TÓM TẮT LUẬN ÁN TIẾN SĨ ĐỊA CHẤT Đặc điểm, mô hình địa chất và tiềm năng dầu khí thành tạo cacbonat trước Kainozoi phần Đông Bắc bể Sông Hồng

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



LÊ TRUNG TÂM





ĐẶC ĐIỂM, MÔ HÌNH ĐỊA CHẤT VÀ TIỀM NĂNG DẦU KHÍ
THÀNH TẠO CACBONAT TRƯỚC KAINOZOI
PHẦN 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- 2015


Công trình được hoàn thành tại: Bộ môn Địa chất dầu khí,
Khoa dầu khí, Trường Đại học Mỏ - Địa chất.



Người hướng dẫn khoa học:
1.TS. Phạm Văn Tuấn
Trường Đại học Mỏ - Địa chất

2.TS. Cù Minh Hoàng
Công ty Điều hành Thăm dò Khai thác Dầu khí Nước ngoài


Phản biện 1: TS. Phan Từ Cơ
Hội Địa chất dầu khí Việt Nam

Phản biện 2: TS. Nguyễn Anh Đức
Tập đoàn Dầu khí Việt Nam

Phản biện 3: PGS. TS. Nguyễn Văn Phơn
Hội Khoa học kỹ thuật Địa vật lý

Luận án sẽ được bảo vệ trước Hội đồng đánh giá luận án cấp
Trường tại Trường đại học Mỏ - Địa chất vào hồi … giờ … ngày
… tháng … năm 2015







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
1.Tính cấp thiết của đề tài
Trong các năm 2008 và 2009, Nhà thầu Petronas khoan 02
giếng thăm dò thẩm lượng trên cấu tạo Hàm Rồng với kết quả thử vỉa
đều cho dòng dầu công nghiệp. Công tác TKTD cho đối tượng
cacbonat sau đó đã được triển khai tích cực hơn. Trong các năm 2013
và 2014, Tổng công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí (PVEP) khoan 02
giếng thăm dò trên các cấu tạo Hàm Rồng Nam và Hàm Rồng Đông,
kết quả thử vỉa đều có phát hiện dầu khí trong đối tượng cacbonat
trước Kainozoi.
Những phát hiện dầu khí mới đây cho thấy tính đúng đắn của
ngành dầu khí khi tích cực thăm dò đối tượng đá móng cacbonat

trước Kainozoi và đã thu được những kết quả rất khả quan. Tuy nhiên
những nghiên cứu mang tính hệ thống về đặc điểm tầng chứa
cacbonat trước Kainozoi còn hạn chế. Xuất phát từ yêu cầu cấp bách
của thực tế trên, nghiên cứu sinh đã lựa chọn đề tài: “Đặc điểm, mô
hình địa chất và tiềm năng dầu khí thành tạo cacbonat trước Kainozoi
phần Đông Bắc bể Sông Hồng”.
2. Mục đích nghiên cứu của luận án
- Làm sáng tỏ các đặc điểm thạch học trầm tích.
- Lựa chọn hệ phương pháp phù hợp mô hình hóa tầng chứa.
- Đánh giá định lượng tiềm năng chứa và xếp hạng các cấu tạo.
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
Đối tượng nghiên cứu là đá móng cacbonat dưới lớp phủ trầm
tích Kainozoi thuộc diện tích Lô 106 thềm lục địa Việt Nam.

2

Phạm vi nghiên cứu được giới hạn bao gồm các nghiên cứu về
thành phần thạch học, nghiên cứu về tuổi và môi trường thành tạo,
các quá trình biến đổi thứ sinh và xây dựng mô hình độ rỗng tầng
chứa.
4. Nội dung nghiên cứu
- Tổng hợp, phân tích tài liệu địa tầng, kiến tạo, địa chất khu vực.
- Nghiên cứu các đặc điểm thạch học trầm tích của đá cacbonat
- Xây dựng mô hình tầng chứa để đánh giá định lượng tiềm năng
chứa các cấu tạo.
- Định hướng công tác nghiên cứu cũng như công tác thăm dò
thẩm lượng trên cơ sở kết quả luận án.
5. Phương pháp nghiên cứu
Để khai thác có hiệu quả các nguồn tài liệu sử dụng và đạt được
mục đích nghiên cứu, luận án sử dụng tổ hợp các phương pháp sau:

Phân tích mẫu vụn khoan; Phân tích lát mỏng thạch học; Phân tích
nhiễu xạ tia X; Phân tích hiển vi điện tử quét; Phân tích địa vật lý
giếng khoan; Phân tích thuộc tính địa chấn; Ứng dụng mạng nơ-ron
nhân tạo xây dựng mô hình tầng chứa.
6. Ý nghĩa khoa học và ý nghĩa thực tiễn của luận án
6.1 Ý nghĩa khoa học
- Làm sáng tỏ đặc điểm thạch học trầm tích đá cacbonat trước
Kainozoi trong khu vực nghiên cứu.
- Luận án cung cấp bổ sung phương pháp luận, lý thuyết và các
đặc trưng về đá cacbonat.
- Có thể ứng dụng hệ phương pháp trong luận án để nghiên cứu
đá chứa cacbonat ở các khu vực khác.

