Đặc điểm địa hóa đá mẹ sinh dầu khí tại một số giếng khoan thuộc lô 1 và 2, bể Sông Hồng

Kỷ yếu Hội nghị: Nghiên cứu cơ bản trong “Khoa học Trái đất và Môi trường” DOI: 10.15625/vap.2019.000107 150 ĐẶC ĐIỂM ĐỊA HÓA ĐÁ MẸ I H ẠI MỘT SỐ I H A H ỘC Ể H Bùi Thị Luận Khoa ịa chất - Trường ại học Khoa học Tự nhiên, HQG-HCM, Email: btluan@hcmus.edu.vn TÓM TẮT Dầu khí là một nguồn tài nguyên quan trọng nhất trong thời đại công nghiệp phát triển như ngày nay. Mặc dù khoa học đã tìm ra các nguồn năng lượng mới thay thế như năng lượng mặt trời, năng lượng hạt nhân. Nhưng nhìn chung dầu khí vẫn chi phối hầu như tất cả mọi hoạt động của con người. Không có dầu khí cũng đồng nghĩa với sự tê liệt của các phương tiện giao thông, các ngành công nghiệp, nguồn năng lượng thắp sáng. Do đó, việc nghiên cứu đặc điểm địa hóa đá mẹ sinh dầu khí là yêu cầu cấp thiết, nhằm giúp cho công tác hoạt động tìm kiếm thăm dò (TKTD) dầu khí đạt hiệu quả cao. Kết quả phân tích t i liệu địa hóa đá mẹ của 10 giếng khoan tại hai l thuộc ể Sông Hồng cho thấy: Lô 1, tổng cộng 70 mẫu đem phân tích các chỉ tiêu địa hóa đá mẹ, nhưng chỉ có 39 mẫu có giá trị tổng h m lượng carbon hữu cơ (TOC%) đạt tiêu chuẩn đá mẹ. Phân loại đá mẹ thuộc loại trung bình, kerogen chủ yếu là loại II và rất ít loại III, có khả năng sinh dầu v khí; đá mẹ mới bắt đầu trưởng thành. Lô 2, tổng cộng 161 mẫu đem phân tích các chỉ tiêu địa hóa đá mẹ, nhưng chỉ có 97 mẫu có giá trị TOC% đạt tiêu chuẩn đá mẹ. Phân loại đá mẹ thuộc loại trung bình, kerogen chủ yếu là loại II-III, có khả sinh dầu v khí; đá mẹ đạt tới ngưỡng trưởng thành ở đầu pha sinh dầu. Từ khóa: TOC (%), Kerogen, TmaxoC, Ro (%). 1. GIỚI THIỆU Bể Sông Hồng là bồn trũng lớn nhất Việt Nam, nằm trong khoảng 105°30-110°30 kinh độ Đ ng, 14°30-21°00 vĩ độ Bắc. Về địa lý, bể Sông Hồng có một phần nhỏ diện tích nằm trên đất liền thuộc đồng bằng Sông Hồng, còn phần lớn diện tích thuộc vùng biển vịnh Bắc Bộ và biển miền Trung thuộc các tỉnh từ Quảng Ninh đến Bình Định. Đây l một bể có lớp phủ trầm tích Đệ tam dày hơn 14 km, có dạng hình thoi kéo dài từ miền võng Hà Nội ra vịnh Bắc Bộ và biển miền Trung. Dọc rìa phía Tây bể trồi lộ các đá móng Paleozoi-Mesozoi. Phía Đ ng Bắc tiếp giáp bể Tây Lôi Châu (Weizou Basin), phía Đ ng lộ móng Paleozoi-Mesozoi đảo Hải Nam, Đ ng Nam l ể Đ ng Nam Hải Nam và bể Hoàng Sa, phía Nam giáp bể trầm tích Phú Khánh.Trong tổng số diện tích cả ể khoảng 220.000 km2, ể S ng Hồng về phía Việt Nam chiếm khoảng 126.000 km2, trong đó phần đất liền miền võng H Nội (MVHN) v vùng iển n ng ven ờ chiếm khoảng hơn 4.000 km2, còn lại l diện tích ngo i khơi vịnh Bắc Bộ v một phần ở iển miền Trung Việt Nam. Bể S ng Hồng rộng lớn, có cấu trúc địa chất phức tạp thay đổi từ đất liền ra iển theo hướng Đ ng Bắc - Tây Nam v Nam, ao gồm các vùng địa chất khác nhau, đối tượng TKTD cũng vì thế m khác nhau. Có thể phân th nh a vùng địa chất (hình 01). . PHƯƠ PHÁP HIÊN CỨU Thu thập tài liệu liên quan về địa chất, đặc biệt cấu trúc địa chất của bể S ng Hồng, kết quả phân tích các chỉ tiêu địa hóa của 10 giếng khoan thuộc 1 v 2 từ Tập đo n Dầu khí Việt Nam. Các mẫu trầm tích thường được lựa chọn để phân tích địa hóa thông dụng nhất là mẫu vụn khoan (cutting), khoảng cách 5-10 m/mẫu; thành phần thạch học các mẫu là sét kết, sét bột kết; các mẫu n y được phân tích bằng phương pháp phân tích tổng h m lượng cacbon hữu cơ (TOC%) v nhiệt phân tiêu chuẩn Rock Eval. Kỷ yếu Hội nghị: Nghiên cứu cơ bản trong “Khoa học Trái đất và Môi trường” 151 Các mẫu trong cùng một giếng khoan của mỗi được lựa chọn như sau: - Chọn mẫu tại các giếng khoan có giá trị TOC (%) đạt tiêu chuẩn đá mẹ. - Dựa trên kết quả giá trị TOC (%), tuyển chọn các giá trị mẫu có h m lượng TOC(%) đảm bảo xác định đúng các giá trị đại diện, tức là trung bình trọng số theo nguyên tắc xác suất thống kê. Mẫu đã chọn TOC(%) sẽ gồm các chỉ tiêu như: S1, S2, HI, Tmax o C, ... - Tính giá trị trung bình trọng số các chỉ tiêu trên của các mẫu trong tập trầm tích ở từng giếng khoan, ở từng Lô 1 và 2 thuộc bể S ng Hồng. Kết quả phân tích địa hóa cho các loại mẫu n y được tập hợp v đánh giá cho từng giếng khoan và Lô nhằm xác định sự có mặt của đá mẹ sinh dầu. 3. K T QUẢ VÀ THẢO LUẬN - Kết quả phân tích 4 giếng khoan tại Lô 1, với tổng cộng 70 mẫu phân tích gồm: 39 mẫu có giá trị TOC% đạt tiêu chuẩn đá mẹ. Trong đó, 8 mẫu có TOC >2%, 8 mẫu có TOC: 1-2% và 23 mẫu có TOC< 1%. Vật liệu hữu cơ chủ yếu kerogen loại II, một v i mẫu kerogen loại III, có khả năng sinh dầu v khí [2,3] (hình 02). Tổng tiềm năng đá mẹ: có 9 mẫu có ⅀(S1+S2) > 6kg/T, 18 mẫucó ⅀(S1+S2) trong khoảng 3-6 kg/T, còn lại 12 mẫu có ⅀(S1+S2)< 3kg/T. Chỉ số PI: chỉ có 3 mẫu có giá trị PI > 0.4. Còn phần lớn mẫu dao động từ 0.1-0.4 Chỉ số HI: 16 mẫu có giá trị HI >300; 21 mẫu có giá trị HI: 150 – 300; 2 mẫu có giá trị HI <150. Cho thấy đá mẹ chủ yếu sinh dầu (hình 03). ộ trưởng thành của đá mẹ: có 20 mẫu có Tmax>440 oC, đá mẹ ắt đầu trưởng th nh. Hồ Chí Minh, tháng 11 năm 2019 152 Hình 2. Biểu đồ xác định loại VLHC của các giếng khoan tại Lô 1. Hình 3. Biểu đồ quan hệ giữa TOC% và tổng tiềm năng ⅀(S1+S2) tại Lô 1. Hình 4. Biểu đồ xác định loại VLHC của các giếng khoan tại Lô 2. Hình 5. Biểu đồ quan hệ giữa TOC% và tổng tiềm năng ⅀(S1+S2) tại Lô 2. - Kết quả phân tích 6 giếng khoan tại Lô 