Đặc điểm phân bố tính chất dầu khí trên cơ sở nghiên cứu số liệu pvt và địa hóa trong bề cửu long

ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP. HỒ CHÍ MINH
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

NGUYỄN MẠNH HÙNG

“ĐẶC ĐIỂM PHÂN BỐ TÍNH CHẤT DẦU KHÍ TRÊN CƠ
SỞ NGHIÊN CỨU SỐ LIỆU PVT VÀ ĐỊA HÓA TRONG BỀ
CỬU LONG”

LUẬN ÁN TIẾN SĨ KỸ THUẬT DẦU KHÍ

TP. HỒ CHÍ MINH NĂM 2018


ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP. HCM
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

NGUYỄN MẠNH HÙNG

“ĐẶC ĐIỂM PHÂN BỐ TÍNH CHẤT DẦU KHÍ TRÊN CƠ
SỞ NGHIÊN CỨU SỐ LIỆU PVT VÀ ĐỊA HÓA TRONG BỀ
CỬU LONG”

Chuyên ngành: Kỹ thuật Dầu Khí
Mã số chuyên ngành: 62520604
Phản biện độc lập 1: GS. TS Trần Nghi……………………..
Phản biện độc lập 2: PGS. TS Hoàng Văn Long……………..

Phản biện 1: PGS. TS Lê Hải An……………………………………
Phản biện 2: PGS. TS Trần Vĩnh Tuân……………………………….
Phản biện 3: PGS. TS Trần Văn Xuân……………………………….

NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC
1. PGS.TSKH. Hồng Đình Tiến
2. PGS.TS. Nguyễn Việt Kỳ


LỜI CAM ĐOAN
Tác giả xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của bản thân tác giả. Các kết quả
nghiên cứu và các kết luận trong luận án này là trung thực và không sao chép từ bất kỳ
một nguồn nào và dưới bất kỳ hình thức nào. Việc tham khảo các nguồn tài liệu (nếu
có) đã được thực hiện trích dẫn và ghi nguồn tài liệu tham khảo đúng quy định.

Tác giả luận án

Nguyễn Mạnh Hùng

Luận án tiến sĩ : Nguyễn Mạnh Hùng


TĨM TẮT LUẬN ÁN
Dầu khí được phát hiện và khai thác ngày nay ở bể Cửu Long là kết quả của hàng loạt
q trình, từ q trình chuyển hóa vật liệu hữu cơ (VLHC) thành dầu khí, q trình di
cư và biến đổi thành phần dầu khí, đến q trình tích tụ và bảo tồn ở các bẫy chứa. Các
quá trình này xảy ra trong những điều kiện hóa-lý, thời gian, tiến hóa địa chất nhất
định và rất phức tạp. Cho đến nay, chưa có cơng trình nào tổng hợp tài liệu và nghiên
cứu ở quy mơ tồn bể Cửu Long, để giải quyết các vấn đề về dầu vỉa. Kết quả của đề
tài sẽ làm sáng tỏ quy luật phân bố đặc tính và phân bố dầu khí ở quy mơ bể Cửu
Long, đặt nó trong mối quan hệ khăng khít với đặc điểm địa chất của bể. Vì vậy, tin
tưởng rằng kết quả nghiên cứu của đề tài này sẽ là một trong những cơ sở khoa học tin
cậy, quan trọng, và được sử dụng trong thực tế TKTD & KT dầu khí ở bể Cửu Long.

Kết quả nghiên cứu đã cho thấy mối liên hệ khăng khít giữa các thơng số dầu vỉa, địa
hóa dầu cũng như địa hóa đá mẹ. Qua trình tổng hợp và khảo sát số liệu đặc tính dầu
vỉa(PVT) và địa hóa đã làm sáng tỏ bức tranh về đặc điểm phân bố dầu khí trong bể
Cửu Long. Căn cứ vào các di chỉ sinh học và hóa học của dầu vỉa và VLHC, các đặc
điểm địa chất cùng các đặc tính hóa lý của dầu khí, đã tìm ra quy luật phân bố các đặc
tính dầu khí trong bể Cửu Long. Các qui luật này được chứng minh và giải thích rõ
ràng, tỉ mỉ trên cơ sở khoa học có đủ độ tin cậy cao.
Các nghiên cứu về đá mẹ đã được thực hiện qua nhiều kết quả nghiên cứu trước đây,
tuy nhiên các nghiên cứu đều phần lớn sử dụng số liệu đã cũ và chưa có sự thống nhất
về địa tầng cho trầm tích Oligocen dưới (tập E+F). Các nghiên cứu trước không phân
chia đánh giá một cách chi tiết bể Cửu Long theo từng lô, từng phân vị địa tầng và
theo từng tập nên các đánh giá còn mang tính tổng quát. Nghiên cứu này đã bổ sung
thêm các số liệu mới thu thập được và phân chia chi tiết cụ thể hơn cho từng tập trầm
tích theo từng lô trên cơ sở thống nhất mới nhất về địa tầng (2013). Ngồi ra, để đánh
giá chính xác tiềm năng dầu khí được sinh ra bởi các tầng đá mẹ, khôi phục giá trị
TOC ban đầu của đá mẹ đã trưởng thành đã được trình bày cụ thể trong nghiên cứu
này. Chính vì có những sự khác biệt so với các nghiên cứu trước đây nên kết quả đánh
giá về đá mẹ có một số đặc điểm chính khác so với các nghiên cứu trước đây là đá mẹ
i


Oligocen dưới giàu VLHC hơn đá mẹ Oligocen trên( tập D) và dầu khí đã được sinh ra
chủ yếu từ đá mẹ Oligocen dưới và một phần đáy của đá mẹ Oligocen trên tại các
trũng sau. Đối với đá mẹ Miocen dưới, VLHC ban đầu chủ yếu thuộc Kerogene loại
III chỉ tập trung ở khu vực phía nam và trung tâm của bể. Riêng khu vực phía Bắc và
Đơng Bắc bể Cửu Long lại cho thấy đá mẹ Miocen dưới chủ yếu thuộc Kerogene loại
II. Tuy nhiên, VLHC trong đá mẹ Miocen dưới chưa đạt pha sinh dầu.
Mối quan hệ giữa các thông số dầu trong điều kiện vỉa và các thơng số đặc tính địa hóa
dầu cũng đã được một số nghiên cứu trước kia đề cập tới. Sự khác biệt trong các mối
quan hệ được xây dựng trong nghiên cứu này là làm nổi bật được sự khác biệt đặc tính

dầu theo từng phân vị địa tầng. Trên cơ sở mối quan hệ này có thể nhận biết được, đặc
điểm phân bố của dầu khí trong bể Cửu Long được phân bố thành hai phức hợp chứa
dầu khác biệt nhau: tầng móng và tầng Oligocen dưới; dầu tầng Oligocen trên và
Miocen dưới. Điểm khác biệt trong nghiên cứu này còn đưa ra được mối quan hệ giữa
chỉ số Heptane và chỉ số Iso Heptane trong phân đoạn nhẹ của dầu góp phần xác định
loại VLHC ban đầu cũng như mức độ trưởng thành nhiệt mà dầu được hình thành
trong bể Cửu Long.
Trên cơ sở bản đồ phân bố đẳng dày và đẳng sâu của các phân vị địa tầng trong bể
Cửu Long cùng các số liệu đặc tính dầu khí được xây dựng thành các sơ đồ phân bố
theo từng đặc tính cơ bản của dầu trong điều kiện vỉa. Trên cơ sở liên kết các đặc tính
dầu, đặc điểm của tầng đá mẹ tương ứng và đặc điểm phân bố hệ số sét/cát của các
phân vị địa tầng, phân bố dầu khí được chia thành đới trung tâm, đới chuyển tiếp và
đới ven rìa. Đới trung tâm ln gắn liền với tiềm năng dầu khí lớn, nơi có khả năng
sinh dầu tốt, khả năng chắn và chứa dầu khí tốt. Đới chuyển tiếp cho thấy tiềm năng
dầu khí nhưng khả năng sinh và chắn đã kém đi rất nhiều. Riêng với các đới ven rìa,
tiềm năng dầu khí thấp do khả năng chắn rất kém cộng với sự xâm nhập của nước vỉa
cũng như nước mặt.
Như vậy, các luận điểm chính của luận án đã chứng minh trên cơ sở liên kết các số
liệu được tổng kết từ đá mẹ, đặc tính dầu vỉa và đặc tính địa hóa dầu đã làm sáng tỏ
bức tranh về đặc điểm phân bố dầu khí trong bể Cửu Long, góp phần cho cơng tác tìm
kiếm thăm dị hiệu quả hơn.
ii


ABSTRACT
Petroleum which is discovered and produced in Cuu Long basin is the result of
numerous processes, from organic material alteration to generate petroleum, migration,
accumulation and reservation. Those processes occurring under specific chemical and
physical conditions and in certain geological evolution periods are complex.
However,there are no studies avaiable to reveal whole process in Cuu Long basin. The

result of this thesis will show the distribution law of petroleum and its attribute in the
basin, which is based on the geological characteristics of this region. Therefore, this
study is believed to be an important and reliable scientific basis for the oil and gas
industry as well as can be applied in petroleum exploration and production in Cuu Long
basin.
This research shows the integral relation between reservoir fluid parameters, oil
geochemical and source rock. To clarify the whole picture of the distribution of
petroleum in Cuu Long basin, large number of PVT and geochemical data has been
gathered and studied. Moreover, data acquired from biomarker from reservoir oil and
organic materials, and geological characteristics as well as chemical and physical
conditions of hydrocarbon is utilized to find out the distribution law of petroleum
characteristics in the area. Those rules are proven and demonstrated clearly based on the
reliable scientific sources.
Many studies on source rock have been done but their data was relatively outdated and
previously there was no agreement on the lower Oligocene stratigraphy (sequence E and
F). Furthermore, those works do not focus particularly on block, stratigraphic unit and
sequence so the outcomes were general. Notwithstanding the issues, this research
contributes newly updated data and concentrates specifically on each sequence in
interested regions based on the latest agreement on stratigraphy in 2013. Moreover, to
evaluate petroleum potential of source rocks more precisely, restoring original TOC
values of mature source rocks are important and presented in the study. Because of many
differences, the result of the research has some distinct conclusions from previous
researchers, especially lower Oligocene source rock is richer organic materials than
upper Oligocene one (sequence D) and hydrocarbon is mainly generated in lower
iii


Oligocene source rock and a bottom part of upper Oligocene source rock. In lower
Miocene source rock, organic materials are originally Kerogene type III with the
distribution being mainly on the south and center of Cuu Long basin. In contrast, in the

north and northeast area, lower Miocene source rock has substantial kerogene type II.
However, organic materials in lower Miocene source rock is not mature to oil window.
Although relation between oil parameters in reservoir condition and geochemical
parameter has been mentioned in other studies, this thesis highlights the differences of
those parameters in each interested stratigraphy. Based on the relation, distribution of
hydrocarbon can be divided into two distinct groups: basement and lower Oligocene;
upper Oligocene and lower Miocene. Another distinction of the study is the application
of relation between Heptane and Iso-heptane in light fraction of oil which is used to
classify initial organic materials as well as temperature maturation of hydrocarbon in
Cuu Long basin.
In addition, iso-depth maps and thickness maps of some stratigraphic units in Cuu long
basin as well as petroleum characteristic data are used to create reservoir fluid properties
distribution. According to the relation of oil and gas characteristics, source rock
characteristics and shale/sand ratio of all stratigraphic units, hydrocarbon distribution
can be divided into 3 areas: central zone, transitional zone and marginal zone. Central
zone which usually has great generating ability, high-quality seal and trap is believed to
have high petroleum potential. Whereas, transitional zone also shows somewhat
potential but generating and sealing ability is greatly reduced. Petroleum potential in
marginal zone is low due to poor sealing ability and infiltration of reservoir and surface
water.
In conclusion, all main points of this thesis that are proven by using data and parameters
of source rock, hydrocarbon and geochemical characteristics provide better
understanding of petroleum distribution in Cuu Long basin, which greatly contributes
to exploration process in the oil and gas industry.

iv


LỜI CÁM ƠN
Trước tiên, tơi xin bày tỏ lịng biết ơn chân thành và sâu sắc nhất với cán bộ hướng

dẫn PGS.TSKH. Hồng Đình Tiến và PGS.TS. Nguyễn Việt Kỳ đã tận tình chỉ dẫn,
định hướng và những góp ý trong quá trình thực hiện luận án. Trong suốt quá trình
nghiên cứu, các thầy đã kiên nhẫn hướng dẫn, trợ giúp và động viên tôi rất nhiều. Sự
hiểu biết sâu sắc về khoa học, cũng như kinh nghiệm của thầy chính là tiền đề giúp tơi
đạt được những thành tựu và kinh nghiệm q báu.
Tơi cũng xin bày tỏ lịng biết ơn chân thành đến TS. Nguyễn Anh Đức, Viện Trưởng
Viện Dầu Khí, Ban Giám Đốc trung tâm Phân Tích Thí Nghiệm, PGS. TS. Trần Văn
Xuân và các Quý Thầy Cơ trong Khoa Kỹ thuật Địa chất và Dầu khí trường Đại học
Bách khoa đã tạo điều kiện thuận lợi nhất cho tôi trong suốt thời gian nghiên cứu, học
tập và thực hiện luận án.
Ngồi ra, tơi cũng xin được bày tỏ lòng biết ơn chân thành và sâu sắc tới các nhà khoa
học, các nhà địa chất đi trước cho phép tác giả sử dụng và kế thừa kết quả nghiên cứu
của mình, đồng thời tác giả rất mong nhận được nhiều ý kiến góp ý quý báu, của các
nhà khoa học, những nhà địa chất và các bạn bè đồng nghiệp.
Đồng thời, tôi cũng xin cảm ơn bạn bè và gia đình đã ln bên tơi, cổ vũ và động viên
tơi những lúc khó khăn để có thể vượt qua và hoàn thành tốt luận văn này.
Xin trân trọng cảm ơn.

