tóm tắt luận án tiến sĩ PHÂN TÍCH ĐẶC ĐIỂM ĐỊA HOÁ VÀ THẠCH HỌC CỦA ĐÁ MẸ THAN VÀ SÉT THAN TRẦM TÍCH MIOCEN

1


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



LÊ HOÀI NGA



PHÂN TÍCH ĐẶC ĐIỂM ĐỊA HOÁ VÀ THẠCH HỌC
CỦA ĐÁ MẸ THAN VÀ SÉT THAN TRẦM TÍCH MIOCEN KHU VỰC
PHÍA BẮC BỂ TRẦM TÍCH SÔNG HỒNG

Chuyên ngành: Khoáng vật học và Địa hoá học
Mã số: 62 44 02 05



TÓM TẮT DỰ THẢO LUẬN ÁN TIẾN SĨ ĐỊA CHẤT




HÀ NỘI – 2014

2

Công trình được hoàn thành tại:

Trường Đại học Khoa học Tự nhiên, Đại học Quốc gia Hà Nội


Người hướng dẫn khoa học:
GS.TS. Trần Nghi
TS. Trần Đăng Hùng

Phản biện 1:


Phản biện 2:


Phản biện 3:



Luận án sẽ được bảo vệ trước Hội đồng chấm luận án cấp ĐHQG họp tại
………………………………………………………………
Vào hồi ……. giờ…….ngày… tháng……năm 2014



Có thể tìm hiểu luận án tại:
- Thư viện Quốc gia Việt Nam
- Trung tâm Thông tin – Thư viện, Đại học Quốc gia Hà Nội
3

Danh mục công trình khoa học của tác giả
liên quan đến luận án

1. Th.S. Lê Hoài Nga, KS. Phí Ngọc Đông, KS. Hồ Thị Thành, Th.S.
Hà Thu Hương, Th.S. Nguyễn Thị Bích Hạnh, Th.S. Nguyễn Thị Thanh,
2012, “Thành phần Maceral của một số mẫu than/ trầm tích Miocen tại
GK 102-CQ-1X bể trầm tích Sông Hồng”. Tạp chí Dầu khí số tháng
1/2013.
2. Th.S. Lê Hoài Nga, TS. Vũ Trụ. KS. Phí Ngọc Đông, Th.S. Nguyễn
Thị Bích Hạnh, 2012, “Thành phần Maceral và môi trường thành tạo của
một số mẫu than Miocen trên trong giếng khoan 01-KT-TB-08 tại Miền
Võng Hà Nội”. Tạp chí Dầu khí số tháng 5/2014.
3. KS. Nguyễn Thị Bích Hà, Th.S. Lê Hoài Nga, KS. Đỗ Mạnh Toàn,
KS. Hồ Thị Thành, KS. Phí Ngọc Đông, 2011, Nghiên cứu mô hình địa
hóa bể trầm tích Sông Hồng. Tạp chí Dầu khí số tháng 3/2011.
4

MỞ ĐẦU
Trong công tác nghiên cứu địa hóa đá mẹ sinh dầu-khí trên thế giới từ trước tới
nay, việc sử dụng kết hợp phương pháp địa hóa thông thường và phương pháp quang
học phân tích thành phần maceral trong trầm tích/than (phương pháp nghiên cứu
thạch học than/thạch học hữu cơ) sẽ là sự hỗ trợ rất tốt cho nhau trong nghiên cứu
khả năng sinh dầu, khí của trầm tích/ trầm tích chứa than. Thực tế công tác tìm kiếm
thăm dò đã chứng minh tính khoa học trong sự kết hợp này.
Việc ứng dụng nghiên cứu thạch học hữu cơ kết hợp với các phân tích địa hóa
truyền thống đối với đá mẹ sinh dầu khí ở bể Sông Hồng đã được tiến hành từ những
năm đầu của thế kỷ 21 trên đối tượng là các thành tạo trầm tích và trầm tích chứa
than Oligocen trên thực địa khu vực miền bắc Việt Nam và trên các đảo ngoài khơi
khu vực phía Bắc bể Sông Hồng. Mục đích nghiên cứu để liên kết đánh giá khả năng
tồn tại cũng như khả năng sinh hydrocacbon của tầng đá mẹ Oligocen. Kết quả
nghiên cứu đã cho thấy nhiều thông tin hữu ích cho công tác tìm kiếm thăm dò dầu
khí ở khu vực. Tuy nhiên, việc nghiên cứu các tầng trầm tích chứa than Miocene đã

thấy trong các giếng khoan thăm dò ngoài khơi các lô 102, 103 bể Sông Hồng lại
chưa được tiến hành đầy đủ và chi tiết như vậy. Chỉ có một số kết quả phân tích của
nhà thầu dầu khí được thực hiện từ những năm 1990 với một vài mẫu đơn lẻ. Đó là lý
do nghiên cứu sinh lựa chọn đối tượng than và sét than trong trầm tích Miocene khu
vực phía Bắc bể trầm tích Sông Hồng làm đối tượng nghiên cứu của luận án.
Đề tài “Phân tích đặc điểm địa hóa và thạch học của đá mẹ than và sét than
trầm tích Miocene khu vực phía bắc bể trầm tích Sông Hồng” được thực hiện tại
Khoa Địa chất, Trường Đại học Khoa học Tự nhiên, Đại học Quốc gia Hà Nội dưới
sự hướng dẫn khoa học của Giáo sư – Tiến sĩ - Nhà giáo Ưu tú Trần Nghi và Tiến sĩ
Trần Đăng Hùng, trên cơ sở tài liệu phân tích địa hóa đã có tại các giếng khoan khu
vực lô nghiên cứu và kết quả phân tích thạch học hữu cơ được tác giả thực hiện tại
phòng Địa hóa – Viện Dầu khí Viêt Nam.
Phạm vi nghiên cứu
Phạm vi nghiên cứu của đề tài bao gồm diện tích các lô 102-106 và 103-107
ngoài khơi khu vực phía Bắc bể Sông Hồng.
Mục tiêu nghiên cứu
Mục tiêu chính của luận án là đưa ra đầy đủ các thông tin về đặc điểm, nguồn
gốc, loại vật liệu, môi trường thành tạo, điều kiện bảo tồn, mức độ biến chất và khả
năng sinh HC của than và sét than trong trầm tích Miocene khu vực nghiên cứu.
Nhiệm vụ nghiên cứu
5

Phân tích đặc điểm thạch học hữu cơ, môi trường thành tạo và mức độ biến
chất của đối tượng than và sét than trong trầm tích Miocene. Tổng hợp các tài liệu
phân tích địa hóa, đánh giá tiềm năng hữu cơ than và sét than trong trầm tích
Miocene. Đối sánh kết quả phân tích; xây dựng mô hình địa hóa để đánh giá mức độ
trưởng thành, quá trình sinh và khả năng sinh sản phẩm của các thành tạo trầm tích
chứa than và sét than Miocene.
Phƣơng pháp nghiên cứu
Phương pháp phân tích thạch học hữu cơ nghiên cứu thành phần maceral trong

than và sét than. Các phương pháp phân tích địa hóa đá mẹ thông thường và pương
pháp mô hình hóa bể trầm tích để đánh giá mức độ trưởng thành, khả năng sinh HC
của trầm tích chứa than và sét than.
Cơ sở tài liệu phục vụ nghiên cứu
16 mẫu than/sét than giếng khoan 102-CQ-1X; 02 mẫu than/sét than ở 102-
HD-1X và 6 mẫu than ở 01-KT-TB-08 được sử dụng trong phạm vi luận án. Phân
tích thành phần maceral trong than và sét than được nghiên cứu sinh thực hiện tại
Phòng Địa hóa – Trung tâm Nghiên cứu Tìm kiếm Thăm dò và Khai thác Dầu khí –
Viện Dầu khí Việt Nam. Phân tích nhiệt phân, độ phản xạ vitrinite, phân tích sắc ký
các mẫu trong phạm vị luận án thực hiện tại Viện Dầu khí Việt Nam. Các mặt cắt địa
chấn, bản đồ cấu trúc các tầng trầm tích, các kết quả phân tích địa hóa và một số tài
liệu khác sử dụng trong phạm vi luận án được kế thừa từ các nghiên cứu trước đó, các
nghiên cứu mà nghiên cứu sinh tham gia và đã được sự cho phép của Tập đoàn Dầu
khí Việt Nam.
Điểm mới của luận án
Lần đầu tiên chỉ ra được thành phần vật chất hữu cơ (thành phần maceral) của
than và sét than trong trầm tích Miocene khu vực nghiên cứu bằng phương pháp
nghiên cứu thạch học hữu cơ sử dụng ánh sáng phản xạ.
Chỉ ra được sự thay đổi của thành phần maceral trong quá trình than hóa
Chỉ ra được mối liên quan giữa các thông số địa hóa, các chỉ số maceral với
môi trường thành tạo than.
Luận điểm bảo vệ
Than trong trầm tích Miocene khu vực nghiên cứu là than humic. Thành phần
maceral nhóm huminite/vitrinite chiếm trên 73%, liptinite chiếm 3,87-17,7%,
inertinite chiếm 2,8-10,4%, khoáng vật chủ yếu là pyrite dạng trứng cá. Mức độ biến
chất của than từ nhãn than á bitum đến than bitum chất bốc cao. Than thành tạo trong
môi trường đông bằng tam giác châu dưới, nguồn vật liệu tạo than chủ yếu là cây bụi
và ít thực vật bậc cao.
6