2,với tổng cộng 161 mẫu phân tích gồm: 97 mẫu có giá trị TOCđạt tiêu chuẩn l đá mẹ. Trong đó có 9 mẫu có giá trị TOC > 2 %, 20 mẫu có TOC: 1- 2% và 68 mẫu có TOC: 0,5-1%. Vật liệu hữu cơ chủ yếu kerogen loại II-III, có khả năng sinh dầu và khí [3,4] (hình 04). Tổng tiềm năng đá mẹ: 6 mẫu có ⅀(S1+S2) > 6 kg/T, 16 mẫu có ⅀(S1+S2) trong khoảng 3- 6kg/T, còn lại 75 mẫu có ⅀(S1+S2) < 3k g/T. Chỉ số PI: đa số các mẫu có chỉ số PI dao động từ 0,1-0,4. Chỉ số HI: có 18 mẫu đạt giá trị > 150; 16 mẫu có giá trị HI > 300, cho thấy đá mẹ chủ yếu sinh dầu (hình 5). ộ trưởng thành của đá mẹ: có 46 mẫu có Tmax > 440 oC, đá mẹ trưởng th nh ở đầu pha sinh dầu. 4. K T LUẬN Đặc điểm địa hóa đá mẹ của một số giếng khoan thuộc Lô 1 và Lô 2 bể Sông Hồng như sau: Kỷ yếu Hội nghị: Nghiên cứu cơ bản trong “Khoa học Trái đất và Môi trường” 153 - Phân tích 70 mẫu đá tại 4 giếng khoan của 1, nhưng chỉ có 39 mẫu có TOC (%) đạt tiêu chuẩn đá mẹ v phân loại đá mẹ trung ình. Vật liệu hữu cơ chủ yếu kerogen loại II, rất ít loại III, có khả năng sinh dầu và ít khí. Tổng tiềm năng sinh dầu khí của đá mẹ ⅀(S1+S2) từ trung ình đến tốt. Chỉ số HI: có 37 mẫu đạt giá trị > 150; có 16 mẫu có giá trị HI > 300 cho thấy đá mẹ chủ yếu sinh dầu. Chỉ số PI: có 3 mẫu có giá trị PI > 0,4, còn phần lớn các mẫu có giá trị từ 0.1-0.4. Độ trưởng th nh của đá mẹ: có 20 mẫu chỉ số Tmax > 440 o C, đá mẹ mới bắt đầu trưởng thành. - Phân tích 161 mẫu đá tại 6 giếng khoan của 2, nhưng có 97 mẫu có giá trị TOC (%) đạt tiêu chuẩn đá mẹ và phân loại đá mẹ trung bình. Vật liệu hữu cơ chủ yếu kerogen loại II-III, có khả năng sinh dầu v khí. Tổng tiềm năng sinh dầu khí của đá mẹ ⅀(S1+S2) từ trung ình đến tốt. Chỉ số HI: phần lớn mẫu có giá trị HI > 300, cho thấy đá mẹ chủ yếu sinh dầu. Chỉ số PI: đa số các mẫu có chỉ số PI dao động từ 0,1-0,4. Độ trưởng th nh của đá mẹ: có 46 mẫu có Tmax > 440 oC, đá mẹ đã đạt tới ngưỡng trưởng th nh ở đầu pha sinh dầu. Từ các kết quả phân tích địa hóa đá mẹ tại 10 giếng khoan thuộc Lô 1 và 2 ở bể Sông Hồng cho thấy tiềm năng sinh dầu khí của đá mẹ từ trung ình đến tốt. Kerogen loại II-III có khả năng sinh dầu và khí. Dựa vào chỉ số TmaxoC, cho thấy đá mẹ trong khu vực nghiên cứu mới bắt đầu trưởng thành hoặc trưởng thành ở đầu pha sinh dầu. TÀI LIỆU THAM KHẢO [1]. Nguyễn Hiệp, Nguyễn Văn Đắc (2010). Địa chất và tài nguyên Dầu khí Việt Nam. Tập oàn Dầu khí Việt Nam. [2]. Ho ng Đình Tiến, Nguyễn Việt Kỳ (2003). Địa hóa dầu khí. Nhà xuất bản ại học Quốc gia, Tp. HCM. [3]. B.P.TISSOT – D.H.WELTE, 1978. Petroleum Formation and Occurrence, A new approach to Oil and Gas Exploration. Springer-Verlag, Berlin, Heidelberg, New York.