3

6.2 Ý nghĩa thực tiễn
- Các đặc điểm thạch học trầm tích đá cacbonat được làm sáng
tỏ sẽ góp phần định hướng các nghiên cứu tiếp theo.
- Tiềm năng chứa các cấu tạo được đánh giá định lượng và xếp
hạng triển vọng làm tiền đề cho công tác thăm dò thẩm lượng tiếp
theo.
7. Những luận điểm bảo vệ
- Đá cacbonat khu vực Đông Bắc bể Sông Hồng có thành phần
thạch học chủ yếu là canxit và dolomit, tuổi từ Cacbon đến Pecmi,
nguồn gốc sinh hóa, chủ yếu là đá vôi dạng bùn có kiến trúc ẩn tinh,
thành tạo trong môi trường năng lượng thấp đến trung bình, đã trải
qua quá trình biến đổi mạnh mẽ. Độ rỗng thứ sinh đóng vai trò quan
trọng nhất đến chất lượng đá chứa.
- Ứng dụng mạng nơ-ron nhân tạo xây dựng mô hình tầng chứa
với đầu vào là 03 thuộc tính địa chấn RMS, Envelope, Sweetness

cùng kết quả phân tích địa vật lý giếng khoan là phù hợp với đá
cacbonat Đông Bắc bể Sông Hồng. Mô hình cho phép đánh giá định
lượng tiềm năng chứa và xếp hạng triển vọng các cấu tạo.
8. Những điểm mới của luận án
- Lần đầu tiên vấn đề nghiên cứu tầng chứa cacbonat trước
Kainozoi ở Việt Nam được thực hiện có hệ thống từ nghiên cứu đặc
điểm thạch học trầm tích làm cơ sở lựa chọn hệ phương pháp xây
dựng mô hình tầng chứa.
- Luận án đã cung cấp những cơ sở lý thuyết về đá cacbonat, sử
dụng mô hình 03 khoáng vật để phân tích tài liệu địa vật lý giếng

4

khoan, lựa chọn và phân tích 03 thuộc tính địa chấn phù hợp nhất với
đá cacbonat ở khu vực nghiên cứu.
- Làm sáng tỏ tuổi, môi trường thành tạo, phân loại và ảnh
hưởng của các quá trình biến đổi thứ sinh đến chất lượng đá chứa.
- Đánh giá định lượng tầng chứa cụm cấu tạo Hàm Rồng và 04
cấu tạo triển vọng còn lại.
10. Bố cục luận án
Luận án gồm 132 trang đánh máy trong đó có 06 Bảng biểu và
64 Hình vẽ. Ngoài mở đầu, kết luận, kiến nghị và danh mục tài liệu
tham khảo, luận án gồm 04 chương được bố trí theo trình tự sau đây:
- Chương 1: Gồm 36 trang trong đó có 02 biểu bảng và 11
Hình vẽ. Trình bày những đặc điểm địa chất dầu khí khu vực
nghiên cứu trong đó có đề cập đến lịch sử tiến hóa địa chất
trước Kainozoi.
- Chương 2: Gồm 22 trang trong đó có 02 Bảng và 07 Hình
vẽ, trình bày lý thuyết tổng quan và các đặc trưng đá
cacbonat.

- Chương 3: Gồm 21 trang trong đó có 01 Bảng và 14 Hình
vẽ, trình bày cơ sở tài liệu và các phương pháp nghiên cứu áp
dụng trong luận án.
- Chương 4: Gồm 45 trang trong đó có 01 Bảng và 32 Hình
vẽ trình bày các kết quả nghiên cứu của luận án bao gồm các
đặc điểm thạch học trầm tích, kết quả mô hình hóa tầng
chứa, đánh giá tiềm năng chứa, xếp hạng cấu tạo triển vọng
và thảo luận các kết quả nghiên cứu.


5

Chương 1 - ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT DẦU KHÍ
PHẦN ĐÔNG BẮC BỂ SÔNG HỒNG
1.1 Vị trí địa lý
Phần Đông Bắc bể
Sông Hồng bao gồm lô 106 và
các lô 102, 103, 107 (Hình
1.1). Nằm trong vùng biển của
các tỉnh, thành phố: Hải
Phòng, Nam Định, Thái Bình ở
phía Bắc và Ninh Bình, Thanh
Hoá ở phía Nam.
Khu vực mang đặc
điểm khí hậu nhiệt đới gió mùa
của miền Bắc Việt Nam.

Hình 1.1Vị trí địa lý khu vực Đông
Bắc bể Sông Hồng
1.2 Lịch sử tìm kiếm thăm dò

1.2.1Thăm dò địa chấn
Qua từng giai đoạn tại phần Đông Bắc Bể Sông Hồng đã được
Tổng cục Dầu khí Việt Nam, nay là Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt
Nam (giai đoạn 1978-1987) và các Nhà thầu nước ngoài như Total
(giai đoạn 1989-1991), Idemitsu (giai đoạn 1993-1995), PCOSB (giai
đoạn 2003-2009), PVEP (giai đoạn 2009 – nay) tiến hành thu nổ một
khối lượng lớn địa chấn 2D, 3D để nghiên cứu cấu trúc địa chất lớp
phủ trầm tích Kainozoi, khoanh vùng cấu tạo triển vọng và phục vụ
công tác khoan thăm dò.

6

Tính đến tháng 01/2015, tổng khối lượng địa chấn đã khảo sát
ở khu vực Đông Bắc bể Sông Hồng là 22092 km 2D và 5330 km
2
3D.
1.2.2 Khoan thăm dò
Trong giai đoạn 1989-2014 các Nhà thầu Total, Petronas,
Idemitsu, PVN và PVEP đã khoan thăm dò tổng cộng 20 giếng, trong
đó 11 giếng khoan vào đối tượng cát kết trong trầm tích Mioxen -
Oligoxen và 9 giếng khoan vào đối tượng móng cacbonat trước
Kainozoi. Các phát hiện điển hình bao gồm: mỏ khí Thái Bình trong
trầm tích Mioxen, các phát hiện dầu khí condensate trong đá cacbonat
trước Kainozoi Hàm Rồng, Hàm Rồng Đông, Hàm Rồng Nam và các
phát hiện khí trong trầm tích Mioxen Hắc Long, Địa Long, Hồng
Long.
1.3 Kiến tạo
Viện dầu khí Việt
Nam (2014) chia khu
vực phía Đông Bắc bể

Sông Hồng thành 06
đơn vị kiến tạo (Hình
1.3): (I) Thềm Quảng
Ninh; (II) Đới các địa
hào Paleoxen; (III)
Thềm Bạch Long Vĩ;
(IV) Đới nghịch đảo
Mioxen; (V) Đới nâng
phía Tây; (VI) Trũng
Trung Tâm.

Hình 1.3: Bản đồ phân vùng cấu trúc
[VPI, 2014]

7

1.4 Địa tầng và hệ thống dầu khí
Địa tầng khu vực Đông Bắc bể Sông Hồng được chia thành 02
phần chính là đá móng trước Kainozoi và trầm tích Kainozoi. Đá
móng bao gồm đá cacbonat, trầm tích lục nguyên tuổi Paleozoi
muộn, đá biến chất bị phong hóa mạnh mẽ, chúng đã được phát hiện
ở các giếng khoan thăm dò. Giới Kainozoi chủ yếu là cuội kết, cát kết
xen bột và sét kết thành tạo trong môi trường đầm hồ, châu thổ và
biển, được chia thành 7 hệ tầng từ Eoxen đến Đệ tứ bao gồm: hệ tầng
Phù Tiên, hệ tầng Đình Cao, hệ tầng Phong Châu, hệ tầng Phủ Cừ, hệ
tầng Tiên Hưng, hệ tầng Vĩnh Bảo và hệ tầng Hải Dương, Kiến
Xương.
Hệ thống dầu khí: đá mẹ Oligoxen và Mioxen dưới, giữa là các
tầng sinh chính; đá chứa gồm trầm tích vụn tuổi Oligoxen, Mioxen và
đá móng cacbonat trước Kainozoi; tầng chắn địa phương Oligoxen,

Mioxen đặc trưng bằng sét, sét than có màu nâu, nâu thẫm. Bẫy chủ
yếu là bẫy cấu trúc kề áp vào đứt gãy và các khối nhô móng.
1.5. Lịch sử phát triển kiến tạo khu vực Đông Bắc bể Sông Hồng
và các vùng lân cận trong khung cấu trúc Đông Nam Á.
Dựa trên kết quả phân tích cổ từ và cổ thực vật chỉ định, Cocks
and Torsvik (2013) cho rằng vào đầu Paleozoi, Đông Nam Á là bộ
phận trong siêu lục địa Gondwana, nằm ở vĩ tuyến cổ 30
0
Nam. Về
vị trí địa lý thềm lục địa Việt Nam thuộc 2 mảng khác nhau như sau:
Phần bắc thuộc mảng nam Trung Hoa (S.China), phần nam thuộc
mảng Annamia.
Sự tách giãn và phá vỡ rìa lục địa Gondwana xảy ra vào đầu
Ordovic, các vi mảng S.China và Annamia tách rời khỏi siêu lục địa