Tiềm năng hữu cơ của than và sét than khu vực nghiên cứu khá tốt. Tổng hàm
lượng cacbon hữu cơ mẫu sét than dao động từ 5,37 đến 45,10%; mẫu than từ 71,18-
90,9%. Kerogen loại III và hỗn hợp của loại III và loại II. HI mẫu sét than trong
khoảng 147 đến 369mg/g, trung bình 231mg/g, tiềm năng sinh khí là chính. HI mẫu
than trong khoảng 160-477mg/g, trung bình 355mg/g; tiềm năng sinh cả dầu và khí.
Các mẫu than và sét than ở độ sâu từ 2200m trở xuống đã trưởng thành và bước vào
cửa sổ tạo dầu ở khoảng độ sâu dưới 2800m.
Ý nghĩa của luận án
Ý nghĩa khoa học
Luận án góp phần làm sáng tỏ thành phần, nguồn gốc vật liệu, môi trường
thành tạo của than và sét than trong trầm tích Miocene vùng nghiên cứu. Đồng thời
chỉ ra sự biến đổi của thành phần maceral trong than qua các giai đoạn biến chất của
than. Góp phần chỉ ra rõ hơn về tiềm năng hữu cơ của than và sét than trong trầm tích
Miocene khu vực bắc bể Sông Hồng.
Ý nghĩa thực tiễn
Luận án đóng góp phần chỉ ra vai trò sinh hydrocacbon của các đối tượng trầm
tích lục chứa than và sét than khu vực nghiên cứu. Kết quả của luận án là cơ sở để
ứng dụng nghiên cứu thạch học hữu cơ trong công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí ở
Việt Nam.
Bố cục của luận án
Bố cục của luận án gồm 4 chương không kể mở đâu, kết luận, tài liệu tham
khảo và phụ lục đính kèm:
Chương 1. Địa chất khu vực
Chương 2. Cơ sở lý thuyết và phương pháp nghiên cứu
Chương 3. Đặc điểm thạch học hữu cơ của than và sét than khu vực nghiên cứu
Chương 4. Đặc điểm địa hóa và tiềm năng sinh dầu - khí của trầm tích
Miocene chứa than và sét than khu vực nghiên cứu.
7

CHƢƠNG 1. ĐỊA CHẤT KHU VỰC

1.1. BỐI CẢNH ĐỊA CHẤT
Vùng nghiên cứu nằm trong vùng cấu trúc Tây Bắc bể Sông Hồng bao gồm
diện tích các lô 102-106, 103-107 và một phần lô MVHN-01-KT trên miền võng Hà
Nội (Hình 1. 1). Tuy nhiên, thực tế lấy mẫu cho thấy, than và sét than trong trầm tích
Miocene chủ yếu có trong các giếng khoan 102-
CQ-1X, 102-HD-1X và các giếng khoan thăm dò
khí than trong khu vực Miền võng Hà Nội.
Do đó, các mẫu được chọn để nghiên cứu trong
luận án này được lấy ở ba giếng 102-CQ-1X, 102-
HD-1X và 01-KT-TB-1X (giếng khoan có độ dày
tổng cộng các vỉa than lớn nhất trong số các giếng
thăm dò khí than); các giếng khoan này đều nằm
trong đới nghịch đảo kiến tạo Miocen.
1.2. LỊCH SỬ PHÁT TRIỂN ĐỊA CHẤT
Lịch sử phát triển địa chất của bể Sông
Hồng cũng như vùng nghiên cứu gắn liền với lịch
sử phát triển kiến tạo giai đoạn Kainozoi ở Đông
Nam Á nói chung và Việt Nam nói riêng, chia
thành 4 giai đoạn:
Giai đoạn tiền tách giãn (trước Eocene giữa?),
Giai đoạn tách giãn (Eocen giữa-Oligocen), Giai đoạn sau tách giãn - sụt lún oằn
võng và mở rộng bể (Miocene ) và
Giai đoạn tạo thềm (Pliocen-Đệ Tứ)
1.3. ĐẶC ĐIỂM ĐỊA TẦNG TRẦM TÍCH
1.3.1 Trầm tích Eocene (E
2
) - Hệ tầng Phù Tiên (E
2
pt)
Hệ tầng Phù Tiên gồm phần trầm tích cuội sạn kết, xen các lớp cát bột kết, đặc

trưng là màu tím đỏ, còn phần sét kết (acgilit) tại giếng khoan 104 có màu đen bóng,
rắn chắc, dày 70m, có đặc điểm khác hẳn các đá ở trên về thành phần, màu sắc và
không phát hiện được bào tử phấn hoa không thuộc hệ tầng này (Dậu and nnk, 2013,
Bạt and nnk, 2001).
1.3.2. Trầm tích Oligocene (E3)- Hệ tầng Đình Cao (E
3
đc)
Hệ tầng Đình Cao gồm cát kết xám sáng, xám tối, xám xanh hạt nhỏ đến vừa,
ít hạt thô, đôi khi cuội, sạn độ chọn lọc trung bình đến tốt; xi măng là cacbonat, sét,
thạch anh và ít ôxit sắt. Sét kết xám sáng, xám tối, xám nâu sẫm có các mặt láng
bóng, đôi khi có các thấu kính than hoặc các lớp sét vôi mỏng, chứa hoá thạch động
vật. Trong trầm tích của hệ tầng Đình Cao mới chỉ tìm thấy các vết in lá thực vật,
bào tử phấn hoa, Diatomae và động vật nước ngọt. Các hóa thạch thực vật thuộc các
MVHN_01-KT

Hình 1. 1. Phân vùng cấu trúc bể
trầm tích Sông Hồng và khu vực
nghiên cứu (Dậu and nnk, 2013)
8

họ ôn đới điển hình của Fagaceae, Lauraceae, Betulaceae, Ulmaceae và các dạng
đầm lầy với tỷ lệ nhỏ hơn. Ngoài ra, còn có các dạng bào tử phấn hoa, các tảo nước
ngọt và động vật nước ngọt Viviparus kích thước nhỏ.
Hệ tầng Đình Cao thành tạo trong môi trường đầm hồ/aluvi, liên quan đến các
địa hào, bán địa hào và có liên hệ chặt chẽ với quá trình hình thành trầm tích hệ tầng
Phù Tiên. Trầm tích tuổi Oligocen chứa sét rất giàu tiềm năng sinh HC cũng đã được
tìm thấy trong giếng khoan ENRECA3 trên đảo Bạch Long Vĩ (Bạt and nnk, 2001,
Dậu and nnk, 2013).
1.3.3. Trầm tích Miocene dƣới (N
1

1
) -Hệ tầng Phong Châu (N
1
1
pch)
Trầm tích hệ tầng Phong Châu gồm xen kẽ giữa
các lớp cát kết, cát bột kết có những lớp sét chứa dấu
vết than hoặc những lớp đá vôi mỏng (103-TG-1X,
103PV- HOL-1X).
Trên tài liệu địa chấn, trầm tích hệ tầng Phong
Châu là tập địa chấn phản xạ song song, độ liên tục tốt
nằm kề áp với các khối nâng cao ở ngoài khơi vịnh
Bắc Bộ. Trầm tích hệ tầng Phong Châu có bề dày thay
đổi từ 400-1400m, chúng phủ bất chỉnh hợp trên các
trầm tích hệ tầng Đình Cao và các đá cổ hơn.
1.3.4. Trầm tích Miocene giữa (N
1
2
) - Hệ tầng Phủ
Cừ (N
1
2
pc)
Trầm tích thuộc hệ tầng Phủ Cừ có thành phần
trầm tích gồm cát kết, sét bột kết, than và đôi nơi gặp các lớp mỏng cacbonat. Trên
mặt cắt địa chấn, trầm tích của hệ tầng Phủ Cừ thuộc tập địa chấn gồm có các pha
sóng phản xạ, dạng song song hay hỗn độn, biên độ lớn, tần số cao thường liên quan
đến các tập than. Hệ tầng Phủ Cừ có chiều dày từ 1500-2000 m nằm chỉnh hợp trên
hệ tầng Phong Châu. So với các phức hệ cổ sinh của hệ tầng Phong Châu, phức hệ cổ
sinh của hệ tầng Phủ Cừ phong phú hơn rất nhiều với tất cả các dạng: cổ thực vật (vết

in lá cây), bào tử phấn hoa, Foraminifera, Ostracoda, Mollusca. Các trầm tích của hệ
tầng Phủ Cừ được hình thành trong môi trường đồng bằng châu thổ chuyển dần sang
châu thổ, châu thổ ngập nước (tiền châu thổ) theo hướng tăng dần ra vịnh Bắc Bộ.
1.3.5. Trầm tích Miocene trên (N
1
3
)
Hệ tầng Tiên Hưng (N
1
3
th)
Trầm tích hệ tầng Tiên Hưng có thành phần chủ yếu là cát kết ,ở phần trên
thường có mặt các lớp cát kết hạt thô và sạn sỏi sét bột kết, xen kẽ các lớp than nâu.
Than ở hệ tầng Tiên Hưng ít hơn, mức độ chứa than giảm đi rõ rệt, trầm tích tam giác
châu ngập nước, tính biển tăng theo khu vực ngoài khơi vịnh Bắc Bộ. Trên mặt cắt
địa chấn, trầm tích hệ tầng Tiên Hưng được biểu hiện bằng tập địa chấn có độ phân

Hình 1. 2. Cột địa tầng tổng hợp
khu vực phía Bắc bể Sông Hồng
9

lớp kém và phản xạ yếu, trục đồng pha ngắn biên độ cao, uốn nếp và có nhiều tập
biểu hiện của than. Môi trường tích tụ của trầm tích của hệ tầng Tiên Hưng chủ yếu là
đồng bằng châu thổ (dải Khoái Châu - Tiền Hải), đồng bằng châu thổ có xen những
pha biển ven bờ (trũng Đông Quan) và tam giác châu ngập nước phát triển theo
hướng ra vịnh Bắc Bộ (Dậu and nnk, 2013).
1.3.6. Trầm tích Pliocene (N
2
) - Hệ tầng Vĩnh Bảo (N
2

vb)
Nằm bất chỉnh hợp trên trầm tích Tiên Hưng, trầm tích hệ tầng Vĩnh Bảo đánh
dấu một giai đoạn phát triển của trầm tích Đệ tam trong vùng trũng Hà nội, vịnh Bắc
Bộ và toàn khu vực Biển Đông Việt Nam.
1.3.7. Trầm tích Đệ Tứ (Q) - Hệ tầng Hải Dương, Kiến Xương
Trầm tích Đệ Tứ phủ bất chỉnh hợp trên trầm tích Pliocen bao gồm cuội, sạn,
cát bở rời (hệ tầng Kiến Xương) chuyển lên là cát, bột, sét và một số nơi có than bùn
(hệ tầng Hải Dương) là các trầm tích lục địa xen các pha biển ở Miền võng Hà Nội,
trong khi đó ở vịnh Bắc Bộ tính biển của trầm tích này chiếm ưu thế (Dậu and nnk,
2013) (Dậu and nnk, 2013).

CHƢƠNG 2. PHƢƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU
2.1. CƠ SỞ LÝ THUYẾT
2.1.1. Tổng quan tình hình nghiên cứu thạch học than trên thế giới và ở
Việt Nam
1.1.1.1. Lịch sử nghiên cứu thạch học than trên thế giới
Trên thế giới, việc nghiên cứu thạch học hữu cơ được tiến hành từ những năm
đầu của thế kỷ 20. Đối tượng chính của thạch học than là “maceral”. Thuật ngữ
maceral được nhà khoa học Anh quốc Marie Stopes đưa ra trong các tài liệu của mình
trong những năm 1919 và 1935 để chỉ các thành phần tạo nên than xác định được
dưới kính hiển vi, tương đương với các khoáng vật tạo nên đá (Suárez-Ruiz and
Crelling, 2008, Stopes, 1919, Stopes, 1935).
Có 3 nhóm maceral gồm huminite/vitrinite, liptinite và inertinite. Hệ thống
phân loại hiện đang được chấp nhận và thông dụng nhất là hệ thống phân loại của
ICCP, thể hiện trong một số phiên bản của “Sổ tay quốc tế của thạch học than (ICCP,
1963, ICCP, 1971, ICCP, 1975, ICCP, 1993) (International Handbook of Coal
Petrology). Hệ thống này có được điều chỉnh – bổ xung trong một số ấn phẩm gần
đây của (ICCP, 1998, ICCP, 2001)và của Sýkorová cùng các cộng sự (Sýkorová et
al., 2005).
Hệ thống phân loại được áp dụng trong khuôn khổ đề tài này là của Hiệp hội

Thạch học than Quốc tế ICCP công (Potter, 1998) đang được sử dụng rộng rãi trên
toàn thế giới (Kwiecińska and Petersen, 2004, ICCP, 1998, ICCP, 2001, Sýkorová et
al., 2005).
10

1.1.1.2. Lịch sử nghiên cứu thạch học than ở Việt Nam.
Tại Việt Nam, ngành khoa học nghiên cứu thạch học than đã được phát triển
từ những năm 60-80 của thế kỷ trước; chủ yếu nghiên cứu nhãn than và các đặc tính
vật lý của than phục vụ các ngành công nghiệp nặng. Đến nay, công tác nghiên cứu
này đang bị mai một và không theo kịp tiến trình phát triển của nó so với thế giới do
thiếu đội ngũ kế cận và thiết bị.
Ứng dụng thạch học hữu cơ trong nghiên cứu đánh giá tiềm năng sinh dầu khí
của các tập trầm tích lục nguyên chứa than tuổi Oligocene khu vực phía Bắc bể Sông
Hồng bắt đầu được tiến hành từ những năm đầu của thế kỷ 21 trong khuôn khổ dự án
hợp tác nghiên cứu giữa Tập đoàn Dầu khí Việt Nam – Viện Dầu khí Việt Nam và
Cục địa chất Đan Mạch.
(Petersen et al., 2001) đã chỉ ra khả năng sinh dầu của sét đầm hồ và than
Oligocen tại khu vực Đồng Ho – Hoành Bồ - Quảng Ninh. Than Oligocen Đồng Ho
thuộc loại than humic chứa trên 80% là các maceral nhóm huminite; kerogen loại III;
độ phản xạ huminite của than dao động trong khoảng từ 0,31% đến 0.44% trong dầu
nhúng; tổng hàm lượng carbon hữu cơ trên 60%; chỉ số hydrogen (chỉ số biểu trưng
cho khả năng sinh dầu hoặc khí của đá mẹ) của than <300 cho thấy mẫu có tiềm năng
sinh khí. Tuy nhiên, kết quả chiết bitum và các chỉ số GOR – tỉ số khí/dầu, năng
lượng hoạt hóa (Ea)- kết quả phân tích thủy nhiệt phân (trưởng thành giả)- của mẫu
than trên cho thấy chúng có khả năng sinh dầu với tỷ lệ không lớn.
Kết quả phân tích mẫu dầu trong giếng khoan B10-STB-1X trên khu vực miền
võng Hà Nội cũng cho thấy có sự liên quan đến đá mẹ có chứa vật chất hữu cơ có
nguồn gốc lục địa – có thể là than (Petersen et al., 2004). Dải phân bố n-alkane của
mẫu đặc trưng cho dầu paraffinic có nguồn gốc từ đá sét. Tỷ số Pristane/phytane
3,36; tỷ lệ C

29
cao trên 45%; sự vắng mặt của C
30
sterane – chỉ thị cho vật chất hữu cơ
nguồn gốc biển – và hàm lượng lưu huỳnh cực thấp chứng minh cho nguồn lục địa
của vật chất hữu cơ sinh loại dầu này.
Sét dầu Đồng Ho và sét trong đới nghịch đảo Oligocen Bạch Long Vĩ có khả
năng sinh ra sản phẩm dầu tương tự với mẫu dầu tại B10-STB-1X. Gần đây nhất, kết
quả phân tích thạch học hữu cơ kết hợp với các phân tích địa hóa truyền thống các
mẫu sét tại giếng khoan Enreca 3 trên đảo Bạch Long Vĩ một lần nữa khẳng định khả
năng sinh dầu của đá mẹ Oligocen khu vực bắc bể Sông Hồng và gợi mở hướng mới
cho đối tượng tìm kiếm thăm dò dầu khí trong khu vực. Sét Oligocen tại GK Enreca-3
có tiềm năng sinh dầu cực tốt; TOC trung bình khoảng trên 2% - ngưỡng đá mẹ cực
giàu; HI trung bình trên 500mgHC/gTOC; Tmax trung bình 341
0
C cho thấy mẫu chưa
trưởng thành. Thành phần maceral quan sát trong mẫu chủ yếu là vật chất hữu cơ nguồn
11

gốc tảo như VCHC vô định hình có khả năng phát quang, Lamalginite, Telalginite; các
maceral có nguồn gốc VCHC lục địa như resinite hay huminite chiếm tỷ lệ khoảng 5-
18% (hình 11) (Petersen, 2013).
2.1.2. Cơ sở lý thuyết
Than là loại đá dễ cháy chứa trên 50% trọng lượng và trên 70% thể tích là các
vật chất dạng cacbon hình thành do quá trình nén ép các tàn tích thực vật tương tự
như các tích tụ than bùn. Sự khác nhau về vật liệu thực vật (type- loại than), mức độ
biến chất (rank-nhãn than) và độ tinh sạch của than (grade- cấp than) là các đặc trưng
chính của than” (Schopf, 1956).
Theo nguồn gốc, than được chia thành 2 loại là than sapropelic và than humic.
Than sapropelic được hình thành từ quá trình thối rữa của VCHC. Than humic được

phân chia (phân nhãn than) dựa trên độ phản xạ vitrinite; gồm 5 nhãn than chính lần
lượt là than nâu (lignite) than á bitum than bitumthan antraxit tương ứng với
độ phản xạ vitrinite tăng dần. Quá trình chuyển đổi nhãn than như trên gọi là quá
trình than hóa hay quá trình trưởng thành nhiệt (coalification /maturation).
2.1.2.1. Môi trƣờng thành tạo than bùn
Hầu hết các tập than đều thành tạo trong môi trường đầm lầy “mire” – thuật
ngữ này được sử dụng để chỉ chung tất cả các môi trường tạo than như đầm lầy cây
thân gỗ và cây bụi (swamp); đầm lầy cây bụi và cây cỏ (marsh); đầm lầy thấp có sậy
và cỏ trên đất than bùn nông (fen) và đầm lầy có cây thân gỗ, cây bụi, sậy trên đất
than bùn sâu (bog)…(Taylor et al., 1998, Moore, 1989, Thắng and Dực, 2006).
Theo chế độ thủy văn, môi trường thành tạo than được chia thành 3 nhóm là
môi trường thành tạo than bùn có ảnh hưởng của biển (marine-influenced peats), môi
trường thành tạo than có ảnh hưởng của dòng chảy nước ngọt (freshwater
rheotrophic) và môi trường thành tạo than bùn chỉ chịu ảnh hưởng của nước mưa
(Frank, 1999).
Các thông số maceral như chỉ số bảo tồn mô (TPI), chỉ số keo hóa (GI), chí số
mô thực vật (VI) và chỉ số độ ảnh hưởng của nước ngầm được ứng dụng phổ biến để
xác định cổ môi trường thành tạo than bùn
2.1.2.2. Quá trình than hóa của vật chất hữu cơ trong trầm tích
Các giai đoạn của quá trinh than hóa được thể hiện trong Error! Reference
source not found.
12


Hình 2. 1. Tổng hợp các giai đoạn của quá trình than hóa
2.1.2.3. Thành phần vật chất hữu cơ trong than
Macerals là những thành phần vi hữu cơ thường được xác định trong than và
được phân biệt với nhau trên cơ sở tính chất quang lý của chúng. Hệ thống phân loại
macerals của ICCP được ứng dụng phổ biến nhất hiện nay (Sýkorová et al., 2005,
Kwiecińska and Petersen, 2004, ICCP, 2001, ICCP, 1998), gồm:

 Nhóm Huminite/Vitrinite: bắt nguồn từ tàn tích thực vật humic bị than hóa, chủ
yếu là lignin and cellulose. Dưới ánh sáng phản xạ, mảnh vitrinite có màu xám và
dưới kích thích UV chúng có thể có phát quang yếu (Taylor et al., 1998).
 Nhóm Liptinite: bắt nguồn từ phần nhựa cây và sáp thực vật – tàn tích của thực
vật giàu hydro như cutin, resin, chất béo, sáp và vỏ tế bào của bào tử, phấn hoa và
tàn tích của vi khuẩn. Trong các nhóm maceral, nhóm Liptinite có hệ số phản xạ
thấp nhất dưới ánh sáng trắng. Dưới kích thích UV, liptinite phát huỳnh quang
trong đó màu huỳnh quang của bào tử được sử dụng như là một thông số để xác
định mức độ trưởng thành nhiệt (Taylor et al., 1998).
 Nhóm Inertinite: trong hầu hết trường hợp bao gồm các nguyên liệu thực vật giống
vitrinite nhưng bị biến đổi thứ sinh hoặc bị oxy hóa trước và trong khi bị than hóa.
Điểm đặc trưng của inertinite là mức độ phản xạ cao hơn so với các mảnh vitrinite
trong mẫu và không có phát quang dưới kích thích UV (Taylor et al., 1998).
13

2.2. PHƢƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU
2.2.1. Phƣơng pháp phân tích thạch học hữu cơ
Bản chất của thạch học hữu cơ là xác định các chất hữu cơ trong than/trầm tích
bằng cách quan sát chúng dưới kính hiển vi sử dụng chế độ ánh trắng và ánh sáng
huỳnh quang trong dầu nhúng.
Để chuẩn bị mẫu phân tích thành phần maceral trong than sử dụng ánh sáng
phản xạ, mẫu than được làm nhỏ đến cỡ hạt từ 850μm đến 1000μm và đổ khuôn
(đường kính 30mm) với hỗn hợp nhựa epoxy và chất đóng rắn (pha theo tỷ lệ gợi ý
của nhà sản xuất). Khuôn mẫu sau khi đóng rắn hoàn toàn được mài và đánh bóng bề
mặt (ISO7404-2, 1985) ; được tiến hành phân tích thành phần maceral trên hệ thống
kính hiển vi sử dụng ánh sáng phản xạ (ánh sáng trắng và ánh sáng huỳnh quan) với
vật kính được nhúng dầu (n
8
23
= 1,518 để tăng chiết xuất của môi trường) có độ

phóng đại từ 25 -50- 100 lần và thị kính với độ phóng đại 10 lần (ISO7404-3, 1994a).
Tổng số điểm được chấp nhận phải lớn hơn 500 với mẫu than và lớn hơn 250 với
mẫu kerogen; kết quả thể hiện dưới dạng % (ASTM, 2005).
2.2.2. Phƣơng pháp phân tích độ phản xạ Vitrinite
Độ phản xạ vitrinite là thống số trưởng thành thông dụng nhất hiện nay. Độ
phản xạ là phần trăm (%) ánh sáng tới (ánh sáng trắng) phản xạ lại từ bề mặt phẳng
được mài bóng của bề mặt nghiên cứu. Chỉ các ánh sáng phản xạ nằm trong vùng ánh
sáng xanh nhìn thấy (bước sóng 546 nanomet) được chấp nhận để đo trong phép phân
tích này. Độ phản xạ được đo trên các mảnh collotelinite.
2.2.3. Phƣơng pháp phân tích nhiệt phân tiêu chuẩn Rock_Eval
Chu trình phân tích được thể hiện trong
Hình 2. 2. Các thông số nhiệt phân (TOC, S1, S2,
HI, PI, Tmax) được sử dụng để đánh giá chất
lượng đá mẹ, loại vật chất hữu cơ trong đá mẹ và
mức độ trưởng thành nhiệt của chúng.
2.2.3. Phƣơng pháp sắc ký
Một lượng mẫu đá đã nghiền nhỏ (khoảng
40g) được đun trong dung môi hữu cơ trong 12h
đến 24h sử dụng bộ chiết hồi lưu Soxhlet. Dung
môi sau đó được cho bay hơi để thu lại bitum.
Lượng bitum thu được sẽ được tách thành phần
hydrocacbon no (HCno), hydrocacbon thơm (HC
thơm), hợp chất phân cực bằng phương pháp sắc ký lỏng.
Thành phần hydrocarbon no C
15+
sau đó sẽ được tiến hành phân tích sắc ký khí
để xác định các sự có mặt hay vắng mặt của các hóa thạch địa hóa như napthenes
(steranes, triterpanes, pentacyclic triterpans), isoprenoid (pristine, phytane), và alkane
Chu trình
phântích

Chu trình
ghikết quả
Ứng dụngtrong
thăm dòdầu khí
Thời gian
Thời gian
Nhiệt phân
kerogen
Hóa hơi các HC
tự do có sẵn
trong đá
Giảm
nhiệt
Giải phóng
CO
2
Tăng nhiệt độ
Bẫy CO
2
Nhiệt độ
Mức độ trƣởng thành
Hệsốsản phẩm PI
S1/S1+S2
Tmax
0
C
Tiềm năng dầu và khí
Tiềm năng sinh
S1+S2 (kg/tấn đá)
LoạiVCHC

S2/ TOC Chỉ sốHydrogen
S3/TOC Chỉ sốOxygen
Dấu hiệu Dầu hoặc khí
S1 (g/tấn đá)

Hình 2. 2. Sơ đồ chu trình nhiệt phân
tiêu chuẩn Rock Eval (Tissot and
Welte, 1978, Ower, 1990)
14

mạch thẳng (Ower, 1990). Nguyên tắc của tách chất trong sắc ký khí là do sự phân bố
giữa pha tĩnh và pha động thông qua cơ chế hấp phụ, phân bố hoặc sự kết hợp cả hai
cơ chế này. Các quá trình hấp phụ và giải hấp xảy ra liên tục giữa hai pha. Tùy thuộc
vào pha tĩnh là rắn hay lỏng mà có sắc ký khí – rắn, sắc ký khí – lỏng.
2.2.4. Phƣơng pháp mô hình hóa bể (sử dụng phần mềm PetroMod 2D)
Phương pháp mô hình hóa bể trầm tích được ứng dụng rất rộng rãi trong
nghiên cứu thăm dò dầu khí hiện nay. Nguyên tắc cơ bản của xây dựng mô hình địa
hoá đá mẹ là trên cơ sở số liệu về lịch sử chôn vùi trầm tích, đặc điểm thạch học, độ
giàu và chất lượng vật chất hữu cơ, chế độ địa nhiệt tại giếng khoan sẽ mô phỏng
quá trình sinh hydrocacbon của đá mẹ. Kết quả mô phỏng sẽ được kiểm tra bằng kết
quả phân tích mẫu tại chính giếng khoan đó. Điều kiện biên trong số liệu đầu vào như
dòng nhiệt, nhiệt độ bề mặt trầm tích, độ sâu mực nước cổ sẽ được điều chỉnh tới khi
kết qua đầu ra của mô hình phù hợp với số liệu kiểm tra tại giếng khoan. Tham số
điều kiện biên của mô hình 1D tại các giếng khoan sẽ được sử dụng cho mô hình 1D
của những điểm lân cận và mô hình 2D.

CHƢƠNG 3. ĐẶC ĐIỂM THẠCH HỌC HỮU CƠ KHU VỰC NGHIÊN CỨU
Mẫu than và sét than phân tích được lấy trong trầm tích Miocene dưới- giữa tại
giếng khoan 102-CQ-1X, 102-HD-1X – ngoài khơi phần đông bắc bể Sông Hồng và
trong trầm tích Miocene trên tại giếng khoan 01-KT-TB-08 trong lô MVHN-01-KT-

TB – Miền võng Hà Nội.
3.1. NHÃN THAN (COAL RANK)
Nhãn than là chỉ tiêu để đánh giá mức độ
biến chất của một loại than và được phân chia
dựa trên giá trị độ phản xạ vitrinite đo được
trong mẫu than (ASTM, 1992). Mẫu than
Miocene dưới khu vực giếng khoan 102-CQ-
1X ở độ sâu khoảng 2000-2500m nằm trong
đới than á bitum; các mẫu than độ sâu trên
2500 trở xuống nằm trong đới than bitum chất
bốc cao. Mẫu than ở sát đáy Miocene dưới ở khu vực giếng khoan 102-CQ-1X (độ
sâu 1750-1760m) nằm trong đới than á bitum trong khi mẫu than ở vị trí địa tầng
tương tự tại giếng khoan 102-HD-1X (độ sâu 3000-3010m) lại nằm trong đới than
bitum chất bốc cao. Mẫu than Miocene trên GK 01-KT-TB-1X trên lô MVHN-01-KT
do nhà thầu Arrow tiến hành năm 2008 có độ phản xạ từ 0,4-0,45 % Ro – tương ứng
với nhãn than á bitum C (than đang trong giai đoạn đầu của quá trình khử nước –
dehydration (Hình 3. 1).

0.5 1 2
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
102-CQ-1X Miocene dưới
102-CQ-1X Miocene giữa
102-HD-1X Miocene giữa

01-KT-TB-08 Miocene trên
Chƣa trƣởng thành
Trƣởng thành
Cửa sổ tạo dầu
Tạo khí ẩn và Cond.
Tạo khí khô
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
0,1 1 10
Miocen trên-01-KT-TB-08
Miocen dưới - 102-CQ-1X
Miocen giữa -102-CQ-1X
Miocen giữa - 102-HD-1X
Than nâu
Than bùn
Than á bitum
Than bitum chất bốc cao
Than bitum chất bốc
TB
Than bitum chất bốc thấp
Than bán axtraxit
Than axtraxit
Độ phản xạ vitrinite %Ro Độ phản xạ vitrinite %Ro
Độ sâu (m)

a
b

Hình 3. 1. Nhãn than theo độ phản xạ
vitrinite (ASTM, 1992).
15

3.2. THÀNH PHẦN MACERAL
3.2.1. Miocene dƣới
15 mẫu than, sét than và sét trong trầm tích Miocene dưới tại giếng khoan 102-
CQ-1X được phân tích thành phần maceral.
Maceral nhóm Huminite
Trong các mẫu than - sét than từ độ sâu 1990m đến 2250m của giếng khoan
102-CQ-1X, thành phần của huminite chiếm trên 80%, trong đó chủ yếu là Ulminite
(U), Densinite (D), Corpohuminite (Co) và ít Gelinite với những tỷ lệ hợp phần
khác nhau.
Maceral nhóm Vitrinite
Sự thay đổi về loại maceral từ nhóm huminite sang nhóm vitrinite bắt đầu xuất
hiện ở các mẫu than và sét than từ độ sâu 2310-2320m trở xuống.
Sự có mặt của huminite thưa dần thay vào đó là sự có mặt của maceral nhóm
vitrinite. Thay đổi thành phần rõ nét nhất bắt đầu từ mẫu sét ở độ sâu 2580-2590m và
2590-2600m. Các mẫu ở độ sâu 2660-2670m, 2680-2690m và 3000-3010m, các
thành phần vitrinite chủ yếu là collodetrinite, collotelinite và corpogelinite.
Collodetrinite (Cd) chiếm tỷ lệ nhiều nhất trong mẫu than từ 2500m đến 3010m.
Collotelinite chiếm tỷ lệ nhỏ hơn so với collodetrinite trong các mẫu than từ 2580-
2590m đến 3000-3010m và có độ bảo tồn không tốt. Ngoài ra còn có một phần nhỏ là
Telinite với cấu trúc mô gỗ còn được thể hiện khá rõ ràng. Cg trong các mẫu từ 2580-
2590m trở xuống chủ yếu xuất hiện ở dạng lấp đầy trong cấu trúc tế bào của Cutinite
(Cu) và suberinite (Su).
Maceral nhóm Liptinite

Trong các mẫu than Miocene dưới, thành phần maceral nhóm liptinite khá
phong phú về chủng loại. Trong các mẫu sét và sét than độ sâu 2150-2160m; 2310-
2320m và 2660-2670m, hàm lượng liptinite lần lượt là 4,24%, 3,87% và 3, 95%.
Thành phần liptinite trong các mẫu sét và sét than ở độ sâu 2580-2590m, 2590-
2600m là 8,3% và 6,4% trong đó chủ yếu là cutinite, liptodetrinite, một ít resinite và
VCHC vô định hình. Đặc biệt trong mẫu sét độ sâu 2240-2250m có quan sát thấy cả
alginite- loại maceral có nguồn gốc từ tảo- có mặt khá nhiều và phân bố chủ yếu trên
những đám nền vật chất hữu cơ vô định hình có khả năng phát quang; thành phần
liptinite lên đến 9,96% cho thấy sự thay đổi yếu tố nguồn vật liệu ở thời điểm này
trong Miocene sớm tại vị trí xung quanh giếng khoan 102-CQ-1X.
Trong các mẫu than 1990-2000m, 2080-2090m, 3000-3010m, hàm lượng
maceral nhóm liptinite cũng khá cao, dao động trong khoảng từ 7,6% đến 9,8%. Các
loại chủ yếu là sporinite, resinite cutinite và ít suberinite cùng mảnh vụn của các
liptinite khác (liptodetrinite).
16

Sự phân bố cộng sinh của bituminite maceral trong các khe nứt của vitrinite ở
các mẫu than từ 2580-2590m trở xuống cũng là một đặc trưng riêng của các mẫu than
ở khu vực này.
Mẫu than ở độ sâu 2680-2690m có thành phần liptinite lên đến 17,7% trong đó
sporinite chiếm 3,8%; resinite chiếm 3,2%, suberinite chiếm 2,8% và đặc biệt là sự có
mặt của exudatinite (2,2%) – một loại maceral thứ sinh sinh ra từ thời kỳ bắt đầu quả
giai đoạn bitum hóa, khi mà các vật chất giống dầu được sinh ra từ lipid trong liptinite
và vitrinite giàu hydro trong cấu trúc- cho thấy tiềm năng sinh dầu của mẫu than ở địa
tầng này. Tại thời điểm hình thành, exudatinite rất mềm, do đó có thể lấp đầy vào các
kẽ nứt được tạo ra do quá trình bitum hóa tạo ra. Trong các mẫu than ở độ sâu lớn hơn,
thành phần exudatinite giảm đi nhiều. Tuy nhiên, dấu hiện cho thấy sự có mặt của dầu
(oil expulsion) (Teichmüller, 1974) trong các mẫu than này được quan sát thấy rất
nhiều trong các mẫu từ độ sâu 2150-2160m trở xuống đến 3000-3010m. Chúng phân
bố chủ yếu trong các khe nứt kín hoặc khe nứt liên thông trong các mảnh vitrinite. Độ

phản xạ vitrinite của các mẫu trên cho thấy chúng đang trong giai tạo dầu sớm.
Maceral nhóm Inertinite
Inerinite là nhóm bao gồm các maceral có độ phản xạ cao hơn, trơ ì hơn so với
vitrinite và liptinite trong than; thường được coi là nhóm không có khả năng sinh
hydrocacbon. Inertinite khá phổ biến trong các nẫu than và trầm tích khu vực này;
hàm lượng % của chúng dao động trong khoảng từ 2,8%-10,3%; chủ yếu là fusinite,
semifusinite, funginite và ít inertodetrinite. Trên bề mặt khối mẫu đã mài bóng,
inertinite có màu xám đến trắng xám; độ nổi rất cao so với nhựa đúc và cao hơn so
với vitrinite.
Khoáng vật
Thành phần khoáng vật trong mẫu than, sét than và sét Miocene dưới tại giếng
khoan 102-CQ-1X chủ yếu là pyrite, cacbonat và khoáng vật sét (Hình 3.25).
3.2.2. Miocene giữa
Than trong trầm tích Miocene giữa tại 2 giếng khoan 102-CQ-1X và 102-HD-1X
- ngoài khơi vùng nghiên cứu không nhiều; giếng khoan 01-KT-TB-1X chưa khoan
đến địa tầng này. Tổng cộng 02 mẫu (01 mẫu sét và 01 mẫu than) ở phần đáy của trầm
tích Miocene giữa trong giếng khoan 102-HD-1X và 01 mẫu than ở phần đáy của trầm
tích Miocene giữa tại giếng khoan 102-CQ-1X được tiến hành phân tích.
Maceral nhóm Huminite/Vitrinite
Mẫu than tại giếng khoan 102-CQ-1X chủ yếu là huminite trong khi mẫu than tại
giếng khoan 102-HD-1X chủ yếu là vitrinite (do mức độ than hóa- nhãn than cao hơn).
Than Miocene giữa tại giếng khoan 102-CQ-1X chứa 85% maceral nhóm
huminite trong đó chủ yếu là ulminite, densinite, corpohuminite và một lượng nhỏ là
porigelinite.
17

Than Miocene giữa tại giếng khoan 102-HD-1X chứa 77,4% là maceral nhóm
vitrinite trong đó chủ yếu là collodetrinite, gelovitrinite và ít telovitrinite. Độ bảo tồn
của các maceral trong mẫu than này tốt hơn so với các mẫu Miocene dưới.
Collodetrinite trong mẫu có độ đồng nhất tương đối, thường làm nền cho các maceral

nhóm liptinite. Dấu hiệu của dầu di thoát được quan sát thấy khá nhiều trong khe nứt
của các mảnh maceral này (Error! Reference source not found.) Thành phần
vitrinite trong mẫu sét độ sâu 2850-2860m tại giếng khoan 102-HD-1X chiếm
84,26% trong đó chủ yếu là collodetrinite và các mảnh vụn kích thước nhỏ của
maceral trong nhóm; độ bảo tồn khá tốt.
Maceral nhóm Liptinite
Thành phần maceral nhóm liptinite trong mẫu than ở địa tầng này không phong
phú, chiếm tỷ lệ không cao (6% trong than 102-CQ-1X và 4,5% trong than 102-HD-
1X), chủ yếu là sporinite, cutinite và suberinite. Các mảnh resinite trong mẫu không
nhiều và có độ phát quang yếu. Sporinite phân bố chủ yếu ở dang đám, độ bảo tốt,
phát quang mạnh hơn so với mảnh resinite.
Riêng trong mẫu than ở 102-HD-1X có thành phần flourinite, loại maceral
được coi là sản phẩm của tinh dầu có trong thực vật thuộc họ cây lá kim. Điều này
hoàn toàn phù hợp với các phức hệ hóa thạch thực vật họ cây lá kim ôn đới đã được
nhiều nghiên cứu về cổ sinh địa tầng trước đây công bố và có được liệt kê trong
chương 1.3.
Dấu hiệu dầu di thoát cũng quan sát được khá nhiều trong các mẫu than ở
giếng khoan này. Giá trị độ phản xạ vitrinite đo được là 0,68% cho thấy mẫu gần đạt
tới của sổ tạo dầu. Trong mẫu sét, liptinite gồm resinite, cutinite, và ít alginite.
Maceral nhóm Inertinite
Thành phần maceral nhóm inertinite trong mẫu ở địa tầng này nhiều hơn so với
mẫu trong trầm tích Miocene dưới; đặc biệt trong mẫu than ở giếng khoan 102-HD-
1X, inertinite lên đến trên 12%.
3.2.3. Miocene trên
Than Miocene trên phân bố khá phổ biến trong hệ tầng Tiên Hưng -khu vực
Miền võng Hà Nội. Giếng khoan 01-KT-TB-08 được Arrow Energy khoan năm
2009 tại khu vực lô MVHN-01-KT tây phía bắc bể Sông Hồng trong chương trình
khoan thăm dò, đánh giá tiềm năng khí than trong các tầng than Miocene ở Miền
võng Hà Nội.
Maceral nhóm Huminite

Huminite chiếm trên 80% trong mẫu than địa tầng này gồm chủ yếu là
Densinite, Attrinite, Ulminite, và Coporhuminite.
Densinite chiếm tỷ phần lớn nhất trong các mẫu than ở địa tầng này; độ đồng
nhất không cao và thường bị nhiễm bẩn bởi khoáng vật sét hay pyrite. Ulminite trong
18

mẫu chủ yếu là nhóm B có màu xám sáng, độ bảo tồn cấu trúc thành tế bào của mô
gỗ không cao như trong mẫu Miocene giữa ở giếng khoan 102-CQ-1X.
Coporhuminite gặp ở dạng cộng sinh đặc trưng với suberinite, độ đồng nhất cao, thể
hiện rất rõ nét.
Maceral nhóm Liptinite
Do mức độ than hóa của các mẫu than địa tầng này thấp nên maceral nhóm
liptinite trong mẫu còn khá phong phú về loại như sporinite, resinite, cutinite,
suberinite, fluorinite và ít alginite.
Sự có mặt của fluorinite cũng cho thấy ít nhiều tính tương đồng trong môi
trường cũng như nguồn gốc vật liệu thành tạo than trong giai đoạn từ Miocene giữa
đến Miocene muộn .
Maceral nhóm Inertinite
Thành phần maceral nhóm Inerinite dao động trong khoảng từ 1,3-4,7% - thấp
hơn nhiều so với các mẫu than trong Miocene dưới và Miocene giữa cho thấy sự ổn
định về mức độ ngập trong điều kiện môi trường thành tạo than trong Miocene sớm ở
khu vực này. Các maceral quan sát thấy chủ yếu là funginite và fusinite với hình dạng
được bảo tồn khá tốt. Thành phần khoáng vật trong mẫu chiếm 1,6-4,2% chủ yếu là
khoáng vật sét và pyrite.
3.3. ĐIỀU KIỆN CỔ MÔI TRƢỜNG THÀNH TẠO THAN
Môi trường và vật liệu ban đầu thành tạo than chính là hệ sinh thái đất ngập
nước như đầm lầy nội lục (limnic) hoặc môi trường đầm lầy có liên thông đến biển
(paralic); tùy thuộc vào loại môi trường sẽ có những tướng than nhất định. Các chỉ số
maceral như chỉ số bảo tồn mô (TPI); chỉ số gel hóa (GI) (Diessel, 1992); chỉ số ảnh
hưởng của nước ngầm (GWI), chỉ số thực vật (VI) (Calder et al., 1991) là công cụ

quan trọng để nghiên cứu phát triển của tướng than.
3.3.1. Mô hình tƣớng môi trƣờng thành tạo than Diessel (Diessel, 1992, Diessel,
1986)
Các mẫu than Miocene dưới tại giếng khoan 102-CQ-1X được hình thành
trong đầm lầy phát triển cây bụi và cây cỏ; môi trường đồng bằng tam giác châu dưới.
Riêng mẫu than ở độ sâu 2150-2160m có thành phần maceral nhóm telovitrinite cao
hơn hẳn các mẫu ở trên và dưới nó cho thấy sự thay đổi điều kiện môi trường cũng
như nguồn cung vật liệu trong thời điểm này; môi trường tích tụ than bùn có giai
đoạn bị khô hạn và có sự phát triển nhiều hơn của các thực vật thân gỗ. Mẫu than
Miocene dưới ở độ sâu 1990-2000m và mẫu than Miocene giữa độ sâu 1770-1780m
có chỉ số TPI và GI tương tự nhau (và tương tự với mẫu ở độ sâu 2150-2160m) cho
thấy môi trường thành tạo than trong giai đoạn cuối Miocene sớm và đầu Miocene
giữa không có sự thay đổi đáng kể; điều kiện môi trường thành tạo tương tự giai đoạn
hình thành mẫu than 2150-2160m.
19

Mẫu than Miocene giữa độ sâu 3000-3010m tại giếng khoan 102-HD-1X thành
tạo trong môi trường đồng bằng tam giác châu dưới; tỷ lệ khoáng vật trong cả mẫu
than và sét than đều khá cao (>6%), chủ yếu là pyrite và khoáng vật cacbonat. Đặc
điểm các chỉ số cũng như của các loại maceral trong mẫu có nhiều nét tương đồng
với mẫu than Miocene dưới ở cùng độ sâu 3000-3010m tại giếng khoan 102-CQ-1X.
Các mẫu than Miocene trên trong giếng khoan thăm dò khí than 01-KT-TB-1X
trên Miền võng Hà Nội đều thành tạo trong môi trường đồng bằng tam giác châu
dưới, mức độ ngập nước cao hơn dẫn đến mức độ gel hóa cũng cao hơn. Hàm lượng
khoáng vật dao động từ khoảng 2-4%. Sự có mặt của fusinite, sporinite trong tất cả
các mẫu than nghiên cứu khẳng định sự ảnh hưởng của nước ngọt trong các môi
trường thành tạo than (Taylor et al., 1998, Cohen and Spackman, 1977) khu vực này.
3.3.2. Mô hình tƣớng môi trƣờng thành tạo than Calder (Calder et al., 1991,
Calder, 1993)
Trong số các mẫu than nghiên cứu, mẫu than Miocene dưới ở giếng khoan

102-CQ-1X độ sâu 2060-2070m, 2080-2090m và ở độ sâu 2680-2690m, 3000-3010m
có sự tương đồng đáng kể ở tất cả các chỉ số maceral. Chỉ số VI của bốn mẫu trên đều
<3 (từ 0,3 đến 0,84); TPI từ 0,22 đến 0,52; GI từ 7,6 đến 15,2 cho thấy các mẫu này
được thành tạo trong môi trường nội lục ven sông- hồ (limnic), độ ngập nước cao, với
chủ yếu là cây bụi và thực vật thân thảo, mức độ bảo tồn cấu trúc của vật liệu trầm
tích thấp.
Đóng góp của thực vật thân gỗ môi trường lục địa (telmatic/terrestrial) tăng lên
trong các mẫu than ở các độ sâu 2660-2670m, 2590-2600m, 2580-2590m, 2150-
2160m trầm tích chứa than Miocene dưới giếng khoan 102-CQ-1X. Chỉ số TPI tăng,
VI cao (>3), GWI thấp (từ 0,2 đến 1,6); GI từ 16,8 đến 21,2 cho thấy môi trường
thành tạo chịu sự ảnh hưởng của nước ngầm, độ ngập nước thấp hơn so với các mẫu
ở trên và dưới khoảng mẫu này.
Mẫu than ở phần nóc Miocene dưới (1990-2000m) và mẫu than Miocene giữa
ở 102-CQ-1X có chỉ số ảnh hưởng của nước ngầm (GWI) cực thấp, chỉ số bảo tồn
mô (TPI) và chỉ số gel hóa (GI) xấp xỉ nhau cho thấy chúng được thành tạo trong
cùng môi trường đầm lầy khô.
Mẫu than Miocene trên giếng khoan 01-KT-TB-1X thành tạo trong các đầm lầy
thấp ven các sông suối, ao hồ phát triển thực vật thân thảo nghèo lignin (phần dưới)
chuyển dần sang môi trường đầm lầy bị nâng lên chịu ảnh hưởng của nước ngầm (phần
trên) có sự phát triển của thực vật bậc cao
Nhìn chung, các mẫu than nghiên cứu đều thành tạo trong môi trường đồng
bằng tam giác châu dưới, vật liệu tạo than chủ yếu là cây bụi, cây cỏ và ít thực vật
thân gỗ.
20

CHƢƠNG 4. ĐẶC ĐIỂM ĐỊA HÓA VÀ TIỀM NĂNG SINH DẦU - KHÍ
CỦA TRẦM TÍCH CHỨA THAN VÀ SÉT THAN MIOCENE
KHU VỰC NGHIÊN CỨU
Theo định nghĩa phổ thông nhất hiện nay, đá mẹ sinh dầu- khí là tầng trầm tích
hạt mịn giàu vật chất hữu cơ đã trưởng thành, sinh và di thoát một lượng

hydrocacbon đủ lớn để tạo thành các tích tụ dầu - khí. Các tầng đá mẹ này được coi là
đá mẹ hiệu dụng đang hoạt động nếu vẫn trong đang trong giai đoạn trưởng thành,
sinh, di thoát dầu khí; và là đá mẹ hiệu dụng đã ngừng hoạt động nếu tầng trầm tích
này bị nâng lên, nguội lạnh. Đá mẹ tiềm năng là thuật ngữ để chỉ các loại trầm tích
hạt mịn có đủ độ giàu vật chất hữu cơ nhưng chưa đạt đến độ sâu (nhiệt độ - áp xuất)
cần thiết để bước vào giai đoạn trưởng thành (Hunt, 1980). Các kết quả nghiên cứu
tìm kiếm thăm dò dầu khí từ trước đến nay trên khu vực phía bắc bể trầm tích Sông
Hồng cho thấy, trầm tích Miocene có chứa than/sét than phát triển chủ yếu trong các
giếng khoan khu vực lô 102 và 103; do đó các đánh giá sẽ tập trung vào khu vực này.
4.1. ĐẶC ĐIỂM ĐỊA HÓA
4.1.1. Trầm tích Miocene dƣới
4.1.1.1. Độ giàu vật chất hữu cơ
Giếng khoan 102-CQ-1X
Tổng hàm lượng cacbon hữu cơ TOC trong các mẫu sét than (06/77 mẫu) dao
động từ 5,0 đến 21,02% khối lượng (trung bình 14,13% khối lượng), tổng tiềm năng
sinh (S1+S2) dao động trong khoảng từ 13,46 đến 89,6 mgHC/gTOC (trung bình
54,27 mgHC/gTOC), HI trong khoảng từ 285 đến 409 mgHC /gTOC (trung bình 352
mgHC/gTOC) (Geochem, 1994).
Tổng hàm lượng cacbon hữu cơ TOC trong các mẫu than (19/77 mẫu) dao
động từ 5,0 đến 21,02% khối lượng (trung bình 14,13% khối lượng), tổng tiềm năng
sinh (S1+S2) dao động trong khoảng từ 13,46 đến 89,6 mgHC/gTOC (trung bình
54,27 mgHC/gTOC), HI trong khoảng từ 285 đến 409 mgHC/gTOC (trung bình 352
mgHC/gTOC) (Geochem, 1994).
Các mẫu than nghiên cứu trong phạm vi luận án có tổng hàm lượng cacbon
hữu cơ dao động từ 69,9 đến 90,0% khối lượng, S1+S2 dao động trong khoảng 194
đến 442 mgHC/gTOC, HI từ 251 đến 471 mgHC/gTOC. Các mẫu sét than có tổng
hàm lượng cacbon hữu cơ dao động từ 5,34 đến 22,13% khối lượng, S1+S2 dao động
trong khoảng 13,46 đến 85,46 mgHC/gTOC, HI từ 238 đến 369 mgHC/gTOC.
Tương quan quan hệ giữa tổng hàm lượng cơ với chỉ số tiềm năng sinh
(S1+S2) (Peters and Cassa, 1994), các mẫu sét có tiềm năng sinh cả dầu và khí ở

mức độ từ trung bình đến tốt, các mẫu sét than có khả năng sinh hỗn hợp dầu khí tốt
và các mẫu than ở vùng có tiềm năng sinh khí cực tốt. Tuy nhiên, trên biểu đồ quan
21

hệ giữa tổng hàm lượng cacbon hữu cơ với chỉ số hydrogen, các mẫu than và sét
than (70% số mẫu) cho thấy tiềm năng sinh cả dầu và khí cực tốt; 11/12 mẫu than
phân tích bổ xung phân bố ở vùng sinh dầu cực tốt .
Giếng khoan 103-TG-1X
Tổng hàm lượng cacbon hữu cơ TOC trong các mẫu sét than (04/189 mẫu) dao
động từ 7,07 đến 24,05% khối lượng (trung bình 11,97% khối lượng), tổng tiềm năng
sinh (S1+S2) dao động trong khoảng từ 12,26 đến 109,75 mgHC/gTOC ( trung bình
53,6 mgHC/gTOC), HI trong khoảng từ 179 đến 628 mgHC /gTOC. Mức độ phổ
biến và chất lượng hữu cơ của các mẫu than Miocene dưới tại giếng khoan này không
cao như ở giếng khoan 102-CQ-1X. Tổng hàm lượng cacbon hữu cơ trong than dao
động từ 40,44 đến 71,52 % khối lượng, S1+S2 từ 141 đến 330 mgHC/gTOC, HI
trong khoảng 219 đến 461 mgHC/gTOC (Total, 1990a).
Các mẫu sét ở phần trên của trầm tích Miocene dưới chủ yếu có khả năng sinh
khí từ nghèo đến trung bình. Các mẫu sét giàu vật chất hữu cơ và các mẫu sét than có
tiềm năng sinh khí và hỗn hợp cả dầu – khí ở mức tốt đến rất tốt. Các mẫu than có
tiềm năng tương tự than ở 102-CQ-1X .
Giếng khoan 103-TH-1X
Độ dày trầm tích Miocene dưới trong giếng khoan 102-TH-1X lên đến gần
1000m, có 1 tập than mỏng phân bố ở gần đáy giếng khoan- khoảng độ sâu trên
3300m và 1 tập ở phần giữa- khoảng độ sâu trên 2990m.
Hai mẫu than ở khoảng độ sâu 2990m có đặc điểm địa hóa gần như tương
đồng, TOC khoảng 86 %khối lượng, tổng tiềm năng sinh S1+S2 trên 350
mgHC/gTOC, HI 394-398 mgHC/gTOC. Than và sét than phân bố xen kẹp nhau và
xen kẹp với các lớp trầm tích hạt mịn ở phần đáy giếng khoan có chất lượng khá tốt;
TOC chiếm 12-32 %khối lượng trong mẫu sét than (3 mẫu) và chiếm 65-85% khối
lượng trong mẫu than (4 mẫu); tổng tiềm năng sinh (S1+S2) dao động từ 37,23 đến

104,5 mgHC/gTOC trong mẫu than và từ 228-356 mgHC/gTOC trong mẫu than. Chỉ
số hydrogen của mẫu than và sét than đều lớn hơn 300mgHC/gTOC (Total, 1990b).
Các mẫu sét cso tiềm năng sinh khí là chính, mẫu than gần giống với than/sét than ở
102-CQ-1X – thể hiện tiềm năng sinh cả dầu và khí.
4.1.1.2. Loại kerogen, nguồn gốc và môi trƣờng lắng đọng, phân hủy vật chất
hữu cơ
Kerogen trong mẫu sét chủ yếu là loại III, trong mẫu sét than và than là loại
III cùng loại hỗn hợp III-II và II-III. Mẫu đã bước vào giai đoạn trưởng thành. Các
mẫu than 102-CQ-1X có tiềm năng sinh dầu phân tích trong luận án (HI từ 321-471
mgHC/gTOC) có hàm lượng liptinite maceral dao động từ 9,4 đến 17,7% phân bố
trong vùng kerogen loại II và loại hỗn hợp II-III. Các mẫu sét than nằm trong vùng
kerogen loại III.
22

Chất chiết từ các mẫu than và sét than 102-CQ-1X và 102-HD-1X thể hiện rất rõ
nguồn gốc thực vật bậc cao, môi trường lắng đọng lục địa - tính oxy hóa cao. Điều
này cũng phù hợp với nhận những phân tích về môi trường thành tạo than theo các
chỉ tiêu maceral đã đề cập trong chương 3.
4.1.1.3. Mức độ trƣởng thành
Mức độ trưởng thành của trầm tích
Miocene dưới khu vực 103 cao hơn so với
lô 102; phần lớn các mẫu đã vào đới trưởng
thành, mẫu ở đáy giếng khoan đã vào cửa sổ
tạo dầu. Phần lớn trầm tích Miocene dưới
trong giếng khoan 102-CQ-1X đã vào đới
trưởng thành; một vài mẫu ở nóc Miocene
dưới mới chớm trưởng thành (Hình 4. 4).
Như vậy, trầm tích chứa than Miocene dưới
ở khu vực này đã là đá mẹ sinh dầu khí thực thụ.
Tóm lại, đá mẹ chứa than/sét than Miocene dưới khu vực nghiên cứu có tiềm

năng sinh khí và hỗn hợp dầu- khí; được thành tạo trong môi trường lục địa điển
hình- nguồn gốc vật liệu thực vật (khu vực lô 102) chuyển dần ra môi trường ngập
nước ven biển (khu vực lô 103).
4.1.2. Miocene giữa
4.1.2.1. Độ giàu vật chất hữu cơ
Giếng khoan 102-CQ-1X
Mẫu than ở phần nóc của trầm tích Miocene giữa có tổng hàm lượng cacbon
hữu cơ khá cao, dao động từ 55,45 đến 71,7%khối lượng, tổng tiềm năng sinh
(S1+S2) trong khoảng 121 đến 221 mgHC/gTOC, HI từ 160-298 mgHC/gTOC; các
mẫu than ở vùng có tiềm năng sinh khí (và một ít dầu) cực tốt. Nhìn chung, ở 102-
CQ-1X, tiềm năng sinh của trầm tích Miocene giữa kém hơn so với trầm tích
Miocene trên.
Giếng khoan 102-HD-1X
Trầm tích Miocene giữa tại giếng 102-HD-1X dày 1200m, chưa khoan vào
trầm tích Miocene dưới. Thành phân chủ yếu là các tập cát kết – cát bột kết nghèo vật
chất hữu cơ xen kẹp với các lớp bột- sét kết giàu vật chất hữu cơ. Ở phần đáy giếng
khoan, bắt gặp tập than rất mỏng.
Mẫu trong tập than ở đáy giếng và mẫu phân tích bổ xung cho thấy tiềm năng
hữu cơ khá tốt, TOC dao động từ 45,1 đến 70,9 mgHC/gTOC; HI từ 329 đến 464
mg/g, tổng tiềm năng sinh S1+S2 đều lớn hơn 200 mg/g cho thấy tiềm năng sinh dầu
và ít khí cực tốt.

Hình 4. 1. Độ phản xạ vitrinite các giếng
khoan khu vực nghiên cứu
23

Giếng khoan 103-TH-1X & Giếng khoan 103-TG-1X
Trầm tích Miocene giữa ở hai giếng khoan lô 103 chủ yếu là sét nghèo xen kẹp
cát kết, cát bột kết; tiềm năng sinh khí nghèo đến trung bình, vài mẫu có tiềm năng
sinh khí-dầu nhưng cũng không tốt.

4.1.2.2. Loại kerogen, nguồn gốc và môi trƣờng lắng đọng, phân hủy vật chất
hữu cơ
Vật chất hữu cơ trong trầm tích Miocene trên chủ yếu có nguồn gốc lục địa.
Trên biểu đồ quan hệ HI với Tmax, mẫu phân bố tập trung ở vùng kerogen loại III;
mẫu trưởng thành kém.
Kết quả phân tích sắc ký khí khối phổ cho thấy, mẫu sét và than trong giếng
khoan 102-CQ-1X, 102-HD-1X và 103-TH-1X đều chứa vật chất hữu cơ nguồn gốc
lục địa lắng dọng trong môi trường oxy hóa
Kết quả trên khá tương thích với kết quả phân tích thành phần maceral trong
mẫu than và các đánh giá về môi trường thành tạo than theo các thông số maceral đã
đề cập trong chương 3. Thành phần kerogen loại III (huminite/vitrinite maceral)
chiếm từ 77,4 đến 85%; thành phần kerogen trơ ì (inertinite maceral) cao hơn nhiều
so với kerogen nhóm II (liptinite maceral), dao động trong khoảng 7,1 đến 11,4%. Sự
phong phú của maceral nhóm inertinite và khoáng vật trong mẫu thể hiện rất rõ môi
trường oxy hóa trong thời kỳ thành tạo than.
4.1.1.3. Mức độ trƣởng thành
Mẫu ở giếng khoan lô 102 đã vào đới trưởng thành, một số mẫu ở 102-HD-1X
đã vào cửa sổ tạo dầu. Trong khi mẫu ở giếng khoan lô 103 mới vào giai đoạn chớm
trưởng thành và trưởng thành.

4.2. ĐẶC ĐIỂM CỦA CHẤT CHIẾT TRONG THAN VÀ MỐI QUAN HỆ VỚI
CÁC SẢN PHẨM DẦU -KHÍ TRONG KHU VỰC
4.2.1. Đặc điểm của chất chiết từ than
Mẫu than 102-CQ-1X độ sâu 2660-2670m
Tổng hàm lượng vật chất hữu cơ có thể chiết được trong mẫu than khá cao, lên
đến 72.097 ppm trong đó thành phần hydrocacbon bão hòa và thơm chiếm 17.193
ppm, còn lại là hợp phần nặng.
Phân bố của dải sắc ký hydrocacbon bão hòa có thể xác định nguồn gốc vật
liệu hữu cơ trong trầm tích. (Waples, 1985) đã chỉ ra rằng phân bố dải sắc ký
hydrocacbon bão hòa của thực vật lục địa thường có tính trội lẻ, đặc biệt là ở C

23
, C
25
,

C
27
,

C
29
và C
31
. Phân bố của dải sắc ký hydrocacbon bão hòa mẫu than tại 102-CQ-
1X cho thấy tính trội lẻ từ C
23
đến C
35
rất rõ ràng, dạng phân bố waxy đặc trưng của
vật chất hữu cơ nguồn gốc lục địa.
24

Tỷ lệ C
29
sterane cao vượt trội so với tỷ lệ C
27
và C
28
. Biểu đồ quan hệ giữa tỷ
số Pr/Ph và C

29
/C
27
sterane cho thấy than được thành tạo trong môi trường có tính oxy
hóa cao, nguồn vật liệu đóng góp chủ yếu là thực vât bậc cao. Trên biểu đồ quan hệ
C
27-28-29
sterane, mẫu phân bố ở vùng vật chất hữu cơ nguồn gốc lục địa điển hình.
Sự có mặt của đồng vị βα của C
30
hopane (Moretane C
30
17β(H), 21α(H)-
Hopane) được coi là chỉ thị cho trầm tích chưa trưởng thành đến trưởng thành ở giai
đoạn sinh dầu sớm. Trong mẫu trên, Ts/(Ts+Tm) thấp cho thấy mẫu mới ở giai đoạn
chớm trưởng thành.
Mẫu than 3000-3010m giếng khoan 102-HD-1X
Dải phân bố n-alkane của chất chiết từ mẫu than ở 102-HD-1X có tính trội lẻ
từ C
23
đến C
35
nhưng không điển hình như chất chiết của than trong giếng khoan 102-
CQ-1X. Đặc điểm trên cùng với tỷ số Pr/Ph cao (6,71) (Geochem, 1995) chứng minh
cho sự đóng góp của thực vật bậc cao trong quá trình tạo than.
Mối quan hệ giữa các hydrocacbon no có số nguyên tử cacbon chẵn với
hydrocacbon no có số nguyên tử cacbon lẻ CPI (C
24-
C
32

) là 1,14 (Geochem, 1995)
cho thấy mẫu có độ trưởng thành cao hơn so với mẫu chất chiết của than Miocene
dưới ở giếng khoan 102-CQ-1X (2660-2670m).
Thành phần C
29
regular sterane vượt trội so với C
28
- C
27
và sự có mặt của
Oleanane cho thấy nguồn vật liệu ban đầu tạo than chủ yếu là thực vật bậc cao. Biểu
đồ quan hệ của ba thành phần trên, mẫu phân bố trong vùng lục địa điển hình.
Tương quan giữa C
29
/
27
với tỷ số Pr/Ph cho thấy môi trường có tính oxy hóa cao .
Chêch lệch giữa Ts và Tm trong mẫu không cao như mẫu than ở giếng khoan 102-
CQ-1X cho thấy độ trưởng thành của mẫu có thể cao hơn. Hình dạng của dải
hopane mở rộng (giảm nhanh) cho thấy tính oxy hóa cao của môi trường thành tạo
than.
4.2.2. Mối quan hệ với các sản phẩm dầu-khí trong khu vực
(Geochem, 1995) trong nghiên cứu đặc điểm địa hóa của trầm tích tại giếng
khoan 102-HD-1X đã chỉ ra rằng, chất chiết trong mẫu than đã nêu trên có sự tương
đồng với các dấu hiệu dầu được phát hiện trong Miocene trên tại giếng khoan lân cận
102-CQ-1X. Ngoài ra, tương quan của C29 với C27- C28 sterane, sự vắng mặt của
nhóm tricylic terpane và sự giảm nhanh của giám norhopane từ C31 đên C35 của các
mẫu dấu hiệu dầu trong Miocene trên với chất chiết từ 2 mẫu than ở 102-CQ-1X và
102-HD-1X cho thấy tính t\ưng đồng về mặt nguồn gốc vật liệu sinh hydrcacbon.
4.3. MÔ HÌNH TRƢỞNG THÀNH

Để đánh giá mức độ trưởng thành của trầm tích chứa than Miocene trên toàn
khu vực nghiên cứu, mô hình quá trình trưởng thành của trầm tích tại 3 giếng khoan
và bốn tuyến mặt cắt đã được thực hiện trên phần mềm Petromod 1D/2D.
25

4.3.2. Kết quả mô hình 1D
Kết quả khảo sát mô hình 1D qua 3 GK 102-CQ-1X, 102-HD-1X và 103-TH-
1X cho thấy các thông số lựa chọn là phù hợp với các thông số kiểm tra. Do đó, các
thông số này se được sử dụng để chạy mô hình 2D, đánh giá mức độ trưởng thành
của đá mẹ Miocene trong khu vực.
4.3.3. Mô hình 2D và bản đồ trƣởng thành
Kết quả mô hình hóa quá trình trưởng thành của vật chất hữu cơ trên 4 tuyến
mặt cắt được cho thấy:
Tại vị trí giếng khoan 103-TH-1X, đáy trầm tích Miocene dưới bước vào
ngưỡng trưởng thành từ khoảng 14 triệu năm trước và bước vào cả sổ tạo dầu từ
khoảng 10 triệu năm trước và hiện tại vẫn đang trong quá trình sinh dầu; nóc của tập
trầm tích này đang trong đới trưởng thành chưa vào của sổ tạo dầu. Ở trũng lân cận vị
trí giếng khoan, đáy trầm tích Miocene dưới đã vào đới tạo khí ẩm và condensate;
phần nóc đang trong của sổ tạo dầu. Sản phẩm sinh ra từ tập trầm tích Miocene dưới
khu vực này có thể bị di thoát mất trong giai đoạn nghịch đảo kiến tạo cuối Miocene.
Tại vị trí sâu nhất trên tuyến 3 cắt qua giếng khoan 102-TB-1X và ngang qua
đới nghịch đảo Miocene, trầm tích Miocene dưới nằm trọn trong cửa sổ tạo dầu. Phần
dưới của trầm tích Miocene giữa mới vào cửa sổ tạo dầu, phần trên đang trong đới
trưởng thành. Tai khu vực giếng khoan 102-TB-1X, trầm tích Miocene dưới vào đới
trưởng thành từ khoảng 15,5 triệu năm trước và hiện tại, toàn bộ phần trầm tích này
vẫn đang trong đới trưởng thành.
Trên tuyến 4 cắt qua khu vực lô MVHN01-KT (trũng Đông Quan) kéo ra ngoài
ngoài bờ biển đến địa hào Kiến An. Kết quả mô hình hóa quá trình trưởng thành của
đá mẹ cho thấy trầm tích Miocene dưới trưởng thành không cao; mới vào đới trưởng
thành từ khoảng 10,5 triệu năm trước và chạm cửa sổ tạo dầu từ khoảng 4 triệu năm

trước. Hiện tại, một nửa trầm tích Miocene dưới đang trong của sổ tạo dầu, phần trên
đang trong giai đoạn trưởng thành.
Trên bản đồ thể hiện mức độ trưởng thành của nóc và đáy tầng đá mẹ Miocene
dưới, khu vực trũng trung tâm, đáy trầm tích Micene dưới đã sang giai đoạn tạo khí
ẩm và condensate trong khi nóc tập trầm tích này vẫn dang trong cửa sổ tạo dầu. Khu
vực lô 102 và MVHN01-KT, trầm tích Miocene dưới nằm trọn tron đới tạo dầu trong
khi tràm tích Miocene giữa hầu như chưa trưởng thành. Như vậy, đá mẹ Miocene
dưới trong khu vực nghiên cứu là tầng đá mẹ sinh dầu khí thực thụ trong khu vực
nghiên cứu.
4.4. ĐÁNH GIÁ TIỀM NĂNG SINH HYDROCACBON CỦA THAN VÀ SÉT
THAN KHU VỰC NGHIÊN CỨU
Quan điểm coi trầm tích lục nguyên chứa than và sét than là đá mẹ sinh dầu –
khí vẫn còn là vấn đề gây tranh cãi. Bằng chứng chứng minh dầu được sinh ra từ