Nguyễn Mạnh Hùng (NCS 51341914)

v


MỤC LỤC
MỞ ĐẦU

1

1. Tính cấp thiết của đề tài: ............................................................................................. 1
2. Mục đích và nhiệm vụ của đề tài: ................................................................................1

3. Những luận điểm cần bảo vệ .......................................................................................2
4. Những điểm mới của luận án ......................................................................................3
5. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn .....................................................................................3
6. Tài liệu cơ sở của luận án ............................................................................................4
7. Khối lượng và cấu trúc luận án ...................................................................................4
CHƯƠNG 1
KHÁI QUÁT ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT BỂ CỬU LONG VÀ CÁC
VẤN ĐỀ CỊN TỒN TẠI TỪ NHỮNG NGHIÊN CỨU TRƯỚC .................................5
1.1

Vị trí kiến tạo của bể Cửu Long.........................................................................5

1.2

Đặc điểm địa tầng thạch học bể Cửu Long ........................................................5

1.2.1 Đá móng trước Kainozoi: ...............................................................................6
1.2.2 Giới Kainozoi..................................................................................................7
1.3. Các nghiên cứu trước đây về đặc điểm phân bố dầu khí trong bể Cửu Long và
những vấn đề còn tồn tại............................................................................................ 10
CHƯƠNG 2

CỞ SỞ DỮ LIỆU VÀ PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU .................14

2.1. Cơ sở dữ liệu.......................................................................................................14
2.1.1 Nguồn dữ liệu ............................................................................................... 14
2.1.2. Độ tin cậy của dữ liệu:.................................................................................14
2.2. Phương pháp phân tích PVT và địa hóa trong phịng thí nghiệm ......................16
2.2.1. Phương pháp phân tích các thơng số PVT ..................................................16
2.2.2. Phương pháp phân tích địa hóa ...................................................................18

2.3. Qui trình tổng hợp và xử lý số liệu để xác định đặc điểm phân bố tính chất dầu
khí trên cơ sở nghiên cứu số liệu PVT và địa hóa .....................................................26
CHƯƠNG 3
ĐẶC ĐIỂM ĐỊA HĨA CÁC TẦNG ĐÁ MẸ, MƠI TRƯỜNG
THÀNH TẠO VÀ ĐỘ TRƯỞNG THÀNH CỦA VẬT LIỆU HỮU CƠ ....................29
3.1 Đặc điểm địa hóa các tầng đá mẹ ........................................................................29
3.1.1. Đá mẹ Miocen dưới ( BI.1) .........................................................................29
3.1.2 Đá mẹ Oligocen trên ( tập C và D) ............................................................... 33
3.1.3. Đá mẹ Oligocen dưới + Eocen?( tập E +F) .................................................39
vi


3.1.4. Đánh giá chung cho các tầng đá mẹ ............................................................ 45
3.2. Đánh giá đặc điểm mơi trường tích tụ vật liệu hữu cơ bể Cửu Long .................48
3.3. Độ trưởng thành của vật liệu hữu cơ ..................................................................56
3.3.1. Biến đổi vật liệu hữu cơ trong giai đoạn nhiệt xúc tác (catagenez) ............56
3.3.2 Các ngưỡng xác định mức độ trưởng thành của vật liệu hữu cơ ..................61
3.3.3 Đặc điểm phân bố gradien địa nhiệt ............................................................. 63
3.3.4 Các yếu tố khống chế phân đới pha các tích tụ dầu khí ............................... 64
3.4. Xây dựng sơ đồ phân bố Tmax trong bể Cửu Long theo diện ........................... 67
3.4.1: Phân bố Tmax trong Miocen dưới (BI) .......................................................67
3.4.2. Phân bố Tmax trong Oligocen trên (C&D) .................................................68
3.4.3: Phân bố Tmax trong Oligocen dưới+ Eocen (E&F) ...................................70
3.5: Phân bố Tmax trong mặt cắt ngang ....................................................................71
3.6 Mức độ trưởng thành nhiệt đối với dầu và condensat .......................................74
CHƯƠNG 4

MỐI QUAN HỆ GIỮA CÁC THÔNG SỐ DẦU VỈA ......................76

4.1 Tổng quan về phân bố các tầng sản phẩm ........................................................... 76

4.2 Quan hệ giữa các thông số vỉa .............................................................................78
4.2.1. Quan hệ giữa các thông số dầu trong điều kiện vỉa.....................................78
4.2.2 Khảo sát sự phân bố áp suất bão hịa và tỷ suất khí dầu theo địa tầng .........82
4.2.3. Đặc điểm thành phần dầu vỉa bể Cửu Long ................................................83
4.3. Xây dựng các quan hệ qua lại giữa một vài thơng số địa hóa liên quan đến đánh
giá đặc điểm phân bố .................................................................................................86
4.3.1. Phân loại dầu qua chỉ số Heptane (H) và Iso Heptane (I) ........................... 86
4.3.2. Đánh giá mức độ trưởng thành dầu qua chỉ số Heptane (H) và
IsoHeptane(I) trong bể Cửu Long ........................................................................87
4.3.3 Mối quan hệ giữa tỷ trọng dầu (API) với kết quả phân tích SARA trong dầu
............................................................................................................................... 91
CHƯƠNG 5
ĐẶC ĐIỂM PHÂN BỐ TÍNH CHẤT DẦU VỈA VÀ CHỈ SỐ
Pr/nC17 & Ph/nC18 THEO DIỆN ................................................................................92
5.1. Đặc điểm phân bố của Pr/nC17 và Ph/nC18 trong đá mẹ và trong dầu vỉa .......92
5.2. Đặc điểm phân bố tính chất dầu vỉa trong bể Cửu Long ..................................100
5.2.1. Đặc điểm phâân bố dầu khí theo chiều sâu: ................................................100
5.2.2. Đặc điểm phân bố tính chất dầu vỉa theo diện. .........................................105
vii


5.2.2.2. Đặc điểm phân bố tính chất dầu vỉa trong tầng Oligocen dưới ..............114
5.2.2.3. Đặc điểm phân bố tính chất dầu vỉa trong tầng Oligocen trên ...............118
5.2.2.4. Đặc điểm phân bố tính chất dầu vỉa tầng Miocen dưới và Miocen trung
.............................................................................................................................121
5.3. Mối quan hệ giữa đặc điểm phân bố tính chất dầu vỉa theo địa tầng ...............125
5.3.1: Phân bố tính chất dầu vỉa theo địa tầng .....................................................125
5.3.2. Mối quan hệ theo diện với đặc điểm phân bố hệ số sét cát .......................133
5.3.2.1 Mối quan hệ theo diện với phân bố hệ số sét cát Miocen dưới ...............133
5.3.2.2 Mối quan hệ theo diện với phân bố hệ số sét cát Oligocen trên ..............134

5.3.2.2 Mối quan hệ theo diện với phân bố hệ số sét cát Oligocen dưới ............135
5.4

Phân vùng tiềm năng dầu khí trong bể Cửu Long .........................................136

KẾT LUẬN

137

KIẾN NGHỊ:

138

viii


DANH MỤC CÁC HÌNH ẢNH
Hình 1-1 Các đơn vị cấu tạo bể Cửu Long [2] ................................................................ 5
Hình 1-2 Phân chia địa tầng Paleogen ở một số đơn vị trong PVN [5] ..........................6
Hình 1-3 Địa tầng trầm tích Kainozoi bể Cửu Long[5] ..................................................7
Hình 2-1 Máy sắc ký khí (a) và sắc đồ phân tích thành phần dầu/ khí ( b)...................17
Hình 2-2 Thiết bị lị phân tích PVT có cửa sổ của TT PTTN .......................................17
Hình 2-3 Thiết bị đo độ nhớt dầu vỉa ( Rolling ball Viscosimeter) .............................. 18
Hình 2-4 Đặc điểm của quá trình nhiệt phân .................................................................22
Hình 2-5 Đồ thị xác định mơi trường tích lũy vật liệu hữu cơ Huang W.Y v
Meinschein W.G.,1979 [12] .........................................................................................23
Hình 2-6 Nguồn gốc hình thành Pristane v Phytane theo Powel T.G., 1915[12] .........25
Hình 2-7 Đồ thị xác định mơi trường tích lũy vật liệu hữu cơ [12] ............................ 26
Hình 2-8 Sơ đồ khối (flow chart) qui trình tổng hợp và xử lý số liệu ........................... 28
Hình 3-1 Sơ đồ phân bố % TOC đá mẹ Miocen dưới (BI) bể Cửu Long .....................31

