ĐẶC ĐIỂM ĐỊA HÓA CỦA TẦNG ĐÁ MẸ MIOCENCE TRUNG QUA HAI GIẾNG KHOAN A4 A7, KHU VỰC BỒN TRŨNG MÃLAYTHỔCHU

ĐẠI HỌC QUỐC GIA THÀNH PHỐ HỒ CHÍ MINH
TRƯỜNG ĐẠI HỌC KHOA HỌC TỰ NHIÊN
KHOA ĐỊA CHẤT
000
KHÓA LUẬN TỐT NGHIỆP
CHUYÊN NGÀNH: ĐỊA CHẤT DẦU KHÍ
ĐẶC ĐIỂM ĐỊA HÓA CỦA TẦNG ĐÁ
MẸ MIOCENCE TRUNG QUA HAI
GIẾNG KHOAN A-4 & A-7, KHU VỰC
BỒN TRŨNG MÃ-LAY-THỔ-CHU.
GVHD: ThS TRẦN THỊ KIM PHƯNG
SVTH: PHAN HỒNG THỌ
(Khóa 2004 - 2008)
TP.HỒ CHÍ MINH, THÁNG 1 - 2009

Dầu khí là nguồn tài nguyên thiên nhiên vô giá và quan trọng của nhân
loại. Nguồn tài nguyên này phục vụ và ảnh hưởng trực tiếp đến cuộc sống
của mỗi con người, và hiện đang là vấn đề nóng bỏng ở nhiều quốc gia cả
về mặt kinh tế lẫn chính trò.
Hiện nay Việt Nam đang trong giai đoạn phát triển kinh tế theo con đường
công nghiệp hóa, hiện đại hóa nhằm trở thành một nước công nghiệp hiện
đại. Trong đó ngành công nghiệp dầu khí đóng vai trò hết sức quan trọng. Vì
vậy việc phát hiện ra các mỏ dầu và mỏ khí có giá trò thương mại và ý
nghóa rất lớn.
Nhiều nghiên cứu công bố trong những năm gần đây đã minh họa cho
giá trò tiềm năng của các wireline log về đánh giá đá mẹ. Nhìn chung, công
việc tiến hành đến ngày nay tập trung vào việc xác đònh một cách đònh tính
những thành tạo giàu hữu cơ hay việc đònh lượng vật chất hữu cơ (VCHC) để
đánh giá tiềm năng của đá mẹ.
Trong bài khóa luận này, tôi xin trình bày phương pháp ứng dụng đòa hóa dầu
trong công tác thăm dò, tìm kiếm và khai thác dầu khí. Nhằm mục đích nghiên

cứu phương pháp dòa hóa dầu về đá mẹ và ứng dụng của phương pháp này
trong thăm dò, tìm kiếm và khai thác dầu khí, đồng thời được sự chấp thuận
của bộ môn Đòa Chất Dầu Khí, Khoa Đòa Chất, Trường Đại Học Khoa Học Tự
Nhiên, tôi đã thực hiện đề tài:
“ĐẶC ĐIỂM ĐỊA HÓA CỦA TẦNG ĐÁ MẸ MIOCENE TRUNG QUA HAI GIẾNG KHOAN A-4 & A-7,
KHU VỰC BỒN TRŨNG MÃ LAY-THỔ CHU”
Mặc dù, đã cố gắng hoàn thiện bài báo cáo này một cách tốt nhất.
Nhưng do những khó khăn về nguồn tài liệu không đầy đủ cùng với những
hạn chế về kiến thức chuyên môn cũng như kinh nghiệm thực tế nên đề tài
khóa luận này không tránh khỏi những thiếu sót về mặt nội dung lẫn hình
thức. Em mong nhận được những nhận xét góp ý chân thành để đề tài
được hoàn thiện hơn.
Cuối cùng, em xin cảm ơn quý thầy cô trong khoa Đòa chất đã trang bò
vốn kiến thức trong suốt quá trình học tập. Cảm ơn Cô Bùi Thò Luận đã
nhiệt tình hướng dẫn và tạo điều kiện cho tôi trong thời gian thực hiện đề
tài. Đặc biệt, xin gởi lời cảm ơn sâu sắc đến cô Th.s Trần Thò Kim Phượng,
người đã hướng dẫn tôi suốt thời gian hoàn thành luận văn này với tất cả
sự nhiệt tình và tinh thần trách nhiệm.
Sinh viên thực hiện
Phan Hồng Thọ
Em xin chân thành cảm ơn!
PHẦN CHUNG
CHƯƠNG I:
KHÁI QUÁT CHUNG VỀ ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT KHU VỰC BỒN MÃ LAY-THỔ CHU
I Đặc Điểm Tự Nhiên
I.1 vò trí đòa lý
Bồn trũng Ma Lay-Thổ Chu nằm trong vònh Thái Lan, thuộc lãnh thổ phía Tây
Nam Việt Nam, cùng với chiều dài khoảng 300Km và chiều rộng khoảng 100
Km, phía Đông Bắc là vùng biển Campuchia, phía Tây Bắc và Tây là vùng
biển Thái Lan và phía Tây Nam là vùng biển Malaysia.

