Tài liệu He thong dk

MỞ ĐẦU Bể trầm tích dầu khí Nam Côn Sơn có diện tích khoảng 100.000 km2 với chiều dày trầm tích Đệ Tam, nơi sâu nhất, lên tới 11.000m- 12.000m. Công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí ở bể trầm tích Nam Côn Sơn đã chứng minh sự tồn tại của hệ thống dầu khí như sự tồn tại các tập sét than, sét bột tuổi Oligocen thành tạo trong môi trường lục địa, Kerogen loại II/III có khả năng sinh khí và dầu, tập sét bột tuổi Miocen sớm thành tạo trong môi trường biển, Kerogen loại III có khả năng sinh khí. Đá chứa gồm granit, granodiorit tuổi Mesozoi, cát kết tuổi Oligocen, Miocen, Pliocen sớm và carbonat tuổi Miocen giữa, muộn. Các lớp chứa lục nguyên đa số mỏng (10 -20 mét), độ rỗng và độ thấm giảm nhanh theo chiều sâu. Tầng chắn địa phương là các tập trầm tích hạt mịn nằm xen kẽ trong các phức hệ trầm tích có tuổi khác nhau, tầng chắn khu vực có chất lượng tốt là các tập sét dày, trải rộng có tuổi Pliocen. Tuy nhiên việc các đứt gãy xuất hiện do chuyển động kiến tạo xẩy ra theo nhiều pha khác nhau, nhưng mạnh nhất vào cuối Oligocen và cuối Miocen giữa. Biên độ đứt gãy lên tới hàng ngàn mét và chiều dài lên đến hàng trăm kilomet là những yếu tố không thuận lợi cho việc tích tụ và bảo tồn các tích tụ dầu khí. Bẫy chứa rất đa dạng bao gồm các khối đứt gãy, nếp lồi hình hoa, dạng cấu tạo, thạch học, địa tầng, khối carbonat …có thời gian thành tạo khác nhau.Với các tiêu chí khá thuận lợi cho việc sing thành, bảo tồn các tích tụ dầu khí nêu trên cùng với việc tiến hành khai thác công nghiệp các mỏ Đại Hùng, Lan Tây, Lan Đỏ, Mộc tinh, Hải Thạch… cho phép đánh giá bể Nam Côn Sơn có triển vọng và có tiềm năng dầu khí lớn đứng thứ 2 của Việt Nam sau bể Cửu Long và chứa khí nhiều hơn dầu. 1 NỘI DUNG CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN KHU VỰC NGHIÊN CỨU 1.1. Vị trí địa lý Hình 1. Vị trí bể Nam Côn Sơn Bể Nam Côn Sơn có diện tích gần 100.000km 2, nằm trong khoảng giữa 6o00' đến 9o45' vĩ độ Bắc và 106o00' đến 109o00' kinh độ Đông. Phía Bắc của bể được giới hạn bởi 2 đới trượt Tuy Hòa, phía Tây của bể là đới nâng Côn Sơn, phía Nam là đới nâng Natuna, còn phía Đông là khu vực Tư Chính-Vũng Mây (Hình 1.1). Độ sâu nước biển trong phạm vi của bể thay đổi rất lớn, từ vài chục mét ở phía Tây đến hơn 1000m ở phía Đông (Hình 1.2). Hình 2. Bản đồ độ sâu mực nước biển 1.2. Điều kiện hải văn Vùng biển Nam Côn Sơn chịu ảnh hưởng của chế độ dòng chảy mà hướng và tốc độ của chúng phụ thuộc vào hai hệ gió mùa chính. Vào mùa đông (từ tháng 11 năm trước đến tháng 3 năm sau) dưới tác động của gió mùa Đông Bắc, các khối nước từ hải lưu xích đạo Bắc đi vào Biển Đông hợp với dòng chảy gió mùa thành hệ dòng chảy chính về phía Tây Nam tới sát bờ biển Trung Bộ và Nam Bộ. Cường độ dòng chảy cực đại là 6070cm/s. Vào mùa hè (từ tháng 5 đến tháng 10) hệ gió mùa Tây Nam làm dòng chảy đổi hướng. 