8

Gondwana, di chuyển lên phía Bắc, mảng Sibumasu bắt đầu di
chuyển xuống phía Nam. Quá trình này diễn ra liên tục đến đầu
Devon, vị trí các mảng này nằm ở xích đạo và vĩ tuyển cổ 30
0
Bắc.
Đến cuối Devon mảng S.China và mảng Annamia bắt đầu tách
ra, thời kỳ này đánh dấu thời kỳ biển Paleotethys phân bố rộng rãi và
phát triển đến cuối Pecmi.
Đến đầu Cacbon, vi mảng Sibumasu vẫn còn gắn liền với Bắc
Úc và chỉ tách sau đó qua đới khâu Phukhet-Mergui và trôi dạt lên
phía Bắc. Vào Pecmi sớm, vi mảng S.China nằm trên xích đạo và
dần được gắn kết với vi mảng Annamia tạo thành miền lục địa Đông
Á bị phủ bởi biển thềm Paleotethys rộng lớn.

Hoạt động kiến tạo điển hình trước Kainozoi là chu kỳ tạo núi
Indosinia bắt đầu từ cuối Pecmi khởi đầu cho lịch sử phát triển
Mesozoi ở ĐNA.
Thời kỳ Kreta muộn đến Eoxen sớm, các thành tạo cacbonat và
đá cổ được nâng lên, phong hóa do mảng Sibumasu va chạm vào
mảng Việt Trung.
Sau thời kỳ Eoxen, ảnh hưởng từ quá trình va mảng Ấn độ và
Nam Trung Hoa, các thành tạo cacbonat bị sụt lún và bị phủ bởi các
trầm tích Kainozoi. Trên nền địa hình cổ trước Kainozoi, các khối
nhô được phủ bởi trầm tích Kainozoi có tính chất chứa tốt sẽ tạo
thành các bẫy cấu trúc thuận lợi cho các tích tụ dầu khí.
Thời kỳ Oligoxen và Mioxen các hoạt động kiến tạo tiếp tục
xảy ra bao gồm quá trình nén ép cục bộ tạo nghịch đảo kiến tạo (cuối
Oligoxen) và pha nghịch đạo kiến tạo thứ 2 trong Mioxen.

9

Chương 2 - TỔNG QUAN VỀ ĐÁ CACBONAT
2.1 Định nghĩa và cơ chế thành tạo
2.1.1 Định nghĩa
Đá cacbonat là một nhóm đá phổ biến trong các loại đá trầm
tích, nhóm đá hoá học và sinh khoáng nói riêng. Phổ biến nhất và
chiếm khối lượng chủ yếu vẫn là đá vôi, thứ đến là dolomite. Ngoài
ra đá cacbonat còn có sự pha tạp giữa cacbonat và thành phần phi
cacbonat như sét, silic, vụn cơ học.
2.1.2 Cơ chế thành tạo
Ba quy luật phổ biến trong cơ chế thành tạo đá cacbonat bao
gồm:
- Trầm tích cacbonat có một lượng lớn nguồn gốc từ hữu cơ.
- Đá cacbonat có thể thành tạo trên những khối xây (buildup).

- Đá cacbonat trải qua quá trình thành đá từ sự thay thế các
khoáng vật ban đầu sang các khoáng vật bền vững hơn.
2.2 Phân loại đá cacbonat
2.2.1 Phân loại theo thành phần và kiến trúc đá
Phân loại của Dunham (1962) được sử dụng rộng rãi trong
ngành dầu khí hiện nay. Theo thành phần và kiến trúc đá, Dunham
(1962) chia làm 6 loại: mudstone, wackestone, packstone, grainstone,
boundstone và crystalline. Sau này Embry và Klovan (1971) có bổ
sung thêm các loại đá là Floatstone, Rudstone, Framestone,
Bindstone và Bafflestone. Hình 2.2 trình bày phân loại đá cacbonat
theo thành phần và kiến trúc đá của Dunham (1962).

10


Hình 2.2. Phân loại đá cacbonat của Dunham (1962);
Embry và Klovan bổ sung (1971)
2.2.2 Phân loại theo môi trường và điều kiện thành tạo
Loucks (1993) và Bosscher and Schlager (1992) đã đưa ra phân
loại đá cacbonat theo môi trường và điều kiện thành tạo (Hình 2.3).
Bao gồm các loại đá cacbonat sau: cacbonat biển sâu (basin),
cacbonat sườn thềm (slope), cacbonat thềm (platform), cacbonat
trong thềm (platform interior), cacbonat ven rìa (patch reef), cacbonat
đồng bằng thủy triều (tidal flat).