Về khí hậu nằm trong vùng biển Tây Nam Việt Nam, bồn trũng Mã Lay-Thổ
Chu đặc trưng cho khí hậu xích đạo chia làm hai mùa rõ rệt, mùa mưa từ tháng
5 đến tháng 10 và mùa khô đến từ tháng 11 đến tháng 4, nhiệt độ trung
bình là 20-29 (độ C), lượng mưa trung bình là 225 mm/năm.
Về cấu trúc, bồn trũng có dạng kéo dài phương TB-ĐN, tiếp giáp với bồn
trũng Pattani phía Tây Bắc, bồn trũng Penyu phía Nam và bồn trũng Tây Natuna
phía Đông Nam, còn phía Đông là đới nâng Khorat- Natuna. Chiều dày trầm tích
của bể có thể đạt tới 14 km. Thềm lục đòa Tây Nam Việt Nam( TLĐTN) là vùng
rìa Đông Bắc của bồn trũng Ma lay-Thổ Chu, kéo dài phương TB-ĐN với diện
tích khoảng 100.000 km
2
, chiếm xấp xỉ 31% tổng diện tích vùng biển chung, bao
gồm các lô 37, 38, 39, 40, 41, 42, 43, 44, 46, 48/95, 50, 51, B, 52/97.
Trong đó, giếng khoan A -4 và A-7 nằm ở lô 52/97, nằm ở phía bắc bồn
trũng Malay – Thổ Chu.
Hình 1: Thềm lục đòa Tây Nam Việt Nam trong khung cảnh vònh Thái Lan
.
I.2. Lòch sử nghiên cứu bồn trũng khu vực Mã Lay-Thổ Chu
-1973 Mandrel khảo sát 1790km tún địa vật lý với mạng 50x50km.
-1980 tàu địa vật lý Liên Xơ khảo sát 1780km tún địa chấn với mạng 65x65km.
-1980 tàu địa vật lý “viện sỹ Gubkin” khảo sát 4000km tún địa chấn, từ và trọng lực
thành tàu với mạng 20x30km và 30x40km.
-1990 FINA khảo sát 11076km tún địa chấn.
-1991 PETROFINA tiếp tục khảo sát 4000km tún địa chấn 2D và 466 km
2
tún địa
chấn 3D.
-1996-1998 Unocal khảo sát 4663 km tún địa chấn 2D với mạng 0.5x0.5km và
1264km
2

tún địa chấn 3D.
-1997 Unocal phát hiện khí ở giếng B-KL-1X.
-1999 Unocal khảo sát 1813km
2
tún địa chấn 3D.
-2000 phát hiện khí ỏ cấu tạo Ác Quỷ,Cá Voi.
-2004 phát hiện khí ở cấu tạo Vàng Đen.
II. Đặc Điểm Đòa Chất
II.1.Đặc điểm đòa tầng khu vực nghiên cứu
Trong phạm vi bồn trũng nói chung và khu vực nghiên cứu nói riêng, đòa
tầng được chia thành hai phần cơ bản:
- Thành tạo móng trước đệ tam.
- Thành tạo trầm tích đệ tam.
II.1.1. Thành tạo móng trước đệ tam
Đá móng trước đệ tam là phần nằm sâu của bồn trũng nên có rất ít
thông tin được biết. Theo tài liệu khoan của công ty Fina và Unocal thực hiện ở
các đới nâng thuộc rìa Bắc Đông Bắc, đá móng của bồn trũng chủ yếu là
đá trầm tích biến chất tuổi Jura-Crêta với một vài thể đá magma xâm nhập
và trầm tích biến chất tuổi Paleozoic; ngoài ra, một ít đá carbonate cũng được
bắt gặp. Theo nghiên cứu ở giếng khoan Kim Quy – 1X, đá móng trước đệ tam
bao gồm sét, bột và một ít cát kết đã bò biến chất có tuổi Creta. Sự hiện
diện của mặt bất chỉnh hợp góc trên bề mặt móng cho thấy một thời gian
dài đá móng đã bò nâng lên và xói mòn mạnh mẽ. Thông tin về bề dày
của móng không được biết đến nhiều nhưng theo tài liệu đòa chấn có thể
bề dày của móng tăng dần về phía Tây Bắc của khu vực nghiên cứu.
II.1.2. Thành tạo trầm tích đệ tam
Các đơn vò đòa tầng trầm tích của khu vực nghiên cứu được sử dụng theo
thang phân chia của Esso( EPMI) dựa trên các thông tin đòa chấn - đòa tầng ở
phần phía Bắc và phía Nam của bồn trũng Mã Lay - Thổ Chu, được đánh dấu
theo mẫu tự từ A tới M tương ứng các nhóm đòa tầng từ trẻ tới cổ, và mỗi

tập nhỏ bên trong được đánh số theo thứ tự lớn dần. Hầu hết những ranh
giới đòa tầng đều trùng hợp với các mặt bất chỉnh hợp xói mòn xác đònh
tại rìa của bồn trũng, ngoại trừ nóc của tập I là trùng vói mặt tràn lũ cực
đại (maximum flooding surface).
Các đơn vò cổ nhất của bồn- Tập M đến tập J có tuổi Oligicene sớm đến
đầu Miocene sớm chủ yếu thành tạo trong môi trường lục nguyên- đầm hồ.
Trẻ hơn là các trầm tích I, H tuổi cuối Miocene sớm – đầu Miocene giữa tích tụ
trong môi trường đòa chất tương đối ổn đònh. Biển thoái xảy ra trong một vài
giai đoạn tương ứng thời điểm giữa tập H nhưng sau đó được liên tục bởi giai
đoạn biển tiến mạnh mẽ được đánh dấu ở phần trên tập H và tập F tuổi
Miocene giữa. Đến tập E tuổi gần cuối Miocene giữa lại chiếm ưu thế bởi các
giai đoạn biển thoái. Sau đó là các chu kì biển tiến suốt trong giai đoạn của
Miocene giữa thành tạo tập D. Cuối tập D được đánh dấu bởi một bất chỉnh
hợp cực đại MMU. Bước sang thời kỳ Miocene muộn- Pleistocene trầm tích tập B
và tập A đánh dấu thời kỳ biển tràn trên toàn bồn trũng.
Hệ Paleogene
Thống Oligocene
Phụ thống Oligocene hạ
Đây là các tập trầm tích cổ nhất trong bồn trũng, chúng lấp đầy các đòa
hào trong suốt giai đoạn khởi thủy của tách giãn và tạo rift cho đến giai đoạn
đầu của pha lún võng, tuổi của chúng có thể cổ hơn tuổi Eocene muộn. Bề
dày của trầm tích này thay đổi từ 0 mét trên mặt móng cho đến hơn 5000
mét ở trung tâm bồn trũng. Trầm tích tập O tới L chủ yếu là trầm tích hạt
vụn tướng bồi tích aluvi lấp ở các đòa hào và phủ trên đòa hình, trầm tích
đầm hồ là các tập sét dày có khả năng sinh dầu ở đáy hồ và các tướng
trầm tích hồ đi kèm như turbidite hồ, tam giác châu đầm hồ và tướng ven hồ.
Tập K
Trầm tích tập K đại diện cho đới chuyển tiếp từ đồng hồ tạo rift sang giai
đoạn đầu của pha lún võng, chủ yếu tích tụ trong môi trường sông hồ đến
đầm hồ. Phủ trên trầm tích tập K là tập sét hồ “K shale” phân bố rộng trong

toàn bồn trũng.
Hệ Neogene
Thống Miocene
Phụ thống Miocene hạ
Tập J
Trầm tích tập J phủ bất chỉnh hợp trên trầm tích tập K, tại một số giếng
khoan thuộc khối nâng Kim Long trầm tích tập J phủ bất chỉnh hợp trên mặt
móng. Tập J đại diện bởi các tướng trầm tích sông- đầm hồ lắng đọng trong
suốt giai đoạn cuối của pha lún võng cho đến giai đoạn đầu của pha sụt lún
nhiệt. Phần dưới tập J bao gồm các tập sét đầm hồ có bề dày lớn đại
diện cho giai đoạn cuối của pha lún võng. Phần trên là phần chủ yếu của
tập J bao gồm các trầm tích thô tướng sông chủ yếu lắng đọng trong giai đoạn
đẩu của pha lún võng nhiệt.
Bề dày trầm tích của tập thay đổi từ 680 đến 1160 mét với thành phần
chủ yếu là sét kết màu đỏ xen kẹp với các lớp cát, bột kết, đôi chỗ hiện
diện một ít lớp than và sét giàu vật chất hữu cơ có thể được tích tụ ở phía
trên khu vực đồng bằng ven biển ( Upper Coastal Plain). Càng vể phía Đông, trầm
tích tập J càng chòu ảnh hưởng bởi yếu tố sông.
Tập I
Trầm tích tập I phủ trực tiếp trên trầm tích tập J, tại một số giếng khoan
thuộc khối nâng Kim Long trầm tích tập I phủ bất chỉnh hợp trên bề mặt
móng. Các tập trầm tích này được lắng đọng trong môi trường sông hồ cho
đến tam giác châu (?) thành tạo trong quá trình sụt lún nhiệt. Trầm tích tập I
được đặc trưng bởi các lớp cát hạt mòn và các lớp than, sét giàu vật chất
hữu cơ là một trong những tầng sinh của khu vực. Đánh dấu trong giai đoạn
tầng I là sự kiện mực nước biển xuống thấp ( lowstand) sau đó là các giai
đoạn biển tiến cho các tập trầm tích Miocene trung.
Phụ thống Miocene trung
Các tập trầm tích được đặc trưng bởi tướng sông- tam giác châu thành tạo
trong suốt quá trình sụt lún nhiệt. Giai đoạn này thành tạo các tập trầm tích