Hình 3-2 Sơ đồ phân bố ∑(S1+S2) đá mẹ Miocen dưới (BI) bể Cửu Long ...................31
Hình 3-3 Biểu đồ xác định loại VLHC Miocen dưới – bể Cửu Long ........................... 32
Hình 3-4 Biểu đồ xác định loại VLHC Oligocen trên(C+D)–bể Cửu Long .................35
Hình 3-5 Sơ đồ phân bố % TOC đá mẹ Oligocen trên (C) bể Cửu Long .....................37
Hình 3-6 Sơ đồ phân bố ∑(S1+S2) đá mẹ Oligocen trên (C) bể Cửu Long ..................37
Hình 3-7 Sơ đồ phân bố % TOC đá mẹ Oligocen trên (D) bể Cửu Long .....................38
Hình 3-8 Sơ đồ phân bố ∑(S1+S2) đá mẹ Oligocen trên (D) bể Cửu Long ..................38
Hình 3-9 Kết quả phân tích đá mẹ (COD-1X), trũng Đơng Bạch Hổ, bể Cửu Long ....42
Hình 3-10 Biểu đồ xác định loại VLHC Oligocen dưới+Eocen? (E+F)– bể Cửu Long
.......................................................................................................................................43
Hình 3-11 Sơ đồ phân bố % TOC đá mẹ Oligocen dưới (E+F)bể Cửu Long ...............44
Hình 3-12 Sơ đồ phân bố∑(S1+S2)đá mẹ Oligocen dưới(E+F)bể Cửu Long ...............44
Hình 3-13 Tổng kết thơng số cơ bản đá mẹ theo từng phân vị địa tầng bể Cửu Long .47
Hình 3-14 Đặc điểm mơi trường tích tụ VLHC trên cơ sở tài liệu phân tích GCMS của
mẫu dầu và chất chiết bể Cửu Long (Huang W.Y và Meinchein W. G 1979) ............49
Hình 3-15 Mối tương quan giữa H11 và Pr/Ph trong dầu................................................51
Hình 3-16 Đặc điểm phân bố Pr/nC17 và Ph/nC18 theo chiều sâu [12] .......................52
Hình 3-17 Mối quan hệ giữa Pr/nC17 và Ph/nC18 trong đá và dầu bể Cửu Long .......53
Hình 3-18 Kết quả tổng hợp đánh giá các tầng đá mẹ trong bể Cửu Long ...................55
Hình 3-19 Mức độ chuyển hóa VLHC ở các vị trí khác nhau trong bể Cửu Long .......57
Hình 3-20 Phân đới thẳng đứng sinh HC phụ thuộc vào gradien địa nhiệt [13] ...........58
Hình 3-21: Độ trưởng thành VLHC tuyến S18A và S14 (Petromod)[11] ....................60
Hình 3-22 Giản đồ xác định độ trưởng thành của VLHC bể Cửu Long[12][14]..........62
Hình 3-23 Sơ đồ phân bố gradien địa nhiệt bể Cửu Long[8] ........................................64
Hình 3-24 Dị thường áp suất bể Cửu Long và phân đới nhiệt áp theo Ermolkin[12] ...66
ix


Hình 3-25 Sơ đồ phân bố Tmax của đá mẹ Miocen dưới (BI) bể Cửu Long................67
Hình 3-26 Sơ đồ phân bố Tmax của đá mẹ Oligocen trên (C) bể Cửu Long. ...............69

Hình 3-27 Sơ đồ phân bố Tmax của đá mẹ Oligocen trên (D) bể Cửu Long ...............70
Hình 3-28 Sơ đồ phân bố Tmax đá mẹ Oligocen dưới+Eocen? (E+F) bể Cửu Long ...71
Hình 3-29 Phân bố Tmax trong mặt cắt ngang AA’bể Cửu Long ................................ 72
Hình 3-30 Phân bố Tmax trong mặt cắt dọc S-WS đến N-EN( BB’) bể Cửu Long .....72
Hình 3-31 Phân bố Tmax trong mặt cắt ngang CC’, bể Cửu Long ............................... 73
Hình 3-32 Phân bố Tmax trong mặt cắt ngang DD’, bể Cửu Long .............................. 73
Hình 3-33 Tương quan giữa H6 và % Ro của dầu trong bể Cửu Long........................75
Hình 4-1 Sơ đồ phân lơ và phân chia thành các khu vực nghiên cứu bể Cửu Long .....76
Hình 4-2 Mối quan hệ giữa áp suất bão hịa và tỷ suất khí dầu ....................................79
Hình 4-3 Mối quan hệ giữa các thông số dầu vỉa theo từng phân vị địa tầng ...............81
Hình 4-4 Phân bố áp suất bão hịa và tỷ suất khí dầu theo địa tầng trầm tích...............82
Hình 4-5 Sắc đồ thành phần dầu thuộc các tầng chứa trong bể Cửu Long ...................84
Hình 4-6 Mối quan hệ giữa áp suất bão hòa dầu vỉa và % C1 trong bể Cửu Long........85
Hình 4-7 Phân loại VLHC ban đầu dựa vào chỉ số Heptane và Iso Heptane ................87
Hình 4-8 Mối quan hệ giữa chỉ số Heptane và %Ro - bể Cửu Long ............................. 88
Hình 4-9 Ngưỡng trưởng thành nhiệt dựa trên chỉ số Heptane và Isoheptane ..............90
Hình 4-10 Quan hệ giữa tỷ trọng dầu và kết quả phân tích SARA trong dầu...............91
Hình 5-1 Sơ đồ dự kiến hướng di cư dầu khí trong bể Cửu Long trên cơ sở ...............95
Hình 5-2 Sơ đồ dự kiến hướng di cư dầu khí khu vực Đơng Bắc Bể Cửu Long ..........95
Hình 5-3 Sơ đồ cấu trúc móng khu vực phía Nam lơ 09 ...............................................97
Hình 5-4 Quy luật phân bố tích tụ dầu khí: a- Thuận; b- nghịch( phân bố lại) ...........100
Hình 5-5 Đặc điểm phân bố tỷ trọng dầu theo chiều sâu mỏ DM lơ 01 .....................102
Hình 5-6 Sơ đồ mơ phỏng q trình tích tụ dầu khí vào móng nứt nẻ mỏ Bạch Hổ[12]
.....................................................................................................................................103
Hình 5-7 Đặc điểm phân bố các đặc tính dầu vỉa mỏ Bạch Hổ, bể Cửu Long [13]....104
Hình 5-8 Đặc điểm phân bố một số chỉ tiêu phân tích dầu mỏ Bạch Hổ[13] .............105
Hình 5-9 Quy luật di chuyển và tích tụ dầu khí vào các bẫy chứa Gussow, 1968 AIME
(Geochemistry of oil and Gas)[28] ..............................................................................106
Hình 5-10 Hướng di cư hydrocarbon ở mỏ Bạch Hổ [13] ..........................................107
Hình 5-11 Sơ đồ cấu trúc tập E( đáy) và phân bố áp suất bão hịa ở cấu tạo ST ........108