Hình 2.3 Phân loại của Loucks (1993), Bosscher and Schlager (1992)

Embry
and
Klovan

(1971)

11

2.3 Các quá trình biến đổi thứ sinh
Bốn quá trình biến đổi thứ sinh bao gồm: hòa tan, xi măng hóa,
dolomite hóa và hình thành khe nứt, đường khâu có tác động mạnh
mẽ tới sự biến đổi độ rỗng và được xem là các yếu tố quan trọng khi
đánh giá chất lượng tầng chứa.
Gareth.D.Jones and
Yitian Xiao (2005)
đã đưa ra mô hình
mối quan hệ giữa
quá trình dolomite
hóa và biến đổi độ
rỗng trong cacbonat
(Hình 2.4). Quá trình
dolomite có thể làm
tăng hoặc giảm độ
rỗng trong đá
cacbonat tùy thuộc
vào từng giai đoạn.

Hình 2.4 Mối quan hệ giữa quá trình
dolomite hóa và sự biến đổi độ rỗng
2.4 Đặc trưng cacbonat trên các tài liệu địa vật lý
2.4.1 Đặc trưng mặt phản xạ địa chấn
Vận tốc truyền sóng trong đá cacbonat, nhìn chung là nhanh
hơn so với trầm tích hạt vụn tại cùng một chiều sâu chôn vùi. Vận tốc
cao và mật độ lớn của đá cacbonat sẽ cho kết quả trở kháng âm cao

hơn so với đất đá vụn vây quanh, do đó sẽ tạo nên hệ số phản xạ cao
ở ranh giới giữa đá vụn bên trên và đá cacbonat bên dưới.


12

2.4.2 Đặc trưng cacbonat trên tài liệu địa vật lý giếng khoan
Năm đặc trưng vật lý thạch học của đá cacbonat bao gồm: mật
độ khối cao, tốc độ truyền sóng lớn, cường độ bức xạ tự nhiên thấp,
điện trở suất cao, chỉ số Hydro thấp. Bảng 2.2 trình bày các đặc trưng
vật lý đá cacbonat và một số loại đá khác.
Bảng 2.2: Tính chất vật lý một số loại đá [Schlumberger, 1989]

Chương 3- CƠ SỞ TÀI LIỆU VÀ PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU
3.1. Cơ sở tài liệu
Các tài liệu được sử dụng cho nghiên cứu luận án bao gồm:
- Tài liệu địa chấn: 350 km
2
tài liệu địa chấn 3D.
- Tài liệu giếng khoan: bao gồm tài liệu 04 giếng khoan trực
tiếp ở khu vực nghiên cứu trên cụm cấu tạo Hàm Rồng cùng
tài liệu của 04 giếng khoan trên các cấu tạo lân cận.
- Tài liệu mẫu: tổng cộng 280 mẫu vụn khoan và 48 mẫu sườn
từ các giếng khoan 106-HR-2X, 106-HRN-1X, 106-HRD-
1X.
- Tài liệu khu vực: các báo cáo địa chất chất khu vực, báo cáo
đánh giá lô do các nhà thầu trước đây thực hiện.
Nhìn chung các tài liệu đều có độ tin cậy và chất lượng tốt
3.2 Phương pháp nghiên cứu
mật độ

(g/cm3)
Sóng âm
(ms.ft)
Gamaray
(API)
Điện trở
(Ohm.m)
PE
Đá vôi
2.71 - 2.78 40-50 10-20 30 - hàng nghìn 5.08
Dolomit
2.71-2.78 40-50 10-20 30 - hàng nghìn 3.14
Cát kết
2.65-2.68 55-60 15-30 1.1 - 6 1.81
Sét kết
2.2 - 2.7 50-150 100-150 1.1-3 1-5
Granit
2.71 - 2.75 45 - 55 35 - 50 50 - hàng nghìn 5
Loại đá

13

Luận án sử
dụng tổ hợp các
phương pháp: Phân
tích mẫu vụn khoan;
Phân tích lát mỏng
thạch học; Phân tích
nhiễu xạ tia X; Phân
tích hiển vi điện tử

quét; Phân tích
ĐVLGK; Phân tích
thuộc tính địa chấn;
mạng nơ-ron nhân
tạo (Hình 3.14).

Hình 3.14 Chu trình nghiên cứu
Chương 4- ĐẶC ĐIỂM THẠCH HỌC TRẦM TÍCH
VÀ MÔ HÌNH TẦNG CHỨA
4.1 Đặc điểm thạch học trầm tích
4.1.1. Thành phần thạch học
Thành phần thạch học chủ yếu là calcite và dolomite được xác
định từ các phương pháp phân tích nhiễu xạ tia X, mô tả mẫu vụn
khoan. Các phương pháp phân tích mẫu có độ chính xác cao và được
tích hợp với minh giải tài liệu ĐVLGK để tiến hành phân tích, minh
giải.
- Phân tích nhiễu xạ tia X (XRD): thực hiện trên 48 mẫu sườn
bao gồm: 20 mẫu từ giếng khoan 106-HRN-1X, 14 mẫu từ giếng
khoan 106-HR-2X và 14 mẫu từ giếng khoan 106-HRD-1X. Kết quả
phân tích cho thấy có 3 loại khoáng vật tạo đá chính có mặt ở hầu hết