3 1.3. Đặc điểm địa hình đáy biển Dựa theo các số liệu đo và thu thập nhiều năm, các nhà hải dương học của Nga, Đức đã thành lập bản đồ độ sâu đáy biển và số hóa theo phần mềm Cmap 93. Đây là bản đồ độ sâu đáy biển toàn thế giới cho phép đọc các bản đồ ở các tỷ lệ nhỏ đến lớn theo tọa độ WGS 84. Các điểm độ sâu này ở vùng nghiên cứu khá phong phú. Các Hải đồ của Bộ Tư Lênh Hải quân Việt Nam biên tập ở những tỷ lệ khác nhau (1: 200.000; 1: 1.000.000) theo hệ tọa độ Mecator, xuất bản vào những năm 1988 - 1989. Trên các hải đồ đã thể hiện hàng loạt các điểm độ sâu đáy biển. Liên đoàn Địa chất Biển trong những năm 90 của thế kỷ trước đã tiến hành thành lập bản đồ địa hình độ sâu đáy biển từ 0 đến 30m nước. Tất cả các số liệu đó đã được thu thập và xác định được trên 8000 điểm độ sâu đáy biển trong phạm vi tọa độ 106o kinh độ Đông đến 109o30’ kinh độ Đông và 6o vĩ Bắc đến 10o vĩ độ Bắc và vẽ được bản đồ đẳng sâu đáy biển trong khu vực nghiên cứu. Như vậy, phạm vi bản đồ bao gồm một phần đới nâng Nam Côn Sơn ở phía Tây Bắc và toàn bộ bồn trũng Nam Côn Sơn ở phía Đông. Trên bản đồ chúng ta thấy rằng độ sâu đáy biển ở khu vực được bắt đầu từ -5m đến -1500m và tăng dần từ tăng dần từ Tây sang Đông (Hình 1.2). 4 CHƯƠNG 2 ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT 2.1. Địa tầng Bể Nam Côn Sơn là một bể trầm tích lớn độ sâu đáy biển thay đổi mạnh từ Tây sang Đông, bề dày trầm tích lớn. Kết quả minh giải tài liệu địa chấn và liên kết với tài liệu địa vật lý giếng khoan đã cho phép xác lập 5 mặt ranh giới phản xạ bao gồm: nóc Móng, nóc Oligocen, nóc Miocen hạ, nóc Miocen trung và nóc Miocen thượng (Hình 2.1). Hình 3. Các ranh giới địa chấn chính ở bể Nam Côn Sơn Nóc móng: được liên kết tin cậy ở vùng phía Tây của bể Nam Côn Sơn khi móng nằm ở độ sâu nông, khoảng 2500-3000m. Ở khu vực phía Đông Bắc bể khu vực lô 04-1, 5 04-2 và 04-3 nóc móng được liên kết tương đối tin cậy ở đới nâng Sông Đồng Nai. Nóc móng tương đương với ranh giới tập địa chấn màu đỏ, được đặc trưng bởi những phản xạ biên độ trung bình, liên tục, không ổn định, tần số thấp đến trung bình. Phần trên với đặc trưng gá đáy, cắt cụt của các tập trầm tích. Ở phần trung tâm bể, chiều dày trầm tích lớn, đồng thời khu vực có dị thường áp suất cao thì không thấy rõ phản xạ từ nóc móng hoặc phản xạ từ nóc móng rất yếu, vì vậy nên việc liên kết nóc móng là không tin cậy. Nóc Oligocen: được liên kết vào ranh giới bất chỉnh hợp góc tới chỉnh hợp. Trên mặt cắt địa chấn, nóc Oligocen tương ứng với nóc tầng phản xạ màu tím. Ở vùng trung tâm bể khi ranh giới nóc Oligocen nằm sâu và ở các vùng có phát triển đá vôi tuổi Miocen ranh giới địa chấn này đã được liên kết với độ tin cậy thay đổi từ thấp đến rất thấp. Đặc biệt vùng phía đông của diện tích nghiên cứu nơi không có giếng khoan thì việc liên kết trên khoảng cách xa từ vùng có giếng khoan cộng với đặc điểm phân bố của tập trầm tích Oligocen trong các địa hào và bán địa hào làm cho độ tin cậy của ranh giới địa chấn này được đánh giá là từ thấp tới khá thấp. Nóc Miocen dưới: được liên kết với độ tin cậy cao hơn ranh giới nóc Oligocen cho toàn khu vực nghiên cứu. Trên mặt cắt địa chấn nóc tầng Miocen dưới được ký hiệu màu xanh lục. Tập địa chấn này mở rộng hơn nhiều so với tập Oligocen. Tập địa chấn tương ứng với trầm tích Miocen dưới có dạng phản xạ song song đến tỏa tia, biên độ trung bình đến mạnh, tần số cao hơn. Không chỉ giới hạn ở bể Nam Côn Sơn mà tập trầm tích này còn mở rộng tới cả bể cửu Long. Tương ứng với nó là hệ tầng Dừa với đặc trưng là sự xen kẽ các tập cát kết, sét kết có tướng thay đổi từ đới ven bờ tới biển nông. Đây là tầng chứa quan trọng của bể đồng thời có thể là tầng chắn và thậm chí là sinh dầu khí. Tập địa chấn Miocen dưới có thể chia ra làm 3 phụ tập: - Phụ tập dưới có đặc trưng địa chấn chủ yếu lấp đầy các địa hình cổ thấp của thời kỳ cuối Oligocen. Đây là tập trầm tích thô là tầng chứa trung bình đến tốt. - Phụ tập giữa được đặc trưng bởi biên độ phản xạ thay đổi mạnh. Tập này có tướng trầm tích thay đổi nhanh. 6 - Phụ tập trên là tập địa chấn có dạng phản xạ song song đến tỏa tia. Tập này có diện phân bố mở rộng tương ứng với thời kỳ biển tiến vào cuối Miocen sớm. Tập này được lắng đọng trong môi trường biển sâu hơn so với hai tập dưới. Nóc Miocen giữa: được xác định là ranh giới bất chỉnh hợp có tuổi cuối Miocen giữa, được giới hạn dưới bởi nóc Miocen dưới và giới hạn trên bởi nóc Miocen giữa. Nóc của tập địa chấn này được ký hiệu là màu xanh. Ở những vùng có phát triển đá vôi tuổi Miocen giữa, ranh giới này có xu thế đã được liên kết vào nóc đá vôi. Đây là tập có diện phân bố rộng hơn tập địa chấn Miocen dưới. Tập này cũng mở rộng sang cả bể Cửu Long. Tập Miocen giữa tương ứng với trầm tích của hệ tầng Thông- Mãng Cầu. Đặc trưng địa chấn của tập này là biên độ phản xạ mạnh đến trung bình, liên tục tốt, tần số cao, dạng phản xạ song song hay tỏa tia. Tập địa chấn này có thể chia làm hai phụ tập: - Phụ tập dưới lấp đầy các trung tâm sụt lún vào thời kỳ Miocen giữa. Với đặc trưng biên độ phản xạ thấp đến trung bình, dạng phản xạ song song tới tỏa tia. Tướng trầm tích thay đổi từ ven bờ đến châu thổ. - Phụ tập trên tướng ứng với hệ tầng Mãng Cầu. Nhiều chỗ ranh giới giữa phụ tập dưới và phụ tập trên (giữa Thông Và Mãng Cầu) rất khó xác định. Tập trên chủ yếu là bột xen với các lớp cát mỏng và đá vôi. Miocen trên: Theo tài liệu các giếng khoan bể Nam Côn Sơn đây là nóc của một tập sét dày, nóc Miocen trên có biên độ phản xạ trung bình, đôi chỗ tương đối yếu, độ liên tục từ trung bình đến khá. Đặc trưng phản xạ trong Miocen trên có biên độ phản xạ yếu, hỗn độn, tần số cao. Tập này được xác định là một tập sét mịn. Tập Miocen trên được lắng đọng trong môi trường biển nông giữa thềm đến biển sâu. Nóc của tập địa chấn này được kí hiệu bằng màu xanh da trời. 2.2. Kiến tạo 2.2.1. Các bề mặt bất chỉnh hợp Tại bể Nam Côn Sơn tồn tại những bề mặt bất chỉnh hợp lớn phản ánh sự gián đoạn hay thay đổi chế độ địa động lực trên toàn bộ khu vực rộng lớn. 7 - Bề mặt bất chỉnh hợp giữa thành tạo trầm tích Kainozoi và đá móng trước Kainozoi. Đây là một mặt bất chỉnh hợp lớn cho toàn bộ bể, là sự minh chứng cho giai đoạn gián đoạn bóc mòn mạnh mẽ từ Paleocen - Eocen sớm. Các trầm tích có tuổi Eocen muộn - Oligocen, Miocen phủ trực tiếp lên đá móng (Hình 4; Hình 5). Hình 4. Mặt cắt địa chất thể hiện các bề mặt bất chỉnh hợp và sự thay đổi diện phân bố và bề dày của các tổ hợp thạch kiến tạo theo tuyến B-B’ 8 Hình 5. Mặt cắt địa chất thể hiện các bề mặt bất chỉnh hợp và sự thay đổi diện phân bố và bề dày của các tổ hợp thạch kiến tạo theo tuyến III-III’ - Bề mặt bất chỉnh hợp giữa thành tạo trầm tích có tuổi Oligocen và Miocen sớm, mặt bất chỉnh hợp này phản ánh sự thay đổi chế độ địa động lực từ tách giãn sang nén ép vào cuối Oligocen (Hình 4; Hình 5). - Bề mặt bất chỉnh hợp giữa thành tạo trầm tích có tuổi Miocen giữa và Miocen muộn. Mặt bất chỉnh hợp này phản ánh sự thay đổi chế độ địa động lực từ sụt lún nhiệt sang chế độ nén ép vào cuối Miocen giữa (Hình 4; Hình 5). 2.2.2. Đặc điểm uốn nếp Đặc điểm uốn nếp được thể hiện trên các tổ hợp thạch kiến tạo khác nhau: - Tổ hợp thạch kiến tạo rìa lục địa thụ động tuổi Miocen muộn - Đệ Tứ không bị uốn nếp, tổ hợp này là một đơn nghiêng đổ về phía Đông Nam - Tổ hợp thạch kiến tạo tách giãn kiểu rift kết hợp với trượt bằng và kết thúc sụt lún do nhiệt Miocen sớm -Miocen giữa bị uốn nếp cục bộ dọc theo đứt gãy do sự dịch chuyển của khối móng bên dưới vào cuối Miocen giữa. 9 2.2.3. Đặc điểm hệ thống đứt gãy Bể Nam Côn Sơn nằm ở nơi gần như giao thoa giữa hai chế độ kiến tạo. Phía Tây chịu ảnh hưởng của chế độ kiến tạo trượt bằng, phía Đông chịu ảnh hưởng của chế độ kiến tạo trong quá trình tách giãn biển Đông. Điều đó đã làm cho bể có cấu trúc địa chất phức tạp, các hệ thống đứt gãy đa phương. Bể hình thành và bị khống chế bởi các hệ thống đứt gãy chính sau (Hình 6). - Hệ thống đứt gãy theo phương á kinh tuyến - Hệ thống đứt gãy theo phương Đông Bắc - Tây Nam - Hệ thống đứt gãy theo phương Đông –Tây 10 Hình 6. Sơ đồ hệ thống đứt gãy bể Nam Côn Sơn Hệ thống đứt gãy theo phương á kinh tuyến: Hệ thống đứt gãy này phân bố tập trung trên đới phân dị phía Tây, đới nâng Hồng - Natuna. Chúng có chiều dài lớn, biên độ của đứt gãy thay đổi trong khoảng vài trăm mét đến 1000m, một số đứt gãy có biên độ đạt tới 2000-4000m. Dọc các đứt gãy thuộc hệ thống này phát triển các trũng sâu, hẹp ở