Hình 5-12 Mặt cắt ngang cấu tạo ST hướng B-N........................................................108
Hình 5-13 Sơ đồ phân bố áp suất bão hịa tầng móng, bể Cửu Long ..........................112
Hình 5-14 Sơ đồ phân bố tỷ xuất khí dầu (GOR) tầng móng, bể Cửu Long ..............113
Hình 5-15 Sơ đồ phân bố tỷ trọng dầu vỉa tầng móng, bể Cửu Long .........................113
Hình 5-16 Sơ đồ phân bố độ nén dầu vỉa tầng móng, bể Cửu Long ...........................114
Hình 5-17 Sơ đồ phân bố áp suất bão hòa Oligocen dưới, bể Cửu Long....................116
Hình 5-18 Sơ đồ phân bố tỷ xuất khí dầu tầng Oligocen dưới, bể Cửu Long.............116
Hình 5-19 Sơ đồ phân bố tỷ trọng dầu vỉa tầng Oligocen dưới bể Cửu Long ............117
x


Hình 5-20 Sơ đồ phân bố độ nén dầu vỉa tầng Oligocen dưới, bể Cửu Long .............117
Hình 5-21 Sơ đồ phân bố áp suất bão hòa Oligocen trên, bể Cửu Long .....................119
Hình 5-22 Sơ đồ phân bố tỷ xuất khí dầu tầng Oligocen trên, bể Cửu Long ..............120
Hình 5-23 Sơ đồ phân bố độ nén dầu vỉa tầng Oligocen trên, bể Cửu Long ..............120
Hình 5-24 Sơ đồ phân bố tỷ trọng dầu vỉa tầng Oligocen trên, bể Cửu Long ............121
Hình 5-25Sơ đồ phân bố áp suất bão hòa tầng Miocen dưới, bể Cửu Long ...............122
Hình 5-26 Sơ đồ phân bố tỷ xuất khí dầu tầng Miocen dưới, bể Cửu Long ...............123
Hình 5-27 Sơ đồ phân bố độ nén dầu vỉa tầng Miocen dưới, bể Cửu Long ...............123
Hình 5-28 Sơ đồ phân bố tỷ trọng dầu vỉa tầng Miocen dưới, bể Cửu Long ..............124
Hình 5-29 Sơ đồ phân bố tầng đá mẹ, đới sinh, đới chứa và chắn bể Cửu Long ........126
Hình 5-30 Sơ đồ phân chia các đặc tính PVT theo các đới trên Miocen dưới ............128
Hình 5-31 Sơ đồ phân chia các đặc tính PVT theo các đới trên Oligocen trên...........128
Hình 5-32 Sơ đồ phân chia các đặc tính PVT theo các đới trên Oligocen dưới .........129
Hình 5-33 Sơ đồ phân chia các đặc tính PVT theo các đới trên móng .......................129
Hình 5-34 Phân bố dầu tầng chứa Miocen dưới mỏ SD, bể Cửu Long ......................132
Hình 5-35 Sơ đồ phân bố hệ số sét cát điệp Miocen dưới bể Cửu Long[8] ................134
Hình 5-36 Sơ đồ phân bố hệ số sét cát điệp Oligocen trên bể Cửu Long [8]..............135
Hình 5-37. Sơ đồ phân bố hệ số sét cát điệp Oligocen dưới, bể Cửu Long [8] ..........136

xi


DANH MỤC BẢNG BIỂU
Bảng 2-2 Độ trưởng thành của vật liệu hữu cơ [12]......................................................20
Bảng 3-1 Giá trị các chỉ tiêu địa hóa trầm tích Miocen dưới (BI.1) bể Cửu Long .......30
Bảng 3-2 Giá trị các chỉ tiêu địa hóa trầm tích Oligocen trên (Tập C) bể Cửu Long ...33
Bảng 3-3 Giá trị các chỉ tiêu địa hóa trầm tích Oligocen trên (Tập D) bể Cửu Long ...34
Bảng 3-4 Giá trị các chỉ tiêu địa hóa trầm tích Oligocen dưới+Eocen?(Tập E&F) bể
Cửu Long .......................................................................................................................39
Bảng 3-5: Kết quả tính tốn và khơi phục lại giá trị TOC ban đầu cho đá mẹ Oligocen
dưới+ Eocen? ( E+F) và Oligocen trên (D) ...................................................................41
Bảng 3-6 Các thông số chủ yếu của đá mẹ sinh dầu bể Cửu Long ............................... 46
Bảng 3-7 Mối quan hệ giữa tuổi địa chất và nhiệt độ đới chủ yếu sinh dầu của các mỏ
dầu trên thế giới[12] ......................................................................................................61
Bảng 3-8 Các ngưỡng trưởng thành nhiệt của VLHC [12][14] ....................................62
Bảng 3-9 Cấp địa nhiệt tại các giếng khoan trong bể Cửu Long ( giá trị ngược của
gradien địa nhiệt)[8] ......................................................................................................63
Bảng 4-1 Phân loại dầu dựa vào phân đoạn nhẹ của bể Cửu Long .............................. 90
Bảng 5-1 Bảng tổng hợp Pr/nC17 và Ph/nC18 trong đá mẹ trưởng thành và trong dầu
thuộc bể Cửu Long ........................................................................................................94
Bảng 5-2: Phân bố condensat trong các phân vị địa tầng ............................................110
Bảng 5-3 Phân bố các đặc tính PVT dầu vỉa theo từng khu vực trong bể Cửu Long .127

xii


DANH MỤC CÁC TỪ VIẾT TẮT
PVT

Pressure- Volume- Tempeture- Phân tích đặc tính chất lưu vỉa

BHS

Bottom Hole sample- Mẫu sâu (mẫu đáy)

SEP

Separator sample- Mẫu bề mặt

RCI

Reservoir Characterization Instrument (Backer Atlas)- dụng cụ lấy mẫu
dầu vỉa trong quá trình đo wireline

MDT

Modular Formation Dynamics Tester tool (Schlumberger)-dụng cụ lấy
mẫu dầu vỉa trong quá trình đo wireline

Bo

Hệ số thể tích

GOR

Tỷ suất khí dầu, Scf/Stb

Ps(Pb)

Áp suất bão hòa (saturation pressure), psig

Tr

Nhiệt độ vỉa- Reservoir temperature, oF

@Ps

Tỷ trọng dầu vỉa tại áp suất bão hòa, g/cc

Co

Độ nén của dầu- compressibility



Giãn nở nhiệt của dầu vỉa

µ@Ps

Độ nhớt dầu vỉa tại áp suất bão hòa, cp

VLHC

Vật liệu hữu cơ

HC

Hydrocarbon

TOC

Tổng hàm lượng carbon hữu cơ (Total organic carbon)

S1

Lượng HC thu được ở To<300oC

S2

Lượng HC thu được ở To>300oC÷550oC

HI

Chỉ số Hydrogen=S2*100/TOC

PI

Chỉ số sản phẩm=S1/(S1+S2)

TTI

Chỉ số thời nhiệt

H

Chỉ số Heptane

I

Chỉ số IsoHeptane

%Ro

Chỉ số phản xạ vitrinite

SARA

: Saturate, Aromatic, Resin; Asphalten ( bão hòa, thơm, nhựa, asphal)

GC

Gas Chromatograpth

GCMS

Gas Chromatograpth Mass Spectrometry
xiii


MỞ ĐẦU
1. Tính cấp thiết của đề tài:
Bể Cửu Long là bể trầm tích phức tạp về cấu trúc địa chất, phân bố vật liệu hữu cơ
(VLHC), quá trình sinh dầu và đặc biệt về đặc điểm phân bố tích tụ hydrocarbon. Trong
đó, thể hiện rõ nhất là qui luật phân bố các tính chất lý hóa của dầu khí, đặc biệt là các
số liệu về dầu vỉa (thông số PVT).
Cho tới nay, trong bể Cửu Long đã phát hiện và đưa vào khai thác 18 mỏ. Tính chất dầu
vỉa của các mỏ này phản ánh tính đa dạng và phức tạp hình thành các tích tụ dầu khí
trong bể. Trong cơng tác tìm kiếm, thăm dị và khai thác (TKTD & KT), đã có nhiều
báo cáo nghiên cứu chuyên sâu về đá mẹ, về khai thác dầu khí[2][11], nhưng chỉ tập

trung vào các vấn đề như: 1) đánh giá đá mẹ sinh dầu, hướng di cư của dầu khí phục vụ
đánh giá tiềm năng dầu khí và tìm kiếm các tích tụ dầu khí; và 2) dùng các thơng số đặc
tính dầu vỉa (các thơng số phân tích PVT) phục vụ tính tốn trữ lượng, nghiên cứu động
thái vỉa, năng lượng vỉa trong thiết kế khai thác và áp dụng các phương pháp kỹ thuật
khai thác tối ưu. Các nghiên cứu trên cũng chủ yếu ở quy mô từng khu vực mỏ hoặc cấu
tạo. Cho đến nay, chưa có cơng trình nào tổng hợp tài liệu PVT và nghiên cứu đặc điểm
phân bố ở quy mơ tồn bể Cửu Long. Chính vì vậy, đề tài được đặt ra là “Đặc điểm
phân bố tính chất dầu khí trên cơ sở nghiên cứu số liệu PVT và địa hóa trong bể
Cửu Long”. Kết quả của đề tài sẽ làm sáng tỏ quy luật biến đổi đặc tính dầu khí vỉa,
phân bố dầu khí ở bể Cửu Long và đặt nó trong mối quan hệ khăng khít với đặc điểm
địa chất của bể. Vì vậy, tin tưởng rằng kết quả nghiên cứu của đề tài này sẽ góp phần
làm cơ sở khoa học tin cậy, quan trọng, và được sử dụng trong TKTD & KT dầu khí ở
bể Cửu Long hiện nay.

2. Mục đích và nhiệm vụ của đề tài:
Mục đích: Tổng hợp các đặc tính dầu vỉa (PVT), tính chất hóa lý của dầu khí và nghiên
cứu mối liên hệ hữu cơ của chúng với các thơng số địa hóa đá mẹ, đặc điểm địa chất để
1


tìm ra quy luật phân bố dầu khí cho từng phân vị địa tầng. Kết quả nghiên cứu làm sáng
tỏ bức tranh về đặc điểm phân bố dầu khí trong bể Cửu Long.
Nhiệm vụ cơ bản của luận án:
➢ Tổng hợp các dữ liệu cơ bản phân tích dầu trong điều kiện vỉa (các thơng số phân
tích PVT), phân tích địa hóa đá mẹ và địa hóa dầu theo từng khu vực, từng phân
vị địa tầng ở bể Cửu Long. Khảo sát quan hệ qua lại giữa các thông số đặc tính
dầu trong điều kiện vỉa với nhau và với các thơng số địa hóa đá mẹ, địa hóa dầu,
và xây dựng các phương trình quan hệ giữa chúng.
➢ Liên kết nguồn gốc và quan hệ theo thời gian (theo lịch sử phát triển địa chất) và
không gian (theo địa tầng và khu vực) giữa đá mẹ (bao gồm đánh giá các đặc

điểm của đá mẹ: TOC, loại VLHC, môi trường thành tạo và quá trình trưởng
thành – chuẩn bị sinh dầu) và sinh dầu (bao gồm đánh giá, tổng hợp đặc tính dầu
vỉa, phân loại dầu, đặc điểm biến đổi của dầu vỉa), nhằm xác định nơi và thời
điểm sinh dầu khí, xác định tầng sinh dầu chủ yếu, dự kiến quá trình di cư, hướng
di cư, biến đổi, tích tụ và bảo tồn dầu khí.
➢ Tìm ra quy luật phân bố các đặc tính dầu khí trong điều kiện vỉa, vẽ sơ đồ phân
bố các đặc tính này theo thời gian và không gian.

3. Những luận điểm cần bảo vệ
a) Theo phân chia địa tầng mới năm 2013, đá mẹ Oligocen dưới+Eocen? (E+F) là
nguồn sinh dầu khí chủ yếu và là cơ sở hình thành hai phức hệ chứa dầu: Oligocen
trên + Miocen dưới và dầu trong móng +Oligocen dưới
b) Đặc tính dầu vỉa phân bố theo khơng gian và thời gian địa chất chủ yếu theo qui
luật phân bố thuận, rất phong phú ở khu vực trung tâm và giảm nhanh ra vùng
chuyển tiếp và vùng rìa. Tồn tại một số khu vực phân bố lại dầu khí là kết quả
của q trình di cư và phá hủy các tích tụ dầu khí.

2


4. Những điểm mới của luận án
➢ Xác định đầy đủ và chi tiết 3 tầng đá mẹ theo từng lô và từng phân vị địa tầng
trên cơ sở thống nhất phân địa tầng mới năm 2013, khôi phục giá trị TOC ban
đầu nhằm hiểu rõ về bản chất và khả năng sinh dầu của chúng..
➢ Qui luật phân bố dầu khí trong bể Cửu Long chủ yếu theo qui luật phân bố thuận,
một số nơi xảy ra phân bố nghịch(phân bố lại HC) do lớp chắn kém hay bị phá
hủy bởi các đứt gãy.
➢ Căn cứ vào các sơ đồ phân bố và qui luật phân bố dầu khí trên mỗi phân vị địa
tầng, có thể phân chia thành các đới có tiềm năng dầu khí khác nhau: đới trung
tâm, đới chuyển tiếp và đới ven rìa của bể. Nên các cấu tạo/ phi cấu tạo ở khu

vực trung tâm và các cấu tạo nằm trong hướng di cư dầu khí chủ yếu ĐB-TN là
những khu vực có tiềm năng dầu khí cao nhất.
➢ Qua nghiên cứu cặp chỉ số Pr/nC17 và Ph/nC18 đối sánh với các giá trị thương
ứng trong dầu và mối quan hệ giữa chúng với các tầng đá mẹ đã tìm ra được các
tầng đá mẹ sinh dầu chính trong bể Cửu Long,. Kết quả đánh giá cho thấy hệ trầm
tích Oligocene dưới+Eocene(E+F) là tầng sinh dầu chính cịn thành hệ trầm tích
Oligocene trên (tập D) chỉ đóng góp vai trị sinh dầu phụ( vì dầu chỉ sinh ra tại
các trũng sâu).

5. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn
❖ Ý nghĩa khoa học:
✓ Xác định được vai trò của mỗi tầng đá mẹ và tầng sinh dầu chính trong bể
Cửu Long góp phần làm rõ các đới trưởng thành của VLHC
✓ Xác định được mối quan hệ giữa các đặc tính dầu trong điều kiện vỉa, đặc
điểm phân bố dầu khí trong khơng gian địa chất
✓ Qui luật phân bố dầu khí trong khơng gian địa chất phản ánh rõ ràng hệ thống
dầu khí trong bể Cửu Long chủ yếu phân bố thuận
3


❖ Ý nghĩa thực tiễn
✓ Kết quả nghiên cứu của luận án góp phần định hướng trong cơng tác tìm kiếm
thăm dò, thăm dò mở rộng các khu vực mỏ dầu khí đang và sẽ khai thác tại
bể Cửu Long hiệu quả hơn.
✓ Các đặc điểm phân bố dầu phản ánh tiềm năng của mỗi thành hệ trầm tích và
đồng thời góp phần chính xác hóa mơ hình địa chất và mơ hình khai thác dầu
khí.

6. Tài liệu cơ sở của luận án
Luận án được xây dựng trên cơ sở các tài liệu từ gần 200 báo cáo PVT từ 30 cấu tạo lớn

nhỏ, kết quả phân tích đá mẹ của trên 1400 mẫu từ 34 cấu tạo và rất nhiều các văn liệu
nghiên cứu của nhiều tác giả trong ngành đã cơng bố. Các kết quả phân tích PVT (tính
chất dầu vỉa) và các đề tài nghiên cứu khoa học cấp Viện và cấp Trung tâm là do nghiên
cứu sinh cùng đồng nghiệp thực hiện [1][18][19]. Các kết quả phân tích đánh giá địa
hóa đá mẹ và dầu được tác giả tổng hợp từ các tài liệu đã công bố và đề tài nhiệm vụ đã
thực hiện.

7. Khối lượng và cấu trúc luận án
Luận án bao gồm phần mở đầu, 5 chương nội dung và phần kết luận, kiến nghị. Ngồi
ra luận án cịn có các danh mục các cơng trình cơng bố của tác giả và tài liệu tham khảo.
Tồn bộ nội dung được trình bày trong 139 trang trong đó có 14 bảng biểu và 91 đồ thị,
hình vẽ.

4


CHƯƠNG 1
KHÁI QUÁT ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT BỂ CỬU LONG
VÀ CÁC VẤN ĐỀ CÒN TỒN TẠI TỪ NHỮNG NGHIÊN CỨU TRƯỚC
1.1

Vị trí kiến tạo của bể Cửu Long

Bể Cửu Long là bể kéo tách uốn cong (bend pull-apart)[11] được hình thành vào Đệ
Tam giữa –muộn, có dạng hình ovan nằm chủ yếu trên thềm lục địa phía Nam Việt Nam
và một phần đất liền thuộc khu vực cửa sông MeKong. Bể kéo dài theo hướng Đơng
bắc-Tây nam với kích thước xấp xỉ 110 x 360 km, diện tích khoảng 40.000 km2. Bể Cửu
Long tiếp giáp với đất liền về phía Tây bắc, ngăn cách với bể Nam Côn Sơn ở phía Đơng
nam bởi đới nâng Cơn Sơn, phía Tây nam là đới nâng Khorat-Natuna và phía Đơng bắc
là đới cắt trượt Tuy Hoà ngăn cách với bể Phú Khánh. Bể kéo dài qua các lô 01, 02,

01/97, 02/97, 15-1, 15-1/05,15-2, 15-2/01, 09- 1,09-2, 09-2/09, 09-3, 16-1, 16-2 và 17.
Bể được lấp đầy chủ yếu bởi trầm tích lục nguyên Đệ Tam giữa-muộn, chiều dày lớn
nhất tại trung tâm bể có thể đạt tới 7-8 km:
➢ Trũng Đông bắc bể Cửu Long
➢ Trũng Bắc Bạch Hổ
➢ Trũng Đông Bạch Hổ bể Cửu
Long
➢ Trũng Tây Bạch Hổ
➢ Đới nâng Chôm Chôm-RồngBạch Hổ
➢ Đới nâng Rạng Đông-Phương
Đông-Jade-Thăng Long
➢ Đới nâng Hải Sư Nâu-Sư Tử
Trắng- Ruby-Topaz-Agate
➢ Đới nâng Hải Sư Đen- Lạc Đà
Nâu- Sư Tử Đen- Diamond-Hổ
Đen
➢ Đới phân dị Tây nam bể Cửu
Long

Hình 1-1 Các đơn vị cấu tạo bể Cửu Long [2]
1.2

Đặc điểm địa tầng thạch học bể Cửu Long

Các báo cáo của các nhóm tác giả [2][5][11]là những báo cáo được tổng kết từ nhiều
nguồn số liệu và được tổng hợp liên kết từ kết quả phân tích thạch học, cổ sinh đến các
kết quả phân tích địa chất và các liên kết địa vật lý cho nhiều tuyến mặt cắt trong bể Cửu
Long. Do đó những báo cáo này có độ tin cậy cao. Trên cơ sở kết quả minh giải địa chất,
5

liên kết các giếng khoan từ số liệu phân tích thạch học và cổ sinh mới nhất cũng như tài
liệu đo đường cong địa vật lý giếng khoan mới nhất được cập nhật, nhóm tác giả tại
Viện Dầu Khí [5] đã công bố cột địa tầng thạch học với tập trầm tích E thuộc mái của
Oligocen dưới (bao gồm tập E1 và E2) và tập trầm tích F sẽ thuộc về tuổi Eocen sớm
(Hình 1-2). Riêng tập trầm tích BH5.2 theo đánh giá của cổ sinh thì thuộc tập Oligocen
sớm, tuy nhiên trong nghiên cứu này vẫn tổng hợp theo Miocen dưới vì đại đa số các
nhà thầu vẫn đang áp dụng hệ phân tập này.

Hình 1-2 Phân chia địa tầng Paleogen ở một số đơn vị trong PVN [5]
Hình 1-3 cho thấy rằng mơi trường trầm tích thành tạo tập E và F sẽ chủ yếu là môi
trường đồng bằng sông, đồng bằng ven sông và hồ nước ngọt. Trong khi đó, mơi trường
trầm tích thành tạo tập C và D thuộc Oligocen trên chủ yếu là môi trường hồ nước ngọt
và một ít là vịnh nước lợ.
Chính vì cho đến nay, chưa có sự thống nhất về danh pháp và phân chia địa tầng ở bể
Cửu Long [2][5][6][7][8][9][10][11]nên quá trình nghiên cứu của đề tài này, đã kế thừa
sự tổng hợp đồng danh địa tầng và sử dụng bản phân chia địa tầng mới như ở hình 1-3.
1.2.1 Đá móng trước Kainozoi:
Ở bể Cửu Long, thành phần thạch học đá móng có thể xếp thành 2 nhóm chính: granite
và granodiorite – diorite, ngồi ra cịn gặp các thành tạo núi lửa. So sánh kết quả nghiên
cứu các phức hệ magma xâm nhập trên đất liền với đá móng kết tinh ngoài khơi bể Cửu
Long, theo đặc trưng thạch học và tuổi tuyệt đối, có thể xếp tương đương với 3 phức hệ:
Hòn Khoai, Định Quán và Đèo Cả-Ankroet.
6


Hình 1-3 Địa tầng trầm tích Kainozoi bể Cửu Long[5]
1.2.2 Giới Kainozoi
1.2.2.1. Hệ Paleogene – Thống Eocen – Bậc trên (Hệ tầng Cà Cối (E2cc))