14

các mẫu bao gồm: calcite (0,0% - 99,3%, trung bình 43,4%);
dolomite (0,0% - 92,5%, trung bình 35,7%) và quartz (0,0% - 81,3%,
trung bình 11,4%). Các khoáng vật khác có tỷ phần từ 0,0% đến vài
% bao gồm: K-feldspar, plagioclase, pyrite trung bình 0,2%,
laumontite (trung bình 0.6%); analcime (trung bình 1%); Các khoáng
vật sét, kaolinite, chlorite, aragonite, geothite chiếm 0,5% - 1,5.
- Mô tả mẫu vụn khoan: được thực hiện trên tổng số 280 mẫu

vụn. Xác định 2 loại khoáng vật tạo đá chính là calcite, dolomite
đồng thời có sự tham gia của quartz tại một số mẫu.
Calcite: chiếm từ 40 – 60%, có màu sáng xám đến trắng sữa,
cấu tạo dạng khối, độ cứng từ cứng đến rất cứng, giòn; ánh thủy tinh
đến ánh ngọc trai ở các mặt cát khai quan sát được; vết vạch có màu
trắng, trong mờ đến trong suốt; mật độ khối đo được giao động từ
2,75 đến 2,81 g/cm
3
; Có thể phát quang đỏ, xanh, vàng và các màu
khác dưới tia sóng ngắn, dài, tia tử ngoại; tan trong axit HCl loãng.
Dolomite: chiếm từ 30 – 50%, có màu xám đến nâu, cấu tạo
dạng khối giống như khoáng vật calcite; độ cứng rất cao, mật độ khối
đo được giao động từ 2.78 đến 2.81 g/cm
3
. Phân biệt với calcite
thông qua thuốc thử là axit HCl vì dolomite không bị hòa tan trong
axit giống như calcite; Có thể phát huỳnh quang trắng đến hồng dưới
tia tử ngoại; phát quang do ma sát.
4.1.2 Tuổi và môi trường thành tạo
Hall & Wilson (2011) đã nghiên cứu và đưa ra bảng tổng hợp
các hóa đá đặc trưng cho từng thời kỳ cho 6 vi mảng thuộc khu vực
Đông Nam Á. Theo kết quả nghiên cứu này hóa đá Fusuline thuộc
họ trùng lỗ (Foraminifera) là các loài đặc trưng chỉ xuất hiện trong

15

thời kỳ từ Cacbon đến Pecmi đối với các vi mảng Sibumasu,
Indochina và South China.
Sự xuất hiện của hóa đá Fusuline trên rất nhiều trên các mẫu
sườn từ các giếng khoan 106-HRN-1X và 106-HRĐ-1X (Hình 4.7)

cho phép xác định đá cacbonat khu vực nghiên cứu có tuổi từ Cacbon
đến Pecmi, được thành tạo trong môi trường có mức năng lượng từ
thấp đến trung bình, ít bị ảnh hưởng bởi thủy triều và sóng cơ sở.

Hình 4.7 Hóa đá Fusuline trong mẫu thạch học lát mỏng: giếng
106-HRN-1X (Depth 3580m, 3618m, 4115m, 4120m, 4125m), giếng
106 – HR-2X (Depth 3782m)
4.1.3 Phân loại đá
Áp dụng phân loại của Dunham (1962), cacbonat khu vực
nghiên cứu được phân loại bao gồm các loại sau:
- Đá vôi dạng bùn (Mudstone đến Wackestone):
Đá vôi dạng bùn phổ biến nhất ở hầu hết các mẫu quan sát
được, đặc trưng bởi thành phần chính bùn từ 90% đến 100% kiến trúc

16

ẩn tinh chiếm tỉ lệ lớn trong đá, thành phần hạt thấp từ vài % đến
10%.
- Đá vôi nén (Packstone):
Đá vôi nén có thành phần hạt chiếm tỷ lệ 80% gặp tại 02 mẫu ở
các chiều sâu 3580m và 3821m tại giếng khoan 106-HRN-1X. Tại
các mẫu quan sát được một lượng lớn hạt và các thành phần tha sinh
có nguồn gốc sinh vật từ nơi khác vận chuyển đến bao gồm trùng lỗ,
tảo và mảnh vụn sinh học.

Hình 4.8 Phân loại đá cacbonat theo thành phần và kiến trúc: (A) đá
vôi dạng bùn (mudstone) tại giếng khoan 106-HR-2X (3508m), 106-
HRN-1X (3618m); (B) đá vôi dạng bùn (wackestone) tại giếng khoan
106-HRN-1X (3480m), 106-HRĐ-1X (3815m); (C) đá vôi nén
(packestone) tại giếng khoan 106-HRĐ-1X (3580m, 3821m).

