Nghiên Cứu Xây Dựng Mô Hình Địa Hóa Bể Phú Khánh

Luận văn thạc sĩ HUS nghiên cứu xây dựng mô hình địa hóa bể Phú Khánh, cung cấp cái nhìn sâu sắc về địa chất và tiềm năng tài nguyên.

• Tác giả: Nguyễn Thị Tuyết Lan
• Người hướng dẫn: PGS. Tạ Trọng Thắng
• Trường học: Trường Đại học Khoa học Tự nