đặc điểm hệ thống dầu khí trầm tích kainozoi khu vực ngoài khơi đông bắc bể sông hồng tóm tắt

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT



TRẦN CHÂU GIANG




ĐẶC ĐIỂM HỆ THỐNG DẦU KHÍ TRẦM TÍCH KAINOZOI KHU
VỰC NGOÀI KHƠI ĐÔNG BẮC BỂ SÔNG HỒNG

Ngành: Kỹ thuật địa chất
Mã số: 62.52.05.01






TÓM TẮT LUẬN ÁN TIẾN SĨ ĐỊA CHẤT


HÀ NỘI – 2014

Công trình được hoàn thành tại: Trường Đại học Mỏ - Địa chất



Người hướng dẫn khoa học:
1. GS.TSKH. Mai Thanh Tân – Trường ĐH Mỏ - Địa chất
2. TS. Lê Tuấn Việt – TCTy Thăm dò Khai thác Dầu khí



Phản biện 1: PGS.TS Phạm Huy Tiến – Hội Trầm tích Việt nam

Phản biện 2: TS. Nguyễn Huy Quý – Hội Dầu khí Việt nam

Phản biện 3: TS. Cù Minh Hoàng – Công ty Điều hành Thăm dò –
Khai thác Dầu khí nước ngoài (PVEP OVERSEA)


Luận án sẽ được bảo vệ trước Hội đồng chấm luận án cấp Trường
họp tại Trường đại học Mỏ - Địa chất vào hồi …….
giờ…….ngày… tháng……năm….



Có thể tìm hiểu luận án tại thư viện: Thư viện Quốc Gia, Hà nội
hoặc Thư viện Trường đại học Mỏ - Địa chất

1

MỞ ĐẦU
Tính cấp thiết
Bể Sông Hồng là một bể trầm tích có cấu trúc địa chất rất
phức tạp, bao gồm nhiều đơn vị kiến tạo với tiềm năng dầu khí khác
nhau.
Dự án nghiên cứu địa hóa VPI-IDENMITSU (2005-2007) đã
xác nhận tồn tại hai hệ thống dầu khí trong bể gồm dầu đầm hồ và
hỗn hợp condensat châu thổ với dầu đầm hồ. Do chưa có kết quả
kiểm chứng dầu-đá mẹ nên đặc điểm hệ thống dầu khí khu vực ngoài
khơi Đông Bắc đứt gãy Sông Lô vẫn chưa được khẳng định.
Năm 2008, đối tượng móng ở bể Sông Hồng được chứng minh
bằng GK 106-HR-1X. Giếng 106-HR-2X đã khoan hết đới móng
cacbonat chứa dầu và gặp một tập sét dầy bên dưới. Điều đó đặt ra
giả thiết tập sét cổ trước Kainozoi này có phải là tầng đá mẹ hay
không. Cấu tạo 107-PL được khoan năm 2013 có vị trí nằm trong
khu vực tồn tại đá mẹ giầu VCHC, và cùng hướng cấu trúc với cấu
tạo 106-HR, nhưng kết quả là giếng khô. Các GK thăm dò mới nhất
trong khu vực phát hiện khí - condensat, chất lượng rất biến đổi với
cả H
2
S và CO
2
ô nhiễm trong dầu khí. Thực tế nêu trên cho thấy còn
rất nhiều vấn đề cần giải quyết như chất lượng và phân bố của đá mẹ,
hay rủi ro của yếu tố địa chất nào trong hệ thống dầu khí đã ảnh
hưởng đến kết quả thăm dò ở khu vực ngoài khơi Đông Bắc bể Sông
Hồng. Do vậy, nghiên cứu sinh đã chọn đề tài “Đặc điểm hệ thống

dầu khí trầm tích Kainozoi khu vực ngoài khơi Đông Bắc bể Sông
Hồng” với các mục tiêu và nhiệm vụ nghiên cứu như sau:
Mục tiêu: Làm sáng tỏ đặc điểm và diện phân bố của đá mẹ
sinh dầu khí của các trầm tích Kainozoi khu vực ngoài khơi Đông
Bắc bể Sông Hồng.
2

Góp phần hoàn thiện phương pháp luận trong đánh giá đặc
điểm hệ thống dầu khí và phân tích rủi ro trong tìm kiếm thăm dò.
Nhiệm vụ:
- Tổng hợp tài liệu địa chất, địa vật lý làm sáng tỏ đặc điểm
địa chất khu vực nghiên cứu.
- Nghiên cứu làm rõ đặc điểm, mức độ trưởng thành và thời
gian di cư HC của đá mẹ, xác định nguồn gốc đá mẹ sinh dầu trong
khu vực ngoài khơi Đông Bắc bể Sông Hồng.
- Xác định diện phân bố của đá mẹ và phân vùng triển vọng
cho khu vực nghiên cứu.
Đối tượng và phạm vi nghiên cứu:
Phạm vi nghiên cứu gồm diện tích lô 106, một phần tây bắc lô
102, và bắc lô 107 nằm ngoài khơi phía đông bắc đứt gẫy Sông Lô ở
bể Sông Hồng. Đối tượng nghiên cứu là hệ thống dầu khí trầm tích
Kainozoi.
Luận điểm bảo vệ:
Luận điểm 1. Các kết quả nghiên cứu đặc điểm địa hóa xác
định khu vực ngoài khơi Đông Bắc bể Sông Hồng tồn tại một hệ
thống dầu khí liên quan đến đá mẹ Oligocen. Loại đá mẹ này được
thành tạo trong môi trường đầm hồ, có tổng hàm lượng VCHC từ
trung bình đến tốt, kerogen loại II và hỗn hợp loại II/III, phân bố
trong các địa hào và bán địa hào hẹp. Với nguồn tài liệu hiện có, các
tập sét tuổi Miocen và sét cổ trước Kainozoi chưa đủ điều kiện là đá

mẹ.
Luận điểm 2. Trên cơ sở nghiên cứu các yếu tố tác động đến
mức độ rủi ro của hệ thống dầu khí như nguồn gốc, mức độ trưởng
thành của đá mẹ, bề dầy trầm tích Oligocen và sự phân bố các cấu
tạo triển vọng, khôi phục lịch sử phát triển địa chất qua các thời kỳ
3

cho phép xác định khu vực bán địa hào Thủy Nguyên có rủi ro thăm
dò thấp nhất. Tiếp đến là địa hào Kiến An. Khu vực nam đảo Bạch
Long Vĩ và rìa tây bắc lô 102 là những khu vực có rủi ro thăm dò
cao.
Những điểm mới của luận án:
- Trên cơ sở khai thác nguồn tài liệu mới góp phần chính xác
hóa đặc điểm địa hóa khu vực ngoài khơi Đông Bắc bể Sông Hồng.
Tập sét có tuổi trước Kainozoi nằm dưới tập cacbonat chứa dầu có
tướng lục địa, thành tạo trong điều kiện oxy hóa, nghèo VCHC, chưa
đủ điều kiện được coi là đá mẹ.
- Trên cơ sở bản đồ cấu trúc mới được xây dựng đã góp phần
sáng tỏ yếu tố nghịch đảo kiến tạo xảy ra vào cuối Oligocen ảnh
hưởng tới tiềm năng dầu khí khu vực ngoài khơi Đông Bắc bể Sông
Hồng.
Ý nghĩa khoa học và thực tiễn:
* Ý nghĩa khoa học: Các kết quả nghiên cứu cho phép xác
định đặc điểm và diện phân bố của đá mẹ ở ngoài khơi Đông Bắc bể
Sông Hồng, góp phần làm sáng tỏ đặc điểm hệ thống dầu khí của khu
vực.
* Ý nghĩa thực tiễn: Các kết quả nghiên cứu góp phần nâng
cao hiệu quả đánh giá tiềm năng dầu khí khu vực ngoài khơi Đông
Bắc bể Sông Hồng, phục vụ công tác qui hoạch thăm dò khai thác
dầu khí.

Bố cục của luận án:
Luận án gồm 04 chương chính chưa kể phần mở đầu và kết
luận, kiến nghị, các công trình khoa học và danh mục tài liệu tham
khảo. Toàn bộ nội dung luận án được trình bày trong 139 trang, 24
bảng biểu và 89 hình vẽ.
4


Chương 1
TỔNG QUAN CẤU TRÚC ĐỊA CHẤT KHU VỰC
ĐÔNG BẮC BỂ SÔNG HỒNG
1.1. Khái quát địa chất
1.1.1. Vị trí khu vực nghiên cứu
Khu vực nghiên cứu thuộc
phần ngoài khơi phía đông bắc
đứt gãy Sông Lô của bể Sông
Hồng. Độ sâu nước biển ở khu
vực này khoảng 30 - 40 m. (hình
1.1)
1.1.2. Lịch sử tìm kiếm thăm dò
Trong khu vực nghiên
cứu, công tác thăm dò dầu khí
được bắt đầu từ năm 1978. Năm
1988, hợp đồng PSC gồm diện
tích lô 106, một phần các lô 102,
103 và 107 được PVN ký với
TOTAL. Năm 1992, IDEMITSU
đã ký hợp đồng thăm dò lô
102/91.
Hình 1.1: Bản đồ cấu trúc bể SH

và vị trí khu vực nghiên cứu
(N.T.Dậu và nnk, 2012)
Kế tiếp, hai lô 102 và 106 với diện tích là 10700 km
2
được
PVN ký với ATI Petroleum Inc vào năm 2000. Thực tế tổng diện
tích hợp đồng này chỉ còn 225 km
2
. Phần diện tích hoàn trả được gọi
là lô 102/10 và 106/10, nay thuộc quản lý của PVEP.
Từ năm 1990 đến nay trong khu vực nghiên cứu đã được thu
nổ hơn 15000 km địa chấn 2D, gần 3000 km
2
địa chấn 3D, và hơn 10
5

giếng khoan TKTD. Các nhà thầu dầu khí và PVN cũng đã tiến hành
nhiều nghiên cứu, đáng lưu ý như các đề tài về Mô hình địa hóa bể
Sông Hồng (N.T. Dậu, L.V. Hiền, 1997), Báo cáo khảo sát thực địa
đảo Bạch Long Vĩ, Đồ Sơn, Kiến An, Núi Con Voi và đảo Cát Bà
(P.Q. Trung, 1998), Báo cáo xác định lượng HC đã sinh ra và dịch
khỏi tầng đá mẹ tới các bẫy chứa dầu khí tại bể Sông Hồng trên cơ
sở phần mềm SIGMA 2D và BSS (N.T.B. Hà, 2010), và một số kết
quả dự án hợp tác quốc tế như: Báo cáo Tổng kết về phân tích và mô
hình bể Sông Hồng (VPI - GEUS, 2001), Báo cáo Đặc điểm hệ thống
dầu khí ở bể Sông Hồng (VPI-IDENMITSU, 2007).
1.2. Đặc điểm cấu trúc địa chất
1.2.1 Đặc điểm địa tầng trầm tích
Bể Sông Hồng gồm các
phân vị địa tầng: (i) Móng trước

Kainozoi; (ii) Hệ tầng Phù
Tiên; (iii) Hệ tầng Đình Cao;
(iv) Hệ tầng Phong Châu; (v)
Hệ tầng Phù Cừ; (vi) Hệ tầng
Tiên Hưng; (vii) Hệ tầng Vĩnh
Bảo; (viii) Hệ tầng Hải Dương
– Kiến Xương (Hình 1.2).
1.2.2. Đặc điểm cấu kiến tạo
Hệ thống đứt gãy trong
khu vực nghiên cứu chủ yếu là
các đứt gẫy phương TB-ĐN,
ĐB-TN tạo nên kiểu cấu trúc
sụt bậc nghiêng về phía Trung
tâm bể và làm hình thành các

Hình 1. 2: Cột địa tầng tổng hợp
khu vực ngoài khơi Đông Bắc
bể Sông Hồng (Hiệu chỉnh sau
6

địa hào, bán địa hào xen kẽ.
N.T.Dậu và nnk, 2012)
Các đơn vị cấu trúc đã được xác định trong khu vực gồm
(Hình 1.3):
Thềm Hải
Phòng: nằm ở phần
Đông Bắc chiếm
một diện tích lớn
thuộc lô 106 và lô
101.

Đơn nghiêng
Thanh Nghệ: Nằm ở
phía Tây của đứt gãy
Sông Chảy.

Hình 1. 3: Hệ thống đứt gẫy và đơn vị cấu
tạo chính khu vực nghiên và vùng lân cận
Trũng Trung Tâm: gồm các đới cấu trúc:
a) Đới nghịch đảo Miocen
b) Trũng Đông Quan
Đới phân dị Đông Bắc đứt gãy Sông Lô: gồm hàng loạt các địa
hào và bán địa hào, cấu tạo và các khối nhô móng. Cụ thể:
a) Địa hào Kiến An
b) Cấu tạo Tiên Lãng - Chí Linh
c) Bán địa hào Thủy Nguyên
d) Mũi nhô Tràng Kênh
e) Trũng Tây Bạch Long Vĩ
f) Cấu tạo Yên Tử
g) Trũng Nam Bạch Long Vĩ
Lịch sử phát triển kiến tạo của khu vực nghiên cứu được tái
hiện trên một số mặt cắt phục hồi cho thấy có những điểm tương
đồng và khác biệt qua các thời kỳ phát triển của khu vực nằm ở hai
7

cánh đứt gãy Sông Lô. Giai đoạn Paleocen-Eocen đến Oligocen sớm,
và Pliocen – Đệ tứ ở hai vùng có sự tương đồng còn thời kỳ
Oligocen muộn đến Miocen muộn thì có sự khác biệt.
1.3. Cơ sở tài liệu
Tài liệu sử dụng trong luận án bao gồm hơn 15 nghìn km địa
chấn 2D, các bản đồ từ, trọng lực của khu vực Bắc Bộ, bản đồ địa

chất Việt Nam, tài liệu ĐVLGK và các báo cáo phân tích mẫu thạch
học, địa hóa, cổ sinh hiện có trong vùng, đặc biệt là tài liệu 500
mét mẫu khoan của giếng ENRECA 3 trên đảo Bạch Long Vĩ nhằm
xác định thành phần thạch học, đặc điểm đá mẹ, môi trường lắng
đọng trầm tích Oligocen.
Chương 2
CÁC PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU
2.1. Hệ thống dầu khí và ý nghĩa trong tìm kiếm thăm dò dầu khí
Khái niệm hệ thống dầu khí xuất hiện với nhiều định nghĩa
khác nhau. Thuật ngữ hệ thống bao gồm đá mẹ và đá chứa, liên kết
dầu - đá mẹ, được coi là yếu tố then chốt trong việc xác định hệ
thống (Dow W.G, 1972). Tổng hợp các khái niệm đưa ra bởi nhiều
tác giả, hệ thống dầu khí được hiểu là một hệ thống tự nhiên ở nơi có
đá mẹ sinh dầu khí với tất cả các yếu tố địa chất, quá trình liên quan
đến khả năng tích tụ dầu khí có thể xuất hiện.
Năm 1988, Magoon L.B đã thành lập bảng phân loại các hệ
thống, trong đó có phân biệt hệ thống dầu khí đối với bể trầm tích,
tập hợp triển vọng (play) và cấu tạo triển vọng (prospect). Tùy thuộc
vào mức độ nghiên cứu, hệ thống dầu khí được đánh giá tổng quan
đến chi tiết như không gian lãnh thổ, bể trầm tích, tập hợp cấu tạo
triển vọng đến từng cấu tạo độc lập.
Các phương pháp đánh giá cơ bản có thể tóm tắt như sau:
8

+ Đánh giá hệ thống dầu khí trên cơ sở đánh giá lượng sinh
thành HC của vùng/thể tích thành hệ đá do Exxon phát triển.
+ Đánh giá hệ thống dầu khí trên các tiên đoán địa chất
(Phương pháp Delphi) dựa trên kinh nghiệm của các chuyên gia.
+ Đánh giá hệ thống dầu khí dựa trên sự cân bằng vật chất địa
hóa dựa trên các tính toán về lượng dầu khí sinh ra từ đá mẹ cũng

như lượng dầu khí được dịch chuyển và có thể tích tụ được trong
bẫy.
+ Đánh giá hệ thống dầu khí dựa trên ngoại suy trên cơ sở tài
liệu lịch sử khai thác.
+ Đánh giá hệ thống dầu khí
theo quan điểm Play (Phương
pháp tổng hợp mô hình địa chất và
thống kê) cho phép xác định sự
thay đổi của các yếu tố địa chất
liên quan đến các tích tụ dầu khí
trong một khu vực đang xem xét.





Hình 2.1: Sơ đồ giải thích khái
niệm Play
Luận án sử dụng phương pháp đánh giá theo quan điểm Play
để giải quyết các vấn đề còn tồn tại của hệ thống dầu khí ở khu vực
ngoài khơi Đông Bắc bể Sông Hồng.
2.2. Phương pháp địa hóa xác định đặc điểm đá mẹ
Tổ hợp các chỉ tiêu địa hóa đánh giá khả năng sinh HC của các
tập trầm tích được sử dụng trong nghiên cứu đánh giá đá mẹ từ nhiều
phép phân tích được sử dụng trong luận án gồm:
+ Phương pháp đốt mẫu bằng lò nung
+ Phương pháp nhiệt phân tiêu chuẩn Rock-Eval (RE)
+ Phương pháp chiết bitum
+ Phương pháp sắc ký (GC)
9

+ Phương pháp phân tích phổ khối (GC-MS)
+ Độ phản xạ của vitrinite (Ro, %)
2.3. Phương pháp nghiên cứu mô hình địa hóa
Quá trình sinh, di cư và tích
tụ dầu khí, thời gian sinh, và
hướng di cư dầu khí ở ngoài khơi
Đông Bắc bể Sông Hồng được
khảo sát mô phỏng bằng phần
mềm Sigma-2D. Quy trình làm
việc của phần mềm được biểu diễn
trên hình 2.2.
2.4. Phân tích hệ thống dầu khí
Theo Magoon và Dow
(1994) để nghiên cứu một hệ thống
dầu khí phải tiến hành phân tích
bốn yếu tố cơ bản là: đá mẹ, đá
chứa, đá chắn và lớp đá phủ bên
trên, cùng với ba quá trình kết hợp

Hình 2.2: SIGMA 2D
các yếu tố trên là: sự thành tạo của bẫy chứa dầu khí, sự sinh thành
hydrocarbondi cưtích tụ và bảo tồn của các bẫy dầu khí.
2.5. Phương pháp đánh giá rủi ro địa chất
Mục đích của việc phân tích đặc điểm hệ thống dầu khí trong
TKTDDK chính là tính xác suất phát hiện trước khi khoan của một
đối tượng triển vọng. Xác suất phát hiện được định nghĩa là tích của
các tham số xác suất chính, mà mỗi tham số này đòi hỏi phải được
phân tích đánh giá với mức độ có tồn tại và hiệu quả.
Theo hướng dẫn của Ủy ban điều phối các chương trình khoa
học địa chất khu vực Đông và Đông Nam Á (CCOP), luận án áp
10

dụng cách biện luận 04 tham số địa chất chính gồm: đá chứa (P1),
bẫy chứa (P2), hệ thống nạp bẫy (P3) và khả năng bảo tồn (P4), tất
cả các tham số này chắc chắn phải xảy ra đồng thời để tạo nên một
phát hiện. Xác suất phát hiện được tính theo công thức:
P = P
1
*P
2
*P
3
*P
4
(2.1)
Trong đó:

P: Xác suất phát hiện
dầu khí (hay xác suất đồng
thời xảy ra của các sự kiện độc
lập liên quan với nhau)
P
1
: Xác suất về sự hiện
diện của đá chứa được xem
xét gồm i) P
1a
là xác suất tồn
tại của tướng đá chứa và ii) P
1b

là xác suất mô tả mức độ hiệu
quả của đá chứa
P
2
: Xác suất về sự hiện
diện của một bẫy được xem
xét gồm: i) P
2a
là xác suất tồn
tại cấu trúc vẽ được bản đồ và
ii) P
2b
là xác suất cơ chế hình
thành hiệu quả của đá chắn
với cấu tạo vẽ được bản đồ
P

3
: Xác suất của hệ
thống nạp bẫy được xem xét
Bảng 2.1: Xác suất mô tả mức độ
hiệu quả theo tướng đá chứa






Bảng 2.2: Xác suất mô tả mức độ
hiệu quả của đá chứa trong mối
quan hệ với chiều sâu vỉa và tính
chất biến đổi của đá






[Theo CCOP]
gồm: i) P
3a
là xác suất tồn tại đá mẹ hiệu quả và ii) P
3b
xác suất kết
hợp của thời di cư và thời tạo bẫy
P
4

: Xác suất về tính bảo tồn của một bẫy
11

Thực chất xác suất phát hiện của một đối tượng là:
P = P
1a
* P
1b
* P
2a
* P
2b
* P
3a
* P
3b
*P
4
(2.2)
Giá trị xác suất của mỗi tham số được xác định dựa vào kiến
thức chủ quan trên cơ sở phán đoán ngoại suy từ phân tích địa chất
vùng và dữ liệu thống kê theo hướng dẫn của CCOP. Ví dụ các bảng
2.1 và 2.2 mô tả mức xác suất tương ứng của tham số P
1a
và P
1b
.
Chương 3
ĐẶC ĐIỂM ĐÁ MẸ KHU VỰC NGOÀI KHƠI ĐÔNG BẮC BỂ
SÔNG HỒNG

3.1. Hàm lượng VCHC trong đá mẹ
+ Trầm tích trước Kainozoi: rất nghèo VCHC và chưa được
coi là một đá mẹ có khả năng sinh dầu khí. Giá trị TOC từ 0,03-0,05
% trọng lượng. Không đo được các chỉ số S1, S2, PI, HI và giá trị
phản xạ Vitrinite.
+ Trầm tích Eocen: trong phạm vi nghiên cứu chưa GK nào
xác định đã gặp trầm tích Eocen.
+ Trầm tích Oligocen: có độ giàu VCHC thuộc loại trung bình
đến tốt. 8/14 mẫu ở GK 106-HR-1X cho giá trị TOC > 1%. Trên đảo
Bạch Long Vĩ, giá trị TOC thay đổi từ 1,5 đến 6,59%, 10/100 mẫu có
giá trị S1 từ 0,08-1,19 mg/g, còn 99/100 mẫu cho giá trị S2>10 mg/g,
trung bình 17 mg/g thể hiện đá chứa hàm lượng VCHC từ tốt đến rất
tốt.
+ Trầm tích Miocen dưới: tất cả các mẫu phân tích cho độ
giầu VCHC thuộc loại trung bình với giá trị TOC <1% trọng lượng.
+ Trầm tích Miocen trên: có rất ít mẫu được phân tích, hầu hết
đều chứa lượng VCHC rất nhỏ nên không được đánh giá.
3.2. Loại VCHC trong đá mẹ
12

+ Trầm tích Oligocen: Hình 3.1a và 3.1b (N.T.B.Hà, 2010)
cho thấy trầm tích Oligocen (điểm mẫu mầu nâu) gặp ở các GK lô
107 và địa lũy Chí Linh –Yên Tử phần lớn có giá trị HI<
300mgHC/gTOC, đối với các mẫu có độ trưởng thành thấp phân bố
ở vùng VCHC loại III. Các mẫu có độ trưởng thành cao hơn phân bố
ở vùng VCHC loại II. Đá có khả năng sinh hỗn hợp khí dầu và đã đạt
ngưỡng trưởng thành. Kết quả GK ENRECA 3 mới đây trên đảo
Bạch Long Vĩ cho thấy tập hợp mẫu rơi vào nhóm kerogen loại II và
I. Trầm tích Oligocen ở đây thiên về sinh dầu với mức độ từ khá đến
cực tốt (hình 3.2 a,b).

+ Trầm tích Miocen dưới: hầu hết các mẫu đo có giá trị HI
<200 mgHC/gTOC, kerogen loại III, thể hiện thiên về sinh khí, riêng
bốn mẫu thu được ở GK 106-YT-1X thể hiện có khả năng sinh dầu.


Hình 3.1a: Biểu đồ HI và Tmax
theo các đơn vị cấu trúc tại bể
Sông Hồng (N.T.B. Hà, 2010)
Hình 3.1b: Biểu đồ (S1+S2
mg/g) và TOC % theo các đơn
vị cấu trúc tại bể Sông Hồng
(N.T.B. Hà, 2010)

13



Hình 3.2a: Biểu đồ HI và Tmax
giếng ENRECA 3
Hình 3.2b: Biểu đồ (S1+S2 mg/g)
và TOC % giếng ENRECA 3
+ Trầm tích Miocen giữa: có giá trị HI biến đổi từ 50-<300
mgHC/gTOC, kerogen III, khả năng sinh khí. Mẫu GK 106-YT-1X
giá trị HI đo được lên tới 456-520 mg/g biểu hiện kerogen II-III với
khả năng sinh cả dầu và khí. Các mẫu Miocen giữa ở GK107-PL-1X
cũng có khả năng sinh cả dầu và khí.
3.3. Đặc điểm môi trường lắng đọng VCHC
Biểu đồ quan hệ HI và TOC (hình 3.3), kết quả phân tích sắc
ký khí (GC) (hình 3.4) cho thấy môi trường lắng đọng VCHC ban
đầu của đá mẹ Oligocen trong khu vực nghiên cứu chủ yếu là đầm

hồ.
Kết quả phân tích sắc ký khí (GC) các mẫu trầm tích Oligocen,
Miocen dưới GK106-HR-1X,106-HR-2X, 107-BAL-1X đều phản
ánh nguồn gốc VCHC ban đầu có tướng lục địa, được tách ra từ thực
vật bậc cao (hình 3.5a,b). Biểu đồ biểu diễn mối quan hệ giữa chỉ số
Oleanne với tỷ số Ts/Tm (hình 3.5a) dùng để phân biệt nhóm VCHC
nguồn gốc tảo đầm hồ (lacustrine algal) và nhóm VCHC nguồn gốc
sông tam giác châu (Fluvio-deltaic terrestrial) (Akihiko, 2007) cho
14

thấy các mẫu ở khu vực mỏ Hàm Rồng có tỷ số Oleanne/C30Hopane
không cao chứng tỏ chúng chứa nhiều rong tảo đầm hồ.


Hình 3.3: Biểu đồ xác định môi
trường lắng đọng VCHC trầm tích
Oligocen bể Sông Hồng (điểm
mẫu mầu nâu) (N.T.B. Hà, 2010)
H.3.4: Biểu đồ xác định môi
trường lắng đọng VCHC theo
thông số Pr/C17 và Phy/C18
khu vực nghiên cứu (Hà,2013)

Hình 3.5a: Biểu đồ quan hệ chỉ
số Oleanane/C30Hopane và
Ts/Tm

Hình 3.5b: Biểu đồ quan hệ
Steranes C27-28-29
3.4. Mức độ trưởng thành nhiệt của đá mẹ

+ Trầm tích Oligocen: chỉ số Vitrinite (Ro,%) từ giếng
ENRECA 3 đều cho giá trị <0,4% còn giá trị Tmax từ 410-440oC.
15

Hai mẫu sét ở giếng 106-HR-2X (3209-3917m) có giá trị Tmax đo
được 444-445
o
C tương đương cửa sổ tạo dầu. Các số liệu cho thấy
các mẫu trầm tích Oligocen thu được có mức độ trưởng thành nhiệt
thấp đến cửa sổ tạo dầu.
+ Tất cả các mẫu trầm tích Miocen dưới - giữa ở khu vực dải
cấu tạo Hàm Rồng-Yên Tử- Phả Lại đều chưa trưởng thành.
3.5. Liên kết dầu-đá mẹ
Số liệu phân tích dầu thô cho thấy dầu ở mỏ Hàm Rồng
thuộc loại dầu thường, tỷ trọng 39,22
o
API, chứa ít nhựa và có độ
nhớt ở mức trung bình, nhiệt độ đông đặc thấp (27
o
C). Theo phân
loại của BP Reseach Centre, dầu tại GK 106-HR -2X được xếp vào
loại C thuộc nhóm đá mẹ chứa VCHC có nguồn gốc từ vi khuẩn
hoặc từ thực vật nguồn gốc đầm hồ.
Kết quả phân tích sắc ký khí HC bão hòa mẫu DST#1 GK
106-HR-2X cho thấy dải GC phân bố dạng yên ngựa giảm dần theo
chiều tăng số nguyên tử cacbon (hình 3.6 và 3.7).

Hình 3.6: Phân bố sắc ký khí
C15+ dầu thô và chất chiết GK
106-HR-1X

Hình 3.7: Phân bố sắc ký khí
C15+ dầu thô và chất chiết GK
106-HR-2X
Giá trị tỷ số Pr/phy là 2,95 và 2,9 tương ứng ở GK 106-HR-1X
ST4, và GK 106-HR-2X, điều này có cho thấy dầu thô ở 02 giếng
16

này được sinh ra từ đá mẹ chứa VCHC lục địa, lắng đọng trong môi
trường ngập nước dưới điều kiện khử và oxy hóa yếu.
Kết quả phân tích GCMS mẫu dầu thô mỏ Hàm Rồng (hình
3.8a và 3.9a) cho thấy trên dải m/z191 dãy Hopane mở rộng, giảm
dần một cách từ từ theo chiều tăng số nguyên tử cacbon, điều này
cho thấy đá mẹ sinh ra dầu này chứa VCHC lục địa, lắng đọng trong
môi trường khử. Sự có mặt của cấu tử Oleanane một dấu hiệu đánh
giá nguồn VCHC từ thực vật bậc cao. Dãy tricyclic terpanes xuất
hiện rõ nét từ T2 đến T8 phản ánh VCHC đầm hồ có đóng góp trong
đá mẹ này.

(a)

(b)
Hình 3.8: Dải phân bố GC-MS
phân đoạn hydrocacbon bão hòa
C15+ mẫu dầu thô giếng 106-
HR-1X

(a)

(b)

Hình 3.9: Dải phân bố GC-MS
phân đoạn hydrocacbon bão hòa
C15+ mẫu dầu thô giếng 106-
HR-2X
Trên dải m/z 217 (hình 3.8b và 3.9b), tính trội của C29 so với
C27 và C28 cho thấy liên quan đến đá mẹ chứa VCHC lục địa. Đặc
biệt sự có mặt của cấu tử 4-Methyl C30 (peak 42) Steranes khẳng
định đá mẹ sinh ra dầu này có chứa VCHC đầm hồ.
17

Liên kết dầu – đá mẹ xác định nguồn gốc dầu được sinh ra từ
VCHC rong tảo đầm hồ phù hợp với tính chất đá mẹ Oligocen tồn tại
trong khu vực nghiên cứu.
3.6. Nguồn gốc H
2
S trong dầu vỉa
Trên thế giới các đầm hồ có nguồn gốc rift tuổi Paleocen và
Eocen – Oligocen đã gặp ở Tây Ban Nha, miền nam nước Pháp, hay
ở Utah Colorado (Mỹ). Chúng thành tạo trên mặt móng đá vôi
Cacbon-Pecmi hay Devon bị phong hóa, việc thẩm thấu vật liệu đá
vôi của móng vào hồ tạo điều kiện thuận lợi cho các thể cacbonat
phát triển dọc theo các đới bốc hơi của hồ.
Trong khu vực nghiên cứu giếng khoan thăm dò đã bắt gặp các
vỉa cacbonat xen kẹp trong trầm tích Oligocen. Theo lý thuyết, H
2
S
cùng với CO
2
ô nhiễm trong dầu vỉa ở các mỏ Hàm Rồng được cho
là sản phẩm của quá trình khử sunphat nhiệt của CaSO

4
trong đá
cacbonat dưới tác động của điều kiện nhiệt độ cao (146
o
C tại 3456m
GK 106-HRN-1X) thể hiện qua công thức hóa học (Angler-Gofer
Scheme):
CaSO
4
+ CH
4
= CaS + CO
2
+ 2H
2
O (3.1)
CaS + CO
2
+ H
2
O = CaCO
3
+ H
2
S (3.2)
Chương 4
ĐẶC ĐIỂM PHÂN BỐ ĐÁ MẸ VÀ ĐÁNH GIÁ
TRIỂN VỌNG DẦU KHÍ KHU VỰC NGOÀI KHƠI
ĐÔNG BẮC BỂ SÔNG HỒNG
4.1. Đặc điểm phân bố và tiến hóa trầm tích Oligocen

Trên cơ sở tài liệu địa chấn và kết quả các giếng khoan mới,
nghiên cứu sinh đã tham gia minh giải lại một số tuyến địa chấn. Kết
quả nghiên cứu sinh địa tầng được sử dụng để định danh và minh
giải các tầng phản xạ địa chấn bao gồm:
18

- Móng trước Kainozoi
- Nóc BCH trong Oligocen dưới (nóc U500)
- Nóc BCH gần nóc Oligocen dưới (nóc U400)
- Nóc BCH Oligocen (nóc U300)
- Nóc BCH trong Miocen giữa (nóc U220)
- Nóc BCH Miocen trên (nóc U100)
Một số mặt phản xạ chỉ liên kết được trên một diện tích nhỏ.
Khu vực trung tâm lô 106 có thể phân chia chi tiết tập trầm tích
Oligocen thành hai phụ tập bởi một mặt phản xạ U400 tương đối liên
tục. Giếng 107-TPA-1X được cho là đã khoan đến Eocen?/Oligocen
(U500). Liên kết với tài liệu địa chấn trầm tích này chỉ phân bố ở các
trũng nhỏ thuộc phần Đông Bắc đứt gãy Sông Lô và phía Nam đảo
Bạch Long Vĩ. Bản đồ cấu trúc các mặt phản xạ Móng Kainozoi,
U400, U300, và đẳng dầy trầm tích Oligocen tỷ lệ 1/200.000 đã được
xây dựng.
Các bản đồ đẳng dày trầm tích Oligocen dưới (U400-Bsmt) và
đẳng dầy Oligocen (U300-Bsmt) (hình 4.1 và 4.2) thể hiện rõ diện
phân bố của trầm tích Oligocen biến đổi mạnh trong khu vực ngoài
khơi Đông Bắc bể Sông Hồng. Hình 4.1 cho thấy, vào cuối thời kỳ
Oligocen sớm, 02 hệ thống hồ kín phát triển theo hướng Đông Bắc-
Tây Nam và Tây Bắc-Đông Nam đã được hình thành trong phạm vi
khu vực nghiên cứu. Khối móng ở các phát hiện dầu khí ở cụm mỏ
Hàm Rồng là đới nâng ngăn cách các hồ này. Tại khu vực phía bắc
lô 107, thuộc trũng Nam Bạch Long Vĩ cũng phát triển một hồ khá

sâu. Các hồ nằm ở rìa Đông Nam lô 106 và Bắc lô 107 có xu thế mở
về phía Đông Nam, trong khi các hồ kín ở phần Tây Bắc lô 102-106
và Đông Bắc cấu tạo Yên Tử vẫn phát triển khá ổn định.
19

Hình 4.1: Bản đồ đẳng dầy trầm
tích Oligocen dưới (U400-Bstm)
Hình 4.2: Bản đồ đẳng dầy trầm
tích Oligocen (U300-Bstm)
Ba (03) mặt cắt địa chất – địa vật lý được chọn cắt qua các đới
cấu trúc chính trong khu vực nghiên cứu nhằm khảo sát mức độ phát
triển của trầm tích Oligocen trong lát cắt từ nóc Móng Kainozoi đến
nóc trầm tích Oligocen (U300).
Mặt cắt tiến hóa trầm tích tuyến 89-1-100 cho thấy ngay giai
đoạn đầu của thời kỳ tạo bể, khu vực phía đông lô 106 đã phát triển
các hệ thống địa hào và bán địa hào được lấp đầy bởi các trầm tích
Oligocen. Vào khoảng 28 Tr.n.t khu vực này chịu một pha nén ép, vò
nhàu dẫn đến một lượng lớn trầm tích bị nâng lên, bóc mòn trong
khoảng thời gian 5 triệu năm. Trên tuyến này cho thấy từ Oligocen
sớm đến Oligocen muộn diện tích các địa hào bị thu hẹp.
Trên tuyến 89-1-36a cho thấy tồn tại các địa hào đầu tiên ở
khu vực phía tây bắc lô 102-106, chúng nhỏ hơn so với các địa hào ở
phía đông lô 106. Trong suốt giai đoạn trầm tích, khu vực không bị
ảnh hưởng của pha nén ép cuối Oligocen, các địa hào cùng với quá
trình trầm tích được phát triển mở rộng.
Trên tuyến 89-1-54 cho thấy khu vực tây nam lô 102 đã tiếp
nhận một lượng lớn trầm tích dẫn đến hiện tượng sụt lún mạnh và
phát triển hàng loại các địa hào sâu phát triển kế thừa từ Oligocen
đến tận Miocen muộn. Trong khi đó tại phần trung tâm lô 106 kéo
20

dài đến thềm Hải Phòng, các địa hào chỉ phát triển đến hết thời kỳ
Oligocen muộn, sau đó khu vực bị lún chìm và ít bị ảnh hưởng của
các hoạt động kiến tạo đứt gãy.
4.2. Các yếu tố đánh giá triển vọng của hệ thống dầu khí
4.2.1 Quá trình trưởng thành và sinh HC
Thời điểm sinh HC của đá mẹ Oligocen có sự chênh lệch đáng
kể theo vị trí các điểm khảo sát mô phỏng. Đá mẹ Oligocen sinh HC
sớm nhất vào khoảng 20 tr.n.t quan sát thấy ở trũng đông nam lô
106. Hiện tại đá mẹ này vẫn đang sinh dầu và khí. Phần đáy của lát
cắt Oligocen hiện vào pha sinh khí khô. Ở khu vực tây bắc lô 106,
với lát cắt Oligocen dưới HC bắt đầu được sinh vào khoảng 14 tr.n.t,
Oligocen trên khoảng 11 tr.n.t.
4.2.2 Đặc điểm đá chứa
Chín (09) giếng khoan thăm dò trong khu vực nghiên cứu đã
khoan đến móng và gặp đá chứa cacbonat. Các tài liệu phân tích mẫu
sườn, kết quả phân tích FMI và số liệu đo ĐVLGK tại các giếng trên
dải cấu tạo Hàm Rồng cho thấy độ rỗng đá móng gồm hai loại. Độ
rỗng nứt nẻ (gồm độ rỗng của khung đá, và các khe nứt) và độ rỗng
hang hốc. Giá trị độ rỗng đo được trên các mẫu sườn đều có giá trị
nhỏ hơn 1%. Độ rỗng trung bình của đá là 7% xác định theo tài liệu
địa vật lý giếng khoan. Giá trị tính được qui cho độ rỗng nứt nẻ và độ
rỗng của khung đá. Còn độ rỗng hang hốc là 100%. Tỷ số giữa chiều
dầy hiệu dụng và chiều dầy tổng cũng được phân thành 2 nhóm. Đối
với khối móng có độ rỗng nứt nẻ tỷ số NTG thay đổi từ 0,45-0,7, còn
ở loại hang hốc giá trị này thay đổi trong khoảng từ 0,002-0,03. Kết
quả thử vỉa đo được độ thấm trung bình trong đá móng khoảng 10
mD trước xử lý axit và 40mD sau xử lý axit, với độ thấm ngang
tương ứng đo được là 8474 mD.ft và 21000 mD.ft.
21

4.2.3 Đặc điểm đá chắn
Các vỉa sét Oligocen, Miocen đóng vai trò tầng chắn địa
phương cho các bẫy khối móng chôn vùi ở khu vực nghiên cứu.
Chiều dày của các lớp sét từ 20-150 m với hàm lượng sét cao, (Illit >
50%, Kaolinit <30%). Đóng vai trò tầng chắn khu vực là lớp sét biển
tiến Pliocen dầy từ 300m đến hơn 500 m phủ đều khắp vùng. Tuy
nhiên trầm tích thuộc lát cắt Pliocen khá bở rời, có độ gắn kết kém.
4.2.3 Đặc điểm bẫy khối móng chôn vùi
Các bẫy khối móng chôn vùi có phát hiện dầu khí ở khu vực
nghiên cứu đều nằm trong các địa hào cổ, nơi lớp trầm tích Oligocen
dầy phủ trực tiếp trên nóc móng và hai cánh cấu tạo, vừa đóng vai trò
là tầng chắn địa phương và là tầng đá mẹ quan trọng đã được xác
minh. Diện tích các cấu tạo có phát hiện nhỏ hơn 10 km
2
. Biên độ
cấu tạo thay đổi trong khoảng từ 200-400 m.
4.2.5 Thời gian sinh thành di cư và hoàn thiện bẫy
Đặc điểm thời
gian kết nối các yếu
tố sinh, di cư và nạp
bẫy của hệ thống dầu
khí khu vực ngoài
khơi Đông Bắc bể
Sông Hồng được
biểu diễn ở bảng 4.1.

Bảng 4.1: Sơ đồ mô tả các sự kiện của hệ
thống dầu khí đầm hồ khu vực ngoài khơi
Đông Bắc bể Sông Hồng

4.3. Đánh giá rủi ro và phân vùng triển vọng
Kết quả minh giải địa chấn và vẽ bản đồ cho thấy các cấu tạo
móng vùi lấp còn lại chưa khoan trong khu vực nghiên cứu phân bố
ở vùng nước nông đới rìa tây bắc lô 102 (cấu tạo Tiên Lãng), khu
22

vực địa hào Kiến An và đới nâng Chí Linh, bán địa hào Thủy
Nguyên và một số nằm ở phía Nam đảo Bạch Long Vĩ (bắc lô 107).
Tất cả cấu tạo này đều nằm gần các giếng khoan đã thăm dò trong
đối tượng móng (Play Móng). Việc xem xét lại chi tiết kết quả các
GK để xác định yếu tố nào là rủi ro sẽ cải thiện chu trình phân tích
rủi ro trong khu vực nghiên cứu. Việc phân tích được thực hiện trên
cơ sở đánh giá các quá trình địa chất liên quan và các sự kiện theo
thời gian địa chất. Quá trình địa chất được bắt đầu với sự hình thành
của đá chứa, sự tiếp nối với việc hình thành một bẫy được chắn kín
trong mối quan hệ với sự trưởng thành của đá mẹ, sự di cư của HC từ
đá mẹ đến đá chứa, sự tích tụ các HC này vào bẫy và cuối cùng diễn
tiến sau tích tụ của bẫy và các hydrocacbon chứa trong nó. Mục đích
chính là chỉ ra được ở
đâu, vị trí nào các tham
số này thuận lợi hay
không thuận lợi cho Play
móng và biện luận các
mức xác suất. Trên cơ sở
hướng dẫn của Ủy ban

điều phối các chương
trình khoan học địa chất
khu vực Đông và Đông







Hình 4.3: Phân vùng triển vọng Play
Móng khu vực ngoài khơi Đông Bắc bể
Sông Hồng
Nam Á (CCOP). Bốn tham số địa chất là: đá chứa (P1), bẫy chứa
(P2), hệ thống nạp bẫy (P3) và khả năng bảo tồn (P4) để ước tính cơ
hội thành công về mặt địa chất, dự đoán sự thay đổi hoàn toàn hay
từng phần của các yếu tố địa chất trong hệ thống dầu khí khu vực
ngoài khơi Đông Bắc bể Sông Hồng, phân vùng triển vọng (hình
4.3).