từ H đến D với sự hiện diện của một chuỗi các giai đoạn mực biển cao
(highstand) và mực biển thấp (low stand) chi phối sự có mặt rộng rãi theo
chiều đứng và chiều ngang của các lớp than và sét than - đá mẹ quan trọng
của bồn trũng Mã Lay - Thổ Chu. Theo từng giai đoạn highstand and lowstand, các
tập cát chứa cũng thay đổi hướng phân bố và dạng hình học trong không gian
ba chiều. Trong giai đoạn thành tạo tập H, hiện diện một đợt biển tiến bao
phủ đột ngột lên các trầm tích mực biển thấp của của tập I. Cuối Miocene
giữa thành tạo tập D cũng được đánh dấu bằng giai đoạn biển tiến.
Nhìn chung, sự gia tăng ảnh hưởng của biển ở những lớp cát trán tam
giác châu (delta front) thì liên quan đến giai đoạn mực biển cao; trong khi đó, liên
quan đến ảnh hưởng của sông là giai đoạn mực biển thấp.
Phụ thống Miocene thượng – Thống Pliocene
Trầm tích tập B và A phủ trực tiếp trên bất chỉnh hợp MMU – pha nghòch
đảo ở cuối thời kỳ hình thành tập D. Các tập trầm tích này chủ yếu lắng
đọng trong chu kỳ biển tiến mạnh tạo nên những lớp phủ trầm tích tưong đối
lớn trên khắp bồn trũng với bề dày thay đổi từ 900 đến 1400 mét. Sự hiên
diện của những lớp sét dày là đặc điểm thuận lơi tạo nên khả năng chắn
giữ hydrocacbon sinh ra từ các trầm tích bên dưới.
Hình 2: Cột đòa tầng tổng hợp bồn trũng Mã Lay-Thổ Chu
II.2. Đặc điểm cấu kiến tạo
II .2.1. Phân tầng cấu trúc
Cấu trúc đòa chất bồn trũng Mã Lay - Thổ Chu có hai tầng chính: trước Đệ
Tam và Đệ Tam.
Tầng cấu trúc trước Đệ Tam được thành tạo bởi nhiều pha khác nhau
trong thời kỳ trước Rift bò uốn nếp và phân dò mạnh bởi các hệ thống đứt
gãy với các hướng khác nhau, có thành phần thạch học không đồng nhất và
có tuổi khác nhau ở bể trầm tích. Tầng này bao gồm toàn bộ phức hệ
móng cố kết, biến tính carbonate, đá phun trào, xâm nhập có tuổi Paleozoic,
Mezozoic. Phức hệ này lộ ra và quan sát thấy ở các đảo và vùng ven rìa Tây
Nam Bộ.

Ở bồn trũng Mã Lay – Thổ Chu đá móng chủ yếu là các đá lục nguyên
biến chất ở mức độ thấp. Đá vôi tuổi từ Carbon muộn đến Jura. Tầng
móng trưóc Đệ Tam được đánh dấu bằng tập đòa chấn SHB và nhận biết bởi
các đặc trưng trường sóng đòa chấn yếu hoặc không có phản xạ, hỗn độn
không phân dò hoặc phân dò kém.
Hình 3: Lược đồ mặt cắt ngang qua thềm lục đòa Tây Nam Việt Nam
Tầng cấu trúc Đệ Tam là tầng trầm tích Paleogene – Neogene – Q, phủ trực
tiếp lên tầng móng tuổi trước Đệ Tam, hình thành và phát triển cùng quá
trình thành tạo bồn trũng Đệ Tam từ Oligocene đến hiện đại. Trầm tích Đệ Tam
trong bồn trũng Mã Lay - Thổ Chu chủ yếu là lục nguyên, có nơi dày 9 – 14km.
Trong đó phần thềm lục đòa Tây Nam có chiều dày trầm tích Đệ Tam lớn
nhất khoảng 4.000m.
II. 2.2. Các yếu tố cấu trúc và kiến tạo
Các đơn vò cấu trúc
Bồn trũng Mã Lay - Thổ Chu hình thành do quá trình tách giãn kéo toạc
dưới ảnh hưởng của đứt gãy Three Pagodas. Hệ thống đứt gãy của bể ở
phía Bắc chủ yếu có hướng kinh tuyến, còn phía Nam chủ yếu có hướng TB-
ĐN với các cấu trúc chính: Đơn nghiêng Đông Bắc, Đơn nghiêng Tây Nam, Đòa
hào Đông Bắc, Đòa lũy trung tâm và Đòa hào trung tâm.
Thềm lục đòa Tây Nam là nơi gặp nhau của trũng Pattani có hướng cấu
trúc bắc – nam và bồn trũng Mã Lay - Thổ Chu có hướng TB-ĐN. Vì thế , đặc
điểm cấu trúc đòa chất và tiềm năng dầu khí ở đây bò chi phối và khống
chế bởi sự hình thành và phát triển của các bể trên.
Đặc điểm đứt gãy
Hệ thống đứt gãy của bồn trũng Mã Lay - Thổ Chu hình thành và chòu sự
chi phối của các hệ thống đứt gãy trượt bằng khu vực chính có hướng TB-ĐN
là:
-Hệ thống đứt gãy Hinge
-Hệ thống đứt gãy Three Pagodas
-Các đới phá hủy chính hướng B-N được xác đònh bởi các hệ đứt gãy:

-Hệ thống đứt gãy Bergading- Kapal
-Hệ thống đứt gãy Dulang
-Hệ thống đứt gãy Laba- Mesah
Về phía rìa Bắc của bồn, hệ thống đứt gãy Dulang và Laba-Mesah chuyển
sang hướng TB- ĐN và tạo nên một loạt các trũng hẹp kiểu kéo toạc.
Ở khu vực thềm lục đòa Tây Nam hệ thống đứt gãy chủ yếu là đứt gãy
thuận có phương B-N, TB-ĐN. Ngoài ra còn có một số đứt gãy theo phương á
vó tuyến. Chính các hệ thống đứt gãy này tạo nên kiểu cấu trúc sụt bậc
nghiêng về phía trung tâm bồn trũng và hình thành các đòa hào và bán đòa
hào xen kẽ nhau.
Các đứt gãy phương B-N là đứt gãy thuận, xuyên cắt từ móng với biên
độ dòch chuyển từ vài chục mét đến hành nghìn mét. Chúng hoạt động và
phát triển đến cuối thời kỳ Miocene, thậm chí có đứt gãy hoạt động đến
tận Pliocene. Hoạt động của hệ thống đứt gãy B -N làm cho đơn nghiêng có sự
sụt bậc về phía Tây và hình thành một loạt nếp lồi, lõm xen kẽ nhau theo
phương đứt gãy.
Các đứt gãy có phương á vó tuyến và á kinh tuyến được phát hiện chủ
yếu ở các lô 45, 46, 51. Các đứt gãy trên diện tích các lô 45- 51 hoạt động
mạnh mẽ từ móng cho đến hết thời kỳ Miocene, một số thậm chí phát triển
đến tận Pliocene.
Hình 4: Các hệ thống đứt gãy chính của bồn trũng Mã Lay- Thổ Chu
II.2.3. Lòch sử phát triển đòa chất
Lòch sử đòa chất Đệ Tam bồn trũng Mã Lay- Thổ Chu nằm trong tiến trình
phát triển đòa chất chung của các bồn trũng trầm tích khu vực Đông Nam Á
và Việt Nam, có thể được chia thành các giai đoạn chính:
Giai đoạn tạo rift Eocene(?)- Oligocene:
Hoạt động kiến tạo chủ yếu tác động mạnh mẽ đến khu vực nghiên cứu
là quá trình tách giãn nội lục (Intra- Cratonic rifting) hay còn gọi là giai đoạn
đồng tạo rift tạo nên các bồn trầm tích Đệ Tam chủ yếu ở bồn trũng Mã
Lay- Thổ Chu và trũng Pattani. Quá trình tách giãn Eocene(?) – Oligocene xảy ra

dọc theo đới cấu trúc Trias cổ, dẫn tới việc hình thành hành loạt các đứt
gãy thuận có hướng B-N ở phấn Bắc vònh Thái lan và đứt gãy có hướng TB-
ĐN ở bồn trũng Mã Lay-Thổ Chu. Ban đầu quá trình trầm tích bò ngăn cách
bởi các bán graben ( haft graben), sau đó là các thành tạo trầm tích lục nguyên
có tướng lục đòa- đầm hồ, tam giác châu và ven bờ lấp đầy các bồn trũng
phụ mở rộng, bao gồm chủ yếu là cát sét, các tập bồi tích( fluviolacustrine),
trầm tích dòng xoáy( braided streams); trầm tích cổ nhất là Oligocene. Do các
đứt gãy phát triển từ móng trước Kainozoic, nên các thành tạo Oligocene
thương bò phân dò, chia cắt mặt đòa hình cổ thành các đới nâng hạ không đều
của móng trước Kainozoic tạo ra một hình thái kiến trúc hết sức phức tạp.
Vào cuối Oligocene do chuyển động nâng lên, quá trình trầm tích bò gián đoạn
và bóc mòn. Sự kiện này được đánh dấu bằng bất chỉnh hợp cuối Oligocene,
đầu Miocene sớm.
Giai đoạn sau tạo rift Miocene- Đệ Tứ:
Miocene sớm bắt đầu băng pha lún chìm, oằn võng- biển tiến, đây chính
là giai đoạn đặc trưng cho pha chuyển tiếp từ đồng tạo rift đến sau tạo rift.
Vào Miocene giữa tiếp tục thời kỳ lún chìm của bồn trũng mà nguyên
nhân chủ yếu là do giảm nhiệt của thạch quyển. Hoạt động giao thoa kiến
tạo do sự thay đổi hướng hút chìm của mảng Ấn Độ theo hướng Đông Bắc
vả chuyển động của mảng Úc lên phía Bắc vào cuối Miocene giữa- đầu
Miocene muộn có thể là nguyên nhân của chuyển động nâng lênvà dẫn
tới việc hình thành bất chỉnh hợp Miocene giữa. Trên cơ sở kết quả đònh tuổi
tập basalt liên quan tới bất chỉnh hợp chính ỏ bồn Phisanulok, tuổi của bất
chỉnh hợp trên là 10,4 triệu năm ( Legendre và nnk, 1988).
Thời kỳ cuối Miocene muộn đến hiện tại là pha cuối cùng của tiến trình
phát triển bồn, đó là sự tiếp tục của giai đoạn sau tạo rift.
Vào Pliocene – Đệ Tứ, quá trình sụt lún chậm dần và ổn đònh, biển tiến
rộng khắp, mạnh mẽ, các bồn và các phụ bồn lân cận trong cùng vònh Thái
Lan được liên thông với nhau. Lớp phủ trầm tích hầu như nằm ngang, không bò
tác động bởi các hoạt động đứt gãy hay uốn nếp và tạo nên hình thái cấu