4.1.4 Các quá trình biến đổi thứ sinh

17

Bốn quá trình
biến đổi thứ sinh dễ
dàng quan sát thấy
trên các mẫu thạch
học lát mỏng là quá
trình xi măng hóa,
dolomite hóa, quá
trình hòa tan, quá
trình hình thành nứt
nẻ (Hình 4.11).

Hình 4.11 Các quá trình biến đổi thứ sinh
Độ rỗng thứ
sinh có ảnh hưởng
tích cực đến chất
lượng đá chứa. Áp
dụng mô hình 2 độ
rỗng khi phân tích
ĐLVKG đã xác định
được độ rỗng giữa
hạt (Phi matrix), tổng
độ rỗng hiệu dụng
(Phie) trên cơ sở đó
xác định độ rỗng thứ
sinh.

Hình 4.12 Kết quả phân tích ĐVLGK
Kết quả phân tích độ rỗng được biểu diễn trên Hình 4.12 cho
thấy độ rỗng thứ sinh đóng vai trò chính của hầu hết các giếng khoan.

Đường khâu
Nứt nẻ
Calcite tái kết tinh
Xi măng hóa
HRN-1X/3515m
HR-2X/3622m
HRD-1X/3842m
HR-2X/3700m
dolomite

18


4.2. Mô hình tầng chứa
4.2.1. Đặc tính chứa từ tài liệu địa vật lý giếng khoan
4.2.1.2 Đặc tính chứa theo phân tích ĐVLGK
Áp dụng mô hình ba khoáng vật và hai độ rỗng để phân tích
định lượng tầng chứa nhằm xác định thành phần thạch học, độ rỗng
giữa hạt, độ rỗng thứ sinh và tổng động rỗng hiệu dụng. Kết quả xác
định độ rỗng thứ sinh chiếm tỷ trọng lớn, dao động trong khoảng 1%
đến 8%, một số khoảng tổng độ rỗng hiệu dụng lên tới 20%.
Hình 4.17 biểu diễn kết quả phân tích tổng độ rỗng hiệu dụng
các giếng khoan. Kết quả cho thấy tổng độ rỗng hiệu dụng ở các
giếng 106-HR-2X và 106-HRN-1X tốt hơn giếng 106-HRD-1X.

Hình 4.17 Băng Composite tổng hợp kết quả minh giải độ rỗng và

thành phần thạch học


19

4.2.2 Kết quả phân tích thuộc tính địa chấn
Kết quả phân tích các thuộc tính địa chấn RMS, Envelope và
Sweetness, kết quả cho thấy sự tương đồng giữa các thuộc tính với
nhau, phản ánh sự thay đổi về thành phần vật chất và được sử dụng
làm tài liệu đầu vào để huấn luyện mạng nơ-ron.

Hình 4.20 Kết quả phân tích thuộc tính địa chấn thể hiện trên bề mặt
nóc tầng cacbonat
4.2.3. Kết quả xây dựng mô hình tầng chứa bằng mạng nơ-ron
nhân tạo.
4.2.3.1 Mô hình tầng chứa
Đường cong tổng độ rỗng hiệu dụng minh giải từ các giếng
khoan 106-HR-2X, 106-HRN-1X và 106-HRD-1X cùng kết quả phân
tích 03 thuộc tính địa chấn được sử dụng làm tài liệu đầu vào cho
mạng nơ-ron xây dựng mô hình tầng chứa (Hình 4.24).
Envelope
RMS
Sweetness


20

Mô hình tầng
chứa được xây dựng
sẽ mang những đặc

điểm hình thái từ kết
quả phân tích thuộc
tính địa chấn, đồng
thời có xu hướng
theo sự phân bố độ
rỗng của giếng
khoan. Hình 4.25
biểu diễn kết quả mô
hình tầng chứa được
xây dựng.

Hình 4.24 Quy trình mô hình hóa tầng chứa
bằng mạng nơ-ron nhân tạo

Hình 4.25 Mô hình tầng chứa theo ANN
Top cacbonat
40 ms fromTop cacbonat
55 ms fromTop cacbonat
300 ms fromTop cacbonat


21

4.2.3.2 Đánh giá mức độ tin cậy mô hình tầng chứa
Đường cong tổng độ rỗng hiệu dụng tại vị trí các giếng
khoan được xuất ra từ mô hình được so sánh với tổng độ rỗng hiệu
dụng minh giải từ tài liệu ĐVLGK. Kết quả cho hệ số tương quan
(R
2
) với các giếng khoan như sau: giếng 106 HR-2X, R

2
= 0,88;
giếng 106-HRN-1X, R
2
= 0,84; giếng 106-HRD-1X, R
2
= 0,92. Kết
quả cho thấy mô hình có độ tin cậy cao.
4.2.4 Tiềm năng chứa dầu khí
Có 03 cấu tạo đã có giếng khoan thăm dò là Hàm Rồng, Hàm
Rồng Nam, Hàm Rồng Đồng và có 04 cấu tạo triển vọng khác chưa
có giếng khoan được đặt tên A, B, C, D được thể hiện trên bản đồ cấu
trúc nóc tầng móng cacbonat khu vực nghiên cứu (Hình 4.28).