Hệ tầng này được mô tả lần đầu tại giếng khoan Cửu Long-1 trên đất liền nhưng chưa
được nghiên cứu đầy đủ ở những phần chìm sâu của bể. Các trầm tích này nằm bất chỉnh
hợp trên móng phun trào (rhyolit, andesit và tuff) có tuổi trước Kainozoi bao gồm cuội,
sạn và cát kết có cấu tạo dạng khối hoặc phân lớp rất dày. Độ lựa chọn kém, gắn kết
yếu. Thành phần chính của cuội và sạn là các đá phun trào (andesit, tuff andesit, dacit,
7


rhyolit), đá biến chất (quaczit, đá phiến mica), đá vôi và ít mảnh Granitoit. Đây là các
trầm tích được thành tạo trong môi trường lục địa trong điều kiện năng lượng cao của
thời kỳ đầu tách giãn, sụt lún hình thành các địa hào tương đương với tập địa chấn F,
đơi khi vắng mặt hoặc bị bào mịn ở một số khối nhô.
Cho đến thời điểm hiện tại, phân tập địa tầng trên cấu tạo LDV vẫn còn tranh luận về
sự tồn tại tập trầm tích G thuộc về Eocen hay thuộc về tập F thuộc về Oligocen dưới.
Chính vì vẫn cịn những tranh luận nên nghiên cứu này khơng phân chia tầng Oligocen
dưới và các thành tạo cổ hơn thành các tập trầm tích mà gộp chung thành Oligocen
dươi+ Eocen ?(E+F).
1.2.2.2 Hệ Paleogene- Thống Oligocene – Bậc dưới (Hệ tầng Trà Cú (E31tc))
Hệ tầng Trà Cú tương đương với tập địa chấn F, có chiều dày thay đổi từ 100-500m ở
các vòm nâng, còn ở các trũng địa hào đạt tới trên 1800m. Hệ tầng được chia thành 3
phần : trên, giữa và dưới. Phần trên (tập E2) gồm chủ yếu là cát kết hạt mịn xen kẽ các
tập hạt thô, đôi chỗ sạn, cuội kết, bột kết xen sét kết nâu đậm, nâu đen. Ở trũng sâu sét
chiếm ưu thế hơn so với phần sườn và vùng nhô cao. Phần giữa ưu thế là các thành tạo
hạt mịn ưu thế hơn (tập E1) còn phần dưới là thành tạo hạt thô ưu thế hơn (tập F). Vật
liệu trầm tích của hệ tầng Trà Cú là các sản phẩm phong hóa, bào mịn từ đá Granitoit tạo nên đá cát kết arkose là chính. Vì vậy, mơi trường tích lũy thường là sườn tính, lũ
tính, bồi tích sơng, kênh rạch đến đầm hồ. Hệ tầng Trà Cú có tiềm năng chứa và sinh
dầu khí khá cao. Các vỉa cát kết của hệ tầng là các vỉa chứa dầu khí chủ yếu trong các
mỏ Bạch Hổ Nam Rồng- Đồi Mồi, Sư Tử Trắng, Thăng Long, Lạc Đà Vàng và Kình
Ngư Trắng, là đối tượng khai thác thứ hai sau đá móng nứt nẻ tại mỏ Bạch Hổ.
1.3.2.3. Hệ Paleogene- Thống Oligocen- Bậc trên (Hệ tầng Trà Tân (E22-3tt))

Trên mặt cắt địa chấn, hệ tầng Trà Tân gồm 2 phần, phần dưới tương ứng với tập địa
chấn D và tập trên là tập C. Lát cắt trầm tích tầng Trà Tân có sự xen kẽ giữa sét kết, bột
kết, cát kết và ở nhiều nơi đã xuất hiện các lớp đá phun trào núi lửa có thành phần khác
nhau, ở trũng sâu, lượng sét chiếm ưu thế. Môi trường lắng đọng VLHC khu vực trung
tâm bể chủ yếu là đầm hồ và ven bờ. Trầm tích hệ tầng Trà Tân được tạo thành trong
điều kiện môi trường không giống nhau giữa các khu vực: từ điều kiện sơng bồi tích,

8


đồng bằng châu thổ, đầm lầy vũng vịnh đến xen kẽ các pha biển nông. Bề dày của tầng
Trà Tân đạt 1800-2500m.
1.2.2.4 Hệ Paleogene- Thống Miocen- Bậc dưới (Hệ tầng Bạch Hổ (N11bh)
Trên mặt cắt địa chấn trầm tích hệ tầng Bạch Hổ liên quan đến tập địa chấn BI. Tầng BI
được chia thành 2 phụ tầng BI.1 và BI.2 ngăn cách nhau bởi bất chỉnh hợp nhỏ. Trầm
tích bao gồm xen kẹp của cát kết, bột kết và sét kết, ở phía Bắc tầng BI.2 đơi khi gặp
lớp phun trào bazan. Tập đá sét kết chứa hoá đá Rotalia màu lục, xám lục, phân lớp
mỏng xiên chéo ở ven rìa gá kề vào đá cổ và song song, dạng khối. Tập đá sét có thành
phần tương đối đồng nhất gồm kaolinit, clorit và một lượng rất giàu smectit. Tập sét này
được coi như là tầng đánh dấu và tầng chắn dầu/khí tốt mang tính khu vực cho tồn
bể.Tổng bề dày đạt từ 900-1200m.
1.2.2.5 Hệ Paleogene - Thống Miocen- Bậc giữa (Hệ tầng Cơn Sơn (N12cs)
Hệ tầng Cơn Sơn có bề dày từ 660-1000m. trên mặt cắt địa chấn tương ứng với tập địa
chấn B2. Quan hệ chỉnh hợp với các trầm tích của hệ tầng Bạch Hổ. Trầm tích hệ tầng
Côn Sơn phân bố tương đối rộng khắp bể Cửu Long. Chúng được hình thành trong điều
kiện mơi trường thay đổi từ sông, đồng bằng châu thổ (lô 16, 17 và Rồng) đến đồng
bằng châu thổ, đầm lầy ven biển và biển nơng (lơ 09-1, 15-1, 15-2). Tính chất biển tăng
dần khi đi từ phía dưới lên trên mặt cắt. Trầm tích bị biến đổi thứ sinh yếu đặc trưng bởi
cát kết gắn kết rất yếu hoặc bở rời, cịn sét kết mềm, dẻo và có khả năng tan trong nước.
1.2.2.6 Hệ Paleogene - Thống Miocen- Bậc trên (Hệ tầng Đồng Nai (N13ĐN))

Mặt cắt chuẩn của hệ tầng Đồng Nai được mô tả tại giếng khoan 15G-1X trên cấu tạo
Đồng Nai nay là SD. Hệ tầng Đồng Nai có chiều dày thay đổi từ 500m - 700m và tương
đương với tập địa chấn B3. Trầm tích hệ tầng Đồng Nai phủ bất chỉnh hợp lên trầm tích
hệ tầng Cơn Sơn. Trầm tích đang ở giai đoạn biến đổi sớm, đá mới chỉ được gắn kết yếu
hoặc còn bở rời và dễ hoà tan trong nước.
1.2.2.7 Hệ Neogene – Đệ Tứ-Thống Pliocene-Pleistocene-Holocene (-Hệ tầng Biển
Đông (N2bđ)
Được mô tả lần đầu tiên tại giếng khoan 15G-1X ở độ sâu 250-650m. Hệ tầng Biển
Đơng có chiều dày thay đổi từ 400-700m, tương ứng tập địa chấn A. Trầm tích hệ tầng
Biển Đơng phát triển rộng khắp trong vùng. Đặc điểm chung nhất của hệ tầng là được
9