trúc hiện tại của khu vực này.
Hình 5: Sơ lòch sử phát triển đòa chất bồn trũng MaLay-Thổ Chu
III. Đặc Điểm Các Tầng Sinh - Chứa - Chắn
III.1 Đá sinh
Bồn trũng Mã Lay – Thổ Chu được xác đònh có hai hệ thống chính:
- Hệ thống Oligocene/ Miocene: hệ thống này có đá mẹ sinh kerogen loại I
tuổi Oligocene, thành phần thạch học là đá phiến sét đầm hồ thành tạo
trong giai đoạn đồng tạo rift. Loại này sinh dầu có độ nhớt cao là kết quả của
quá trình chuyển hóa các vật liệu hữu cơ nguồn gốc thực vật môi trường
đầm hồ. Đá chứa chính là các tập cát kết sông tuổi Miocene sớm và giữa
hình thành trong giai đoạn đầu của quá trình sụt võng do nhiệt (nhóm đòa tầng
J, I, H). Chúng được chắn bởi các tầng trầm tích hạt mòn phân bố giữa các hệ
tầng.
- Hệ thống Miocene/ Miocene: đá mẹ sinh chủ yếu là các tầng sét than
giàu vật chất hữu cơ tuổi Miocene sớm và giữa. Loại đá mẹ này đặc trưng
sinh khí và khí condensate. Đá chứa và chắn cũng như hệ thống trên, riêng đá
chứa tướng sông ngòi và châu thổ phân bố xen lẫn với đá sinh. Ngoài ra,
tầng sét dày thuộc tập A và B cũng được xem là tầng chắn mang tính khu vực,
hầu hết đá mẹ phân bố trong khu vực nghiên cứu chưa đủ trưởng thành để
có thể sinh ra hydrocarbon. Các nghiên cứu đòa hóa cho thấy các phát hiện
dầu khí trong khu vực có nguồn gốc dòch chuyển từ vùng sâu hơn phía trung
tâm bồn. Và tầng J với tỷ lệ cát cao, lại nằm gần tầng sinh đóng vai trò là
tầng dẫn lý tưởng.
III.2 Đá chứa, đá chắn và bẫy
Ở bồn trũng Mã Lay - Thổ Chu tồn tại những tập cát tiềm năng thành
tạo trong các giai đoạn đồng và sau tạo rift, trong môi trường tam giác châu ven
hồ, sông ngòi và châu thổ.
Ở khu vực nghiên cứu nói riêng và bồn trũng Mã Lay - Thổ Chu nói chung
quá trình diagenesis xảy ra rất sớm liên quan đến gradient đòa nhiệt cao ở vùng
này, điều đó đã làm giảm chất lượng đá chứa theo chiều sâu một cách

đáng kể, đặc biệt là ở những tập cát kết hạt mòn. Ở độ sâu nông hơn
2100 m, quá trình diagenesis hầu như mới bắt đầu, đá chứa nhìn chung có chất
lượng tốt (độ rỗng tối đa có thể lên đến 27%). Ở độ sâu lớn hơn, xảy ra
quá trình hòa tan feldspar, thành tạo thạch anh thứ sinh và kaolinite, chuyển đổi
kaolinite thành dickite ở nhiệt độ 130 - 140
o
C. Ở nhiệt độ cao hơn > 150 – 170
o
C
ứng với độ sâu chôn vùi lớn, quá trình thành tạo thạch anh thứ sinh và illite
mạnh mẽ hơn làm giảm rõ rệt khả năng thấm của đá, đặc biệt là cát kết
hạt mòn. Tuy nhiên, với cát kết hạt thô ở bên dưới độ sâu 3000 m vẫn có
thể cho khả năng chứa tốt.
Một trong những nhân tố ảnh hưởng lớn đến chất lượng đá chứa cát
kết là kích thước hạt vụn. Trong từng môi trường trầm tích cho những đặc
trưng về thạch học nói chung và kích thước hạt nói riêng, chính vì vậy công tác
thăm dò tập trung nhiều vào việc xác đònh môi trường trầm tích của đối
tượng chứa nhằm hiểu rõ hơn về tiềm năng dầu khí của chúng.
Nhìn chung, ở khu vực nghiên cứu có thể phân chia năm nhóm môi trường
trầm tích của cát chứa dựa trên tài liệu mẫu và đòa vật lý giếng khoan:
- Môi trường chủ yếu là ở phần dưới của đồng bằng ven biển (Lower
Coastal Plain): bao gồm những tướng cát sông có liên hệ mật thiết với
những lớp than hoặc sét than và sét kết màu xám tích tụ trong môi trường
sông ít uốn khúc cho đến uốn khúc mạnh (bao gồm cả các cửa kênh phân
phối – distributary channel).
- Môi trường chủ yếu là ở phần trên của đồng bằng ven biển (Upper
Coastal Plain): bao gồm các tướng cát sông giống như trên chỉ trừ những
nhóm tướng có liên hệ với các lớp than và sét than. Môi trường tích tụ này
không bao gồm các cửa kênh phân phối và hầu như chỉ liên quan đến
những tập sét màu đỏ/nâu lắng đọng trong điều kiện giàu oxy.

- Môi trường Tam giác châu (Deltaic): liên quan là những cát kết tướng
thô dần lên trên và sét kết màu xám.
- Môi trường biển (Marine): hiện diện rất ít trong khu vực nghiên cứu,
thường liên quan đến khoáng glauconite và phosphates.
- Môi trường đầm hồ (Lacustrine): liên quan đến những tập sét có bề
dày lớn màu xám đen đến xám tối và cát kết thuộc môi trường tam giác
châu đầm hồ và quạt phù sa (fan delta).
Đặc điểm tầng chắn
Chia làm 2 phần:
- Các tầng chắn hạt mịn
- Màn chắn kiến tạo
* Các tầng chắn hạt mịn
- Tầng chắn I: các tập sét Pliocene-Đệ Tứ, dày hàng trăm mét, hàm lượng sét ởn định
khoảng 85-90%, đợ hạt nhỏ hơn 0.001mm, xen kẻ trong tầng sét là các lớp bợt kết mỏng.
- Tầng chắn II: là các tập sét đáy Miocene dưới, phân bớ khơng liên tục, dày 25-60m,
hàm lượng sét dao đợng từ 75-85%, đợ hạt nhỏ hơn 0.001mm.
- Tầng chắn III: sét trong tầng Oligocene, dày 50-200m, hàm lượng sét cao 80-90%, đợ
hạt 0.001-0.003mm.
*Màn chắn kiến tạo
Các hệ thớng kiến tạo là màn chắn kiến tạo rất quan trọng của bồn trũng. Hầu hết các
bẫy khép kín 3 chiều đều được chắn bởi các đứt gãy, đặc biệt là các cánh nâng của các đứt
gãy.
Các dạng bẫy
Việc xác đònh các bẫy chứa dầu trong khu vực nghiên cứu chủ yếu dựa
trên bản đồ cấu trúc, nhưng do tính phứa tạp của tầng chứa – không phải là
tập cát lớn liên tục mà bao gồm nhiều dải cát có bề dày nhỏ phân bố
không liên tục theo chiều sâu và chiều rộng – nên cho đến nay vẫn không
thể xác đònh được sự phân bố của các tập chứa dầu. Mô hình đòa chất cho
các vỉa chứa cát lòng sông là những bẫy kết hợp đòa tầng và những đứt
gãy khép kín cấu trúc.