Hình 4.28 Mô hình độ rỗng trên bản đồ cấu trúc nóc cacbonat
Hàm Rồng
Hàm Rồng Nam
Hàm Rồng Đông
A
B
C
D


22

Các cấu tạo được đánh giá và xếp hạng triển vọng về tiềm năng
chứa thể hiện trên Bảng 4.1. Theo đó cấu tạo Hàm Rồng Nam được
đánh giá triển vọng nhất tiếp theo là các cấu tạo A, Hàm Rồng, B, C,
D và xếp cuối cùng là cấu tạo Hàm Rồng Đông được đánh giá có

triển vọng thấp nhất.
Bảng 4.1 Tiềm năng chứa và xếp hạng các cấu tạo

KẾT LUẬN
Với những kết quả đạt được, một số kết luận chính của luận án
về đặc điểm địa chất dầu khí, đặc điểm thạch học trầm tích và mô
hình tầng chứa đá cacbonat khu vực Đông Bắc bể Sông Hồng được
rút ra như sau:
1. Phần Đông Bắc bể Sông Hồng có đặc điểm địa chất phức tạp,
hệ thống dầu khí đã được chứng minh, đá chứa bao gồm cát kết
tuổi Mioxen, Oligoxen và đá móng cacbonat trước Kainozoi.
Đá cacbonat khu vực nghiên cứu dưới lớp phủ trầm tích
Kainozoi có nhiều điểm tương đồng với đá cacbonat lộ trên bề
mặt địa hình.
Stt Cấu tạo
Đỉnh
(mTVDss)
Điểm tràn
(mTVDss)
Biên độ
(m)
Diện tích
(x10
6
m
2
)
Thể tích
đá
(BRV)

(x10
6
m
3
)
Thể tích
rỗng
(NPV)
(x10
6
m
3
)
Độ rỗng
(Frac)
Xếp
hạng
1 Hàm Rồng Nam* 3390 3800 410 12.5 3080 200.2 0.065 1
2 Cấu tạo A 3450 3900 450 8.25 2230 122.7 0.055 2
3 Hàm Rồng* 3380 3925 545 9.5 3110 155.5 0.05 3
4 Cấu tạo B 3750 4100 350 4.5 950 42.8 0.045 4
5 Cấu tạo C 3450 3800 350 4.8 1010 45.5 0.045 5
6 Cấu tạo D 3750 4125 375 8.6 2580 77.4 0.03 6
7
Hàm Rồng Đông*
3680 4000 320 18 3460 86.5 0.025 7
*: cấu tạo đã có giếng khoan


23

2. Đá chứa cacbonat khu vực nghiên cứu có tuổi từ Cacbon đến
Pecmi, nguồn gốc sinh hóa, chủ yếu là đá vôi dạng bùn kiến
trúc ẩn tinh, được thành tạo trong môi trường năng lượng thấp
đến trung bình. Độ rỗng thứ sinh đóng vai trò quan trọng nhất
đến chất lượng tầng chứa.
3. Giá trị độ rỗng được xuất ra từ mô hình có hệ số tương quan
cao với độ rỗng minh giải từ tài liệu ĐVLGK các giếng 106-
HR-2X, 106-HRN-1X, 106-HRD-1X lần lượt là 0,88; 0,83 và
0,92. Điều đó cho thấy mô hình tầng chứa được xây dựng từ
mạng nơ-ron nhân tạo với đầu vào là 03 thuộc tính địa chấn
RMS, Envelope, Sweetness cùng kết quả phân tích địa vật lý
giếng khoan có độ tin cậy.
4. Mô hình dự báo độ rỗng cho thấy: cấu tạo Hàm Rồng Nam có
độ rỗng cao nhất trong khu vực nghiên cứu, trung bình 6,5%,
phân bố đều trên diện tích và tới điểm tràn cấu tạo; cấu tạo Hàm
Rồng có độ rỗng thấp hơn, đới có độ rỗng cao tập trung ở khu
vực cánh phía Tây, khu vực đỉnh có độ rỗng thấp; cấu tạo Hàm
Rồng Đông có độ rỗng thấp nhất, trung bình 2,5%, các đới có
độ rỗng lớn tập trung chủ yếu ở khu vực đỉnh cấu tạo. Trong 4
cấu tạo triển vọng còn lại chưa có giếng khoan, cấu tạo A được
đánh giá có triển vọng nhất với độ rỗng hiệu dụng trung bình
5,5%, các đới có độ rỗng cao tập trung chủ yếu ở sườn Tây Bắc
của cấu tạo.