cánh sụt và các dải cấu trúc vòm kề đứt gãy ở cánh nâng. Các đứt gãy khu vực sau gồm: - Đứt gãy Sông Hậu phát triển dọc lô 27, 28, 29/03 có mặt trượt đổ về phía Tây, biên độ biến đổi lớn, từ vài trăm mét đến 2000-2500m. Ở phạm vi lô 28 và phần Bắc lô 29/03 phát triển dọc theo cánh Tây của đứt gãy là một hệ trũng hẹp sâu tới 5000m. Dọc theo cánh Đông là dải cấu tạo bán lồi kề đứt gãy. Đứt gãy này là ranh giới phía Đông của phụ đới rìa Tây. - Đứt gãy Sông Đồng Nai phát triển dọc lô 19, 20, 21, 22/03/03 có mặt trượt đổ về phía Tây, biên độ biến đổi lớn từ vài trăm mét đến 4000m. Ở ranh giới lô 19, 20, biên độ này đạt 1000 - 2000m. Ở lô 21 và Nam lô 22/03/03 dọc theo đứt gãy phát triển các trũng hẹp sâu đến 6000m ở cánh sụt và các cấu trúc vòm nâng ở cánh nâng kéo dài cùng phương. Đứt gãy Sông Đồng Nai là ranh giới phân chia phía Đông của đới phân dị phía Tây và các đới khác của bể. Nhìn chung các đứt gãy thuộc hệ thống á kinh tuyến đều bắt nguồn từ móng, hoạt động mạnh trong thời kỳ Paleogen, giảm dần mức độ hoạt động và đa số đồng trầm tích trong Miocen. Chỉ có một số ít đứt gãy phát triển đến cuối Miocen muộn. Hệ thống đứt gãy theo phương Đông Bắc – Tây Nam: Đây là hệ thống đứt gãy phổ biến phân bố tập trung trong phần phía Đông bể, và đới trũng Trung tâm. Các đứt gãy thuộc hệ thống này có chiều dài nhỏ hơn các đứt gãy của hệ thống á kinh tuyến, biên độ chuyển dịch đứng dọc theo phương kéo dài của đứt gãy biến đổi từ vài trăm mét đến 3000m. Ở phụ đới phân dị Bắc, biên độ này là 1000-3000m, trong phụ đới trũng Bắc và vùng giáp ranh với phụ đới phân dị Bắc, biên độ dao động từ 1800-3500m. Tại các đới 11 cấu trúc nêu trên đa phần các đứt gãy có mặt trượt đổ về phía Đông Nam, tạo nên sự sụt bậc mạnh, từ đới nâng Côn Sơn qua phụ đới phân dị Bắc về trung tâm phụ đới trũng Bắc. Nhìn chung, hệ thống đứt gãy Đông Bắc - Tây Nam hình thành do hoạt động tách giãn từ trước Kainozoi, phát triển chủ yếu đến hết Miocen giữa và một số ít phát triển đến cuối Miocen (ở khu vực lô 04-1, 04-3). Hệ thống đứt gãy theo thương Đông – Tây: Hệ thống đứt gãy này phân bố ở phía Đông lô 21, lô 12, phát triển không phổ biến với chiều dài không lớn. Chúng tồn tại từ trước Oligocen và kết thúc hoạt động chủ yếu trong Miocen sớm - giữa. Hệ thống đứt gãy này có một số đứt gãy sau: - Đứt gãy rìa Bắc đới nâng Mãng Cầu có biên độ thay đổi từ 2000-4000m. Các đứt gãy ở phần Đông lô 21 và 12/07 có biên độ thay đổi từ 500-1000m. Dọc theo phương của đứt gãy này tồn tại cấu tạo nâng Dừa có phương cùng với phương các đứt gãy. - Các đứt gãy phía Nam lô 05 đóng vai trò quan trọng cùng với hệ đứt gãy phương á kinh tuyến tạo nên một vùng nâng giữa trũng dạng khối đứt gãy. Đối với một số cấu tạo, đứt gãy phương Đông Tây có thể giữ vai trò như là màn chắn kiến tạo như ở cấu tạo nâng Đại Hùng, Thanh Long. Ngoài ra trong bể Nam Côn Sơn còn phát triển một số các đứt gãy sau trầm tích có phương Tây Bắc - Đông Nam, á vĩ tuyến, song chiều dài và biên độ không lớn, không có tác động đến sự phát triển cấu trúc của bể. 12 CHƯƠNG 3 ĐẶC ĐIỂM HỆ THỐNG DẦU KHÍ BỂ NAM CÔN SƠN Sơ đồ hệ thống dầu khí bể Nam Côn Sơn 3.1. Đá sinh Quá trình lắng đọng, chuyển hóa và bảo tồn của vật chất hữu cơ trong các tập trầm tích Oligocen, Miocen sớm và Miocen trung ở mỗi đới cấu trúc là khác nhau. Do đó sự phân bố hàm lượng vật chất hữu cơ có trong các tập đá mẹ tại mỗi giếng khoan có thể 13 xem là kết quả tính giá trị trung bình các thông số đá mẹ (Bảng 1). Loại Kerogen có trong các tầng được phân loại dựa trên biểu đồ quan hệ giữa chỉ số HI (mg/gTOC) và giá trị Tmax(oC). Kết quả nghiên cứu đá chỉ ra rằng, tại bể Nam Côn Sơn, đá mẹ chủ yếu sinh dầu là kerogen loại I và loại II, đá mẹ sinh khí chủ yếu là kerogen loại III. Trên cơ sở các biểu đồ đánh giá tiềm năng sinh hydrocarbon (S1+S2, mg/g) và tổng hàm lượng cacbon hữu cơ (%TOC) có trong đá có thể phân loại vùng đá mẹ có khả năng sinh dầu, vùng đá mẹ sinh khí và sinh hỗn hợp dầu và khí trong bể. Bảng 1. Bảng đánh giá trung bình các thông số đá mẹ bể trầm tích Nam Côn Sơn 14 Kết quả phân tích mẫu được biểu diễn trên các dạng biểu đồ cho mỗi tầng trầm tích, mỗi giếng khoan có ký hiệu riêng và màu sắc của các ký hiệu mẫu dùng để phân biệt cho các đới cấu trúc. Mẫu phân bố ở đới Trung tâm và đới phân dị phía Tây (Hình 7). Hình 8. Sơ đồ phân vùng kiến tạo bể Nam Côn Sơn 3.1.1. Độ giàu vật chất hữu cơ Trầm tích Oligocen 15 Kết quả minh giải tài liệu địa chấn cho thấy khu vực bể trầm tích Nam Côn Sơn trầm tích Oligocen có bề dày lớn tập trung ở khu vực trung tâm bể, tuy nhiên khu vực này chưa có giếng khoan nào khoan tới trầm tích Oligocen. Kết quả khoan cho thấy chỉ có một số giếng khoan gặp trầm tích Oligocen như khu vực Thanh Long, Rồng Bay, Chim Sáo, Dừa, Lan Tây, Cá Rồng Đỏ. Kết quả phân tích địa hóa của các giếng khoan này là cơ sở để đánh giá về độ giàu vật chất hữu cơ của trầm tích Oligocen ở bể Nam Côn Sơn (Bảng 1). Kết quả phân tích đá đã chỉ ra rằng vật chất hữu cơ của trầm tích Oligocen khác nhau: - Vật chất hữu cơ nghèo (TOC <0.5% ) gặp tại khu vực giếng khoan 11-2-RB-1X - Vật chất hữu cơ trung bình đến tốt (TOC 0.5-1%) gặp tại khu vực các giếng khoan 11-2-RN-1X, 07/03/03-CRD-2X, 05-1b-TL-1X.. - Vật chất hữu cơ từ tốt đến rất tốt (TOC 1-3%) gặp tại khu vực các giếng khoan 05-2-NT-1X, 11-1- CPD-1X (hình 2a), 12W-HA-1X, - Vật chất hữu cơ cực tốt (TOC> 3%) gặp tại khu vực giếng khoan 06.1-LT-1X. Trầm tích Miocen dưới Để nghiên cứu vật chất hữu cơ trong trầm tích Miocen dưới, các tác giả đã tính giá trị trung bình tổng hàm lượng carbon hữu cơ có trong đá của 13 trong số 31 giếng khoan được nghiên cứu (Bảng 1). Kết quả cho thấy sự phân bố giàu nghèo vật chất hữu cơ ở từng khu vực như sau: - Vật chất hữu cơ nghèo (TOC < 0.5%) không gặp trong bể Nam Côn Sơn. - Vật chất hữu cơ trung bình đến tốt (TOC 0.5-1%) gặp tại khu vực các giếng khoan lô 04, 05, 07/03, 06, 10, 11 và 12. - Vật chất hữu cơ tốt đến rất tốt (TOC 1-3%) gặp tại khu vực các giếng khoan: 052-NT-1X, 10- TM-1X, 11-2-RB-1X, 07/03-CRD-2X, 12-Dừa-1X, 12-CS-1X… - Vật chất hữu cơ cực tốt (>3%TOC) gặp tại khu vực các giếng khoan: giếng khoan 10-TM-1X, 10-PM-1X và giếng khoan 11-1-CPD-1X. 16 - Khu vực các giếng khoan 10-TM-1X, 10-PM-1X và giếng khoan 11-1-CPD-1X gặp các tập than cực giàu vật chất hữu cơ, giá trị TOC (%) lên tới vài chục phần trăm (30.05-56.97%). Trầm tích Miocen giữa Vật chất hữu cơ nghèo (TOC<0.5%) gặp trong các giếng khoan 11-2-RB-1X, 051b-TL-1X và giếng khoan 12W-HA-1X, 05-2-KCT-1X. Vật chất hữu cơ trung bình đến tốt (TOC: 0.5-1%) gặp trong 8 giếng khoan ở bể Nam Côn Sơn. Vật chất hữu cơ từ tốt đến rất tốt (TOC: 1-3%) không gặp trong giếng khoan nào. Vật chất hữu cơ cực tốt (TOC>3%) gặp trong giếng 10-DP-1X (52.61%) do giếng có các tập than phân bố trong trầm tích Miocen trung. 3.1.2. Loại vật chất hữu cơ Trầm tích Oligocen Tầng trầm tích Oligocen chứa chủ yếu vật chất hữu cơ loại III với khả năng sinh khí là chủ yếu. Kết quả phân tích cho thấy giá trị HI<300mghydrocarbon/gTOC chiếm đa số, một số ít mẫu phân bố ở đới trũng trung tâm và đới phân dị phía Tây (các giếng khoan11-2-RD-1X, 11-1-CC-1X, 05-1b-TL-1X và 12-Dua-2X và các giếng khoan 11-1CH-1X, 12W-HA-1X và 20-PH-1X) chứa vật chất hữu cơ loại II và hỗn hợp giữa loại II và III. Trầm tích Miocen dưới Trầm tích Miocen dưới bao gồm các tập sét kết, bột kết xen kẹp với các tập than và sét than. Kết quả phân tích Rock-Eval cho thấy các mẫu phổ biến có giá trị HI <300mghydrocarbon/gTOC, phân bố ở vùng kerogen loại III. Một số mẫu của các giếng khoan phân bố ở lô 10, 11 và 05 của đới trung tâm có giá trị HI cao từ 300500mghydrocarbon/gTOC phân bố ở vùng vật chất hữu cơ loại II. Trầm tích Miocen giữa 17 Kết quả phân tích mẫu trong các giếng khoan ở đới trũng Trung tâm cho thấy đa số các mẫu đạt giá trị HI>200mghydrocarbon/gTOC, nhiều hơn đới phân dị phía Tây. Ở đới phân dị phía Tây, trầm tích Miocen giữa chứa chủ yếu Kerogen loại III. 3.1.3. Môi trường lắng đọng và phân hủy vật chất hữu cơ Trầm tích Oligocen Mối quan hệ giữa chỉ số sinh hydrocarbon (HI, mghydrocarbon/gTOC) và tổng hàm lượng cacbon hữu cơ (%TOC) có trong đá và quan hệ giữa Pr/C17 và Phy/C18 cho thấy mẫu ở vùng xu thế có vật chất hữu cơ đầm hồ gặp ở giếng khoan 05-1b-TL-1X, 112-RVD-1X, 12W-HH-1X…20-PH-1X. Vùng xu thế vật chất hữu cơ tam giác châu phổ biến là mẫu ở các giếng khoan 11-1-CH-1X, 11-1-CPD-1X, 12W-HA-1X. Số mẫu còn lại đặc trưng cho nguồn gốc vật chất hữu cơ lục địa. Trầm tích Miocen dưới Vùng xu thế vật chất hữu cơ nguồn gốc cửa sông tam giác châu (có vật chất hữu cơ biển) gặp ở các giếng khoan 04-2-NB-1X, 11-1-CPD-1X, 11- 2-RD-1X, 11-2-RDT1X, 10-DP-1X. Sỗ mẫu có nguồn gốc vật chất hữu cơ lục địa (không có tính biển) vẫn chiếm đa số. Mẫu chứa vật chất hữu cơ đầm hồ không điển hình ở tập trầm tích này. 3.1.4. Mức độ trưởng thành của đá mẹ Tổng hợp kết quả phân tích Rock-Eval và kết quả đo phản xạ Vitrinite của các mẫu trong giếng khoan đã xác định được các ngưỡng trưởng thành của các tầng đá mẹ. Đây là cơ sở xây dựng mô hình sinh, di cư và tích tụ của các tầng đá mẹ (Bảng 2). 18 Bảng 2. Mức độ trưởng thành của đá mẹ 3.1.5. Phân loại dầu thô và condensate Trên cơ sở các kết quả phân tích sắc ký khí và sắc ký khối phổ các mẫu trong giếng khoan ở bể Nam Côn Sơn cho thấy hầu hết dầu thô và condensate đều được sinh ra từ đá mẹ có chứa vật chất hữu cơ đầm hồ. Ví dụ như dầu thô ở giếng khoan 04-3-BC-1X, 11-1-CH-1X, 07/03-CRD-1X; dầu thô trong đá móng ở giếng khoan 11-1-GO-1X; dầu 19 thô trong đá móng Đại Hùng; dầu thô trong đá cát kết mỏ Đại Hùng, 12-Dừa-1X; Condensate ở giếng khoan 05-1b-TL-1X, 11-2-RB-1X... 3.2. Đá chứa 3.2.1. Ðá chứa móng nứt nẻ phong hoá trước Kainozoi Kết quả khoan hiện nay, đá nứt nẻ phong hoá của móng trước Kainozoi mới được phát hiện ở một số giếng khoan như mỏ Ðại Hùng, Thiên Ưng- Mãng Cầu, Gấu Chúa. Đá móng có thành phần không đồng nhất, gồm đá xâm nhập (granit, quazt diorit, granodiorit) và đá phun trào (rhyolit, andesite và basalt). Móng có độ rỗng nứt nẻ thay đổi khá lớn (giếng khoan ÐH - 2X độ rỗng trung bình 1,3%, GK 11-1-GC-1X, 11-1-GC2X, 11-1-CC-2XST có độ rỗng nứt nẻ 3%) và phát hiện dầu khí. Ðới nứt nẻ của móng phát triển dọc theo các đứt gãy có thể dự đoán được theo tài liệu địa chấn 3D và các tài liệu khác. 3.2.2. Đá chứa cát kết tuổi Oligocen Đá chứa cát kết Oligocen ở bể NCS chủ yếu có tướng lục địa, gặp ở các giếng khoan Thanh Long-2X, Lan Đỏ, Dừa, Hồng, Cá Rồng Đỏ… Cát kết có thành phần chủ yếu là Lithic arkose và feldspathic litharent. Cát có độ hạt từ mịn đến trung, thô đến rất thô, có kích thước trung bình, độ chọn lọc từ trung bình đến kém, kiến trúc bán tròn cạnh đến bán góc cạnh. Hàm lượng xi măng cao (trên 15% tới hơn 25%), chủ yếu Cacbonat và khoáng vật sét và thạch anh. Độ rỗng thay đổi từ 10-16% và độ thấm từ 0,1 đến 1mD. Theo chiều sâu, độ rỗng của đá chứa cát kết Oligocen giảm dần. Dựa trên kết quả phân tích tài liệu địa vật lý giếng khoan của các giếng thuộc bể Nam Côn Sơn và bản đồ đẳng sâu, đẳng dày của bể, sơ đồ phân bố cát sét và độ rỗng cho tầng Oligocen đã được xây dựng. Kết quả cho thấy, khu vực trung tâm và phía bắc của bể tỷ lệ cát sét biến đổi từ 0.13 - 0.23. Tuy nhiên theo bản đồ đẳng sâu thì đây là khu vực có độ sâu lớn hơn cả trong toàn bể, do đó độ rỗng tại khu vực này thấp, thường nhỏ hơn 14%. 20