Tuy nhiên để có các tích tụ dầu khí thì một yếu tố không thể thiếu đó
là các bẫy dầu khí, các bẫy dầu khí đóng vai trò rất quan trọng trong việc
chắn giữ và bảo tồn dầu khí để tạo thành các mỏ dầu khí mà ngày nay
chúng ta khai thác dầu khí từ chúng. khu vực Mã Lai-Thổ Chu tồn tại các
dạng bẫy dầu khí sau:
Bẫy nếp lồi kế thừa từ móng nhô cao.
Các bẫy vòm “rollover”.
Các dạng bẫy hình hoa.
Bẫy “khối đức gãy nghiên”.
PHẦN CHUYÊN ĐỀ
CHƯƠNG II
CƠ SỞ ĐỊA HÓA TRONG THĂM DÒ DẦU KHÍ.
II.1. CƠ SỞ LÝ THUYẾT VỀ ĐÁ MẸ.
II.1.1. Đònh nghóa.
Trong lòch sử thăm dò dầu khí thì đá mẹ là dấu hiệu đầu tiên để
đánh giá tiềm năng của một bồn trầm tích. Đá mẹ là loại đá có thành
phần hạt mòn chứa phong phú hàm lượng vật chất hữu cơ (VCHC) và được
chôn vùi trong điều kiện thuận lợi.
Vì vậy, tầng đá mẹ phong phú VCHC là tầng trầm tích hạt mòn, dày,
nằm ở miền lún chìm liên tục, trong điều kiện yếm khí (vắng oxy). Đồng thời
trong giai đoạn lắng nén VCHC chòu sự tác động và phân hủy của vi khuẩn…
- Phân loại theo thành phần thạch học: đá mẹ có bốn loại: đá mẹ sét
phổ biến, được lắng đọng trong các môi trường khác nhau; đá mẹ silic liên
quan đến sự lắng đọng sét silic ở nơi phát triển diatomic và radiolaria; đá mẹ
vôi liên quan đến bùn vôi, sau khi giải phóng nước tạo thành sét vôi và các
ám tiêu san hô, sét phiến cháy và than đá trong điều kiện huận lợi sinh ra
lượng dầu và khí nhất đònh.
-Theo tiêu chuẩn đòa hóa thì đá mẹ phải chứa một lượng VLHC nào đó
và trong các điều kiện biến chất khác nhau, chúng sản sinh ra các sản phẩm
hữu cơ tương ứng. Mỗi giai đoạn biến chất sẽ có lượng VLHC hòa tan được

trong dung môi hữu cơ (Bitum) và phần còn lại không hòa tan trong dung môi
hữu cơ hay còn gọi là Kerogene.
Từ đònh nghóa đó, ta có thể gặp một số cấp đá mẹ như sau:
-Đá mẹ tiềm tàng: đá mẹ vẫn còn được che đậy hoặc chưa khám phá.
-Đá mẹ tiềm năng: đá mẹ có khả năng sinh dầu và khí nhưng chưa đủ
trưởng thành về nhiệt độ.
-Đá mẹ hoạt động: đá mẹ có khả năng sinh ra dầu khí.
-Đá mẹ không hoạt động: đá mẹ vì lý do nào đó không sinh ra dầu khí.
Để đánh giá nguồn hydrocarbon thì đá mẹ phải được đánh giá qua ba
yêu cầu cơ bản sau đây:
-Đá mẹ bao gồm đủ tối thiểu số lượng vật chất hữu cơ (VCHC).
-Đá mẹ bao gồm đủ chất lượng VCHC.
-Đá mẹ trưởng thành về nhiệt.
II.1.2. Số lượng vchc.
Ta dùng chỉ số TOC (Total Organic Carbon) – tổng số carbon hữu cơ trong
đá để xác đònh trầm tích mòn hạt có phải là đá mẹ hay không.
Bảng 1: Tiêu chuẩn phân loại đá mẹ theo số lượng VCHC
Đá mẹ hầu hết ở dạng trầm tích hạt mòn như là những đá bùn và sét hoặc
những đá vôi micrit (đá vôi chứa hơn 90% micrit hoặc nhỏ hơn 10% vụn sinh
hóa), (theo Tissot và Welte, 1984). Yếu tố quan trọng của đá mẹ là VCHC mà
theo các nhà đòa hóa nguyên tắc lớn nhất khi nói đến đá mẹ đó là TOC
thường thì giá trò này lớn hơn 1%. Điển hình, giá trò TOC từ ít hơn 1% trong
Bản chất đá mẹ Đá sét Đá Carbonate
TOC% (0.5 - 2)% > 0.25%
những đá mẹ nghèo đến hơn 20% trong những đá giàu hơn gọi là đá phiến
có dầu .
II.1.3. Các chỉ tiêu đòa hóa nghiên cứu đá mẹ
a. TOC (%) (Total organic carbon): tổng số vật chất hữu cơ trong đá, tương tự như
số lượng cacbon hữu cơ, để xác đònh trầm tích mòn hạt có phải là đá mẹ hay
không. Tiêu chuẩn phân loại đá mẹ theo TOC:

- Đối với đá sét TOC = 0,5 - 2%
- Đối với đá cacbonat TOC > 0,25%
TOC(%) Phân loại đá mẹ
< 0,5 Nghèo
0,5 – 1 Trung bình
1,0 – 2,0 Tốt
> 2,0 Rất tốt
b. S
1
(kg HC/T đá): lượng hydrocacbon tự do trong đá, tức là lượng hydrocacbon sinh
ra từ đá mẹ.
S
1
(kg HC/T đá) Phân loại đá mẹ
< 0,5 Nghèo
0,5 – 1,0 Trung bình
1,0 - 2,0 Tốt
> 2,0 Rất tốt
c. S
2
(kgHC/T đá): lượng hydrocacbon tiềm năng trong đá mẹ, tức là lượng
hydrocacbon còn lại trong đá mẹ.