ĐẠI HỌC QUỐC GIA HÀ NỘI
TRƯỜNG ĐẠI HỌC KHOA HỌC TỰ NHIÊN
------------***------------

LÊ HOÀI NGA

ĐẶC ĐIỂM ĐỊA HÓA VÀ THẠCH HỌC HỮU CƠ CỦA
THAN VÀ SÉT THAN TRONG TRẦM TÍCH MIOCEN
KHU VỰC PHÍA BẮC BỂ SÔNG HỒNG

LUẬN ÁN TIẾN SĨ ĐỊA CHẤT

HÀ NỘI - 2015


ĐẠI HỌC QUỐC GIA HÀ NỘI
TRƯỜNG ĐẠI HỌC KHOA HỌC TỰ NHIÊN
------------***------------

LÊ HOÀI NGA

ĐẶC ĐIỂM ĐỊA HÓA VÀ THẠCH HỌC HỮU CƠ CỦA
THAN VÀ SÉT THAN TRONG TRẦM TÍCH MIOCEN
KHU VỰC PHÍA BẮC BỂ SÔNG HỒNG
Chuyên ngành:

Khoáng vật học và Địa hóa học

Mã số:

62 44 02 05

Tự nhiên, Đại học Quốc gia Hà Nội dưới sự hướng dẫn khoa học của Giáo sư,
Tiến sĩ, Nhà giáo Nhân dân Trần Nghi - Trường Đại học Khoa học Tự nhiên
và Tiến sĩ Trần Đăng Hùng - Tổng Công ty Thăm dò Khai thác. Với lòng kính
trọng và biết ơn, nghiên cứu sinh xin gửi lời cảm ơn chân thành tới sự hướng
dẫn tận tình của các thầy hướng dẫn.
Nghiên cứu sinh xin chân thành cảm ơn sự giúp đỡ, tạo điều kiện và
động viên của tập thể lãnh đạo Viện Dầu khí Việt Nam, Trung tâm Nghiên
cứu Tìm kiếm Thăm dò và Khai thác dầu khí, các cán bộ phòng Địa hóa và
đặc biệt cảm ơn sự hỗ trợ nhiệt tình của Ban chủ nhiệm dự án ENRECA, các
cán bộ chuyên gia trong dự án thuộc Cục Địa chất Đan Mạch và Greenland.
Xin chân thành cảm ơn tập thể lãnh đạo - cán bộ Khoa Địa chất, các cán
bộ phòng ban của Trường Đại học Khoa học Tự nhiên đã tạo điều kiện, giúp
đỡ nghiên cứu sinh trong suốt quá trình học tập tại trường.
Xin gửi lời tri ân sâu sắc đến sự ủng hộ, động viên tinh thần lớn lao của
gia đình, bạn bè đã dành cho nghiên cứu sinh trong suốt quá trình học tập, làm
việc và hoàn thành luận án này.


MỤC LỤC
DANH MỤC BẢNG .............................................................................................. 4
DANH MỤC HÌNH VẼ ......................................................................................... 5
CHƢƠNG 1. ĐỊA CHẤT KHU VỰC NGHIÊN CỨU ....................................... 19
1.1. VỊ TRÍ VÙNG NGHIÊN CỨU ................................................................. 19
1.2. ĐẶC ĐIỂM ĐỊA TẦNG TRẦM TÍCH..................................................... 21
1.3. LỊCH SỬ PHÁT TRIỂN ĐỊA CHẤT........................................................ 32
CHƢƠNG 2. CƠ SỞ LÝ THUYẾT VÀ PHƢƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU ...... 35
2.1. CƠ SỞ LÝ THUYẾT ................................................................................ 35
2.1.1. Môi trƣờng thành tạo than bùn ............................................................ 37
2.1.2. Quá trình biến đổi của VCHC trong trầm tích – quá trình than hóa ... 42
2.1.3. Thành phần vật chất hữu cơ trong than – loại kerogen ....................... 45

ĐẾN LUẬN ÁN ................................................................................................. 123
TÀI LIỆU THAM KHẢO .................................................................................. 124
PHỤ LỤC ........................................................................................................... 134
BẢN ẢNH .......................................................................................................... 140

2


DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CÁC CHỮ VIẾT TẮT
GK:

Giếng khoan

GC:

Sắc ký khí

GCMS:

Khối phổ ký

HC:

Hydrocacbon hay dầu, khí

HI:

Chỉ số hydrogen

LC:


TOC,%:

Tổng hàm lƣợng cacbon hữu cơ tính bằng phần trăm trong đá

Tmax:

Nhiệt độ cực đại tại đỉnh pick S2 trong phép phân tích Rock Eval

VCHC:

Vật chất hữu cơ

3


DANH MỤC BẢNG
Bảng 2. 1. Phân loại kerogen theo nguồn gốc và dạng maceral ..................... 52
Bảng 2. 2. Các hệ thống phân loại maceral thông dụng hiện nay................... 56
Bảng 2. 3. Hệ thống phân loại maceral đƣợc sử dụng trong luận án .............. 57
Bảng 2. 4. Phân loại đá mẹ theo chỉ tiêu phân tích nhiệt phân RE ................. 66
Bảng 2. 5. Tổng hợp các chỉ tiêu phân loại kerogen [55] có chỉnh sửa.......... 67
Bảng 2. 6. Ngƣỡng trƣởng thành của đá mẹ theo Ro và Tmax ...................... 67
Bảng 2. 7. Phân loại đá mẹ theo hàm lƣợng bitum [52] ................................. 68
Bảng 3. 1. Thành phần maceral trong than, sét than và sét Miocen dƣới GK
102-CQ-1X ...................................................................................................... 72
Bảng 3. 2. Thành phần maceral trong mẫu than Miocen giữa ........................ 87
Bảng 3. 3. Thành phần maceral trong mẫu than Miocen trên GK 01-KT-TB08 lô MVHN-01KT khu vực MVHN ............................................................. 93
Bảng 4. 1. Kết quả phân tích RE mẫu sét, sét than và than khu vực
nghiên cứu .................................................................................................... 101



Hình 3. 5. Funginit (Fu) và Sporinit (Sp) phân bố trên nền Collodetrinit (Cd)
trong mẫu than Miocen dƣới GK 102-CQ-1X độ sâu 2660-2670m (ánh sáng
trắng phản xạ, x50 trong dầu nhúng) .............................................................. 74
Hình 3. 6. Collotelinit (Ct) trong mẫu than Miocen dƣới tại GK 102-CQ-1X
độ sâu 2590-2600m (ánh sáng trắng phản xạ, x50 trong dầu nhúng) ............. 75
Hình 3. 7. Collotelinit (Ct) trong mẫu than Miocen dƣới GK 102-CQ-1X độ
sâu 2660-2670 (ánh sáng trắng phản xạ, x50 trong dầu nhúng) ..................... 75
Hình 3. 8. Corpogelinit (Cg) phân bố chặt xít trong mẫu than Miocen dƣới
GK 102-CQ-1X độ sâu 2580-2590m (ánh sáng trắng phản xạ, x50 trong
dầu nhúng) ....................................................................................................... 75
Hình 3. 9. Telinit (T) thể hiện rõ cấu trúc mô gỗ của thực vật trong mẫu than
Miocen dƣới GK 102-CQ-1X độ sâu 3000-3010m (ánh sáng trắng phản xạ,
x50 trong dầu nhúng) ...................................................................................... 75
Hình 3. 10. Resinit (Re) và Vitrinit phân bố trên nền khoáng vật trong mẫu sét
than 102-CQ-1X độ sâu 2150-2160m (ảnh chụp dƣới ánh sáng phản xạ trắng
–bên trái- và ánh sáng huỳnh quang- bên phải; x50 trong dầu nhúng)........... 77
Hình 3. 11. Alginit trên nền vật chất hữu cơ vô định hình có khả năng phát
quang trong mẫu sét GK 102-CQ-1X độ sâu 2240-2250m (ánh sáng trắng và
ánh sáng huỳnh quang phản xạ, x50 trong dầu nhúng)................................... 77
Hình 3. 12. Sporinit (Sp) phân bố trên nền vitrinit trong mẫu than GK 102CQ-1X độ sâu 2080-2090m (ánh sáng huỳnh quang phản xạ, x50 trong
dầu nhúng) ....................................................................................................... 79
Hình 3. 13. Resinit (Re) phân bố cộng sinh với vitrinit mẫu than GK 102-CQ1X độ sâu 2080-2090m (ánh sáng trắng phản xạ - bên trái- và ánh sáng
huỳnh quang- bên phải, x50 trong dầu nhúng) ............................................... 79
6


TÀI LIỆU THAM KHẢO
TIẾNG VIỆT

10.Vũ Trụ, Lê Hoài Nga và nnk (2010), Đánh giá tiềm năng và khả năng khai
thác khí than CBM tại dải nâng trung tâm MVHN (Phù Cừ - Tiên Hưng –
Kiến Xương – Tiền Hải), Báo cáo tổng kết nhiệm vụ nghiên cứu khoa học
cấp ngành, Viện Dầu khí Việt Nam, Hà Nội.

TIẾNG ANH
11.ASTM (1992), Classification of Coal by Rank, in ASTM D 388-92a,
American Society for Testing and Materials, Philadelphia, PA, USA.
12.ASTM (2005), Standard Test Method for Microscopical Determination of
the Vitrinit Reflectance of Coal in D2798-09a, American Society for
Testing and Materials, Philadelphia, USA.
13.ASTM (2005), Standard Test Method for Microscopical Determination of
the Maceral Composition of Coal, in D2799-05a, American Society for
Testing and Materials, Philadelphia, USA.
14.Bray E.E. and Evans E.D. (1961), ―Distribution of n-paraffins as a clue to
recognition of source beds‖. Geochim. Cosmochim Acta, 22(1), pp. 2-15.
15.Brooks J.D., Gould K., and Smith J.W. (1969), ―Isoprenoid hydrocarbons in
coal and petroleum‖. Nature, 222(1), pp. 257- 259.
16.Calder J.H. (1993), ―The evolution of a ground-water-influenced
(Westphalian B) peat-forming ecosystem in a piedmont setting: The No.3
seam,Springhill coalifield, Cumberland Basin, Nova Scotia, In: Cobb, J.C.
& Cecil, C.B. (Eds.), Modern and ancient coal- forimng environment‖,
Geology Society of America special paper, 286(1), pp. 153-180.

125


17.Calder J.H., Gibling M.R., and Mukhopadhyay P.K. (1991), ―Peat
formation in a Westphalian B piedmont setting, Cumberland Basin, Nova
Scotia: Implications for the maceral based interpretaion of rheotrophic and

basin, Block 102, Offshore VietNam, Idemitsu Hai Phong Exploration Co.,
VietNam.
28.Geochem (1995), A Geochemical Evaluation of the 102-HD-1X well, Red
River Basin, Block 102, offshore VietNam, Idemisu Hai Phong, Hai Phong.
29.Horsfield, B., Yordy K., and Crelling J. (1988), ―Determining the
petroleum-generating potential of coal using organic geochemistry and
organic petrology‖, Organic Geochemistry, 13(1-3), pp. 121-129.
30.Huang W.Y., Meinschein W.G. (1979), ―Sterols as ecological indicators‖,
Geochim. Cosmochim, 43(1), pp. 79-745.
31.Hunt J.M. (1980), Petroleum Geochemistry and Geology, ed. 2nd., W. H.
Freeman and Company, New York.
32.Hunt J.W. (1988), ―Sedimentation rates and coal formation in the Permian
basins of eastern Australia‖, Australian Journal of Earth Sciences: An
International Geoscience Journal of the Geological Society of Australia,
35(2), pp. 259-274.
33.Indiana Geological Survey,

Indiana Coal: Macerals. Available from:

http://igs.indiana.edu/Coal/Macerals.cfm.
34.ICCP (1963), International hand-book of coal petrography, CNRS, Paris.
35.ICCP (1971), International handbook of coal petrography, CNRS, Paris.
36.ICCP (1975), International hand-book of coal petrography, CNRS, Paris.
37.ICCP (1993), International hand-book of coal petrography, University of
Newcastle on Tyne, England.
127


38.ICCP (1998), ―The new vitrinit classification (ICCP System 1994)‖, Fuel,
77(5), pp. 349-358.

49.Moore P.D. (1989), ―Ecological and hydrological aspect of peat forming
process- a review‖,

in Peat and coal: Origin, facies, and depositional

models, Internation Journal of Coals Geology, 12(1), pp. 89-104.
50.Murray A.P., et al. (1997) ―Oleanans in oils and sediments: Evidence of
marine influence during early diagenesis?‖, Geochimica et Cosmochimica
Acta – Elsevier, 61(1), pp. 1261-1276.
51.Nielsen L.H., et al. (1999), ―Modelling of hydrocarbon generation in the
Cenozoic Song Hong Basin, Vietnam: a highly prospective basin‖, Journal
of Asian Earth Sciences, 17(1–2), p. 269-294.
52.Ower J. (1990), Element of Geochemistry, ed. Robertson, Gwynedd, U.K.
53.Pepper A.S., Corvi P.J. (1995) ―Simple kinetic models of petroleum
formation. Part I: oil and gas generation from kerogen‖, Marine and
Petroleum Geology, 12(3), pp. 291-319.
54.Peters K.E. (1986), ―Guidelines for evaluating petroleum source rock using
programmed analysis‖, The American Association of Petroleum Geologists
Bulletin, 70 (1), pp. 318–329.
55.Peters K.E. and Cassa M.R. (1994), Applied source rock geochemistry - The
Petroleum System- From Source to Trap, editors: L.B. Magoon, Dow,W.G.,
American Association of Petroleum Geologists, USA.
56.Peters K.E. et al. (2000), ―A New Geochemical-Sequence Stratigraphic
Model for the Mahakam Delta and Makassar Slope, Kalimantan,
Indonesia‖, AAPG Bulletin, 84(1), pp.12-24.

129


57.Peters, K.E. and Moldowan J.M. (1993), The Biomarkers guide:

65.Peterson H.I., et al. (1998), Organic Petrography and Geochemistry of
three samples from DongHo, Vietnam, EPF-97 project: Description of the
Petroleum system(s) of the Song Hong Basin, GEUS, Danmark.
66.Peterson H.I., et al. (2005), ―Source-rock properties of lacustrine mudstone
and coals (Oligocen DongHo Formation) onshore Song Hong Basin,
Northern Vietnam‖, International Journal of Coals Geology, 28(1), pp. 1933.
67.Petronas (2007), 102-TB-1X Final well report, Petronas, VietNam.
68.Potter J. (1998), A petrographic Atlas of Coal Macerals and Dispersed
Organic Matter, Canmet Energy Technology Centre: Canadian Society for
Coal Science and Organic Petrology, Geological Survery of Canada ,
Calgary- Canada.
69.Powell, T.G. and McKirdy D.M. (1973), ―Relationship between ratio of
pristan to phytan, crude oil composition and geological environment in
Australia‖, Natural Physical Science, 243(1), p. 37-39.
70.Schopf J.M. (1956), ―A definition of coal‖, Economic Geology, 51(1), pp.
521-527.
71.Seifert W.K., Moldowan J.M. (1987), ―Applications of sterans, terpans, and
monoaromatics to the maturat ion, migrationand source oils‖, Geochimica
et Cosmochimica Acta, 42(1), pp. 77-92.
72.Senftle J.T. and Charles R.L. (1991), ―Vitrinit Reflectance as a Tool to
Assess Thermal Maturity, Chapter 12: Geochemical methods and
exploration‖, AAPG Special Volume, 1(1), pp. 39-77.
73.Stach E. (1935), Textbook of Coal Petrology, Gerbuder Borntraeger Printer,
Berlin- Gemany.
74.Stach E. (1982), Stach's Textbook of Coal Petrology, ed. 1st. edition,
Gerbuder Borntraeger Printer, Berlin- Gemany.

131



85.Tissot B.P. and Welte D.H. (1978), Petroleum formation and occurence,
New York, Springer-Verlag Press, USA.
86.Total (1990a), Vietnam-Gulf of TonKin sedimentological, petrographic,
stratigraphic and geochemical study of exploration well 103-TG-1X, Total,
Ha Noi.
87.Total (1990b), Vietnam-Gulf of TonKin sedimentological, petrographic,
stratigraphic and geochemical study of exploration well 103-TH-1X, Total,
Ha Noi.
88.Van Krevelen, D.W. (1950), ―Graphical-statistical method for the study of
structure and reaction processes of coal‖, Fuel, 29(1), pp. 269-284.
89.Waples D.W. (1985), Geochemistry in petroleum exploration, International
Human Resources Development Corporation, Boston.
90.Wilkins R.W.T. and S.C. George (2002), ―Coal as a source rock for oil: a
review‖, International Journal of Coal Geology, 50(1–4), pp. 317-361.
91.Xiao X., Lui D., Fu J., Jin K., (1993), ―Simulation of hydrocarbon
generation from single macerals‖, Organic Geochemistry, Poster Sessions
from the 16th International Meeting on Organic Geochemistry, pp. 153-156.

133