đông
đã trải qua các pha tạo sản phẩm. Ngưỡng
bắt đầu tạo dầu sớm nhất xảy ra cách đây
6,3 triệu năm ở độ sâu 3.338m (lô 12). Ở vò
trí các lô 05-3, 05-2, 04-2 và 04-1, trầm tích
có tuổi Miocen sớm sâu hơn, quá trình biến
đổi vật chất hữu cơ diễn ra mạnh hơn. Pha
tạo dầu mạnh nhất ở Trung tâm các lô vừa
nêu có lẽ đã kết thúc, chuyển sang pha tạo
Hình 10.15. Sơ đồ trưởng thành của VCHC đáy tầng Oligocen bể Nam Côn Sơn
Copyright: Tài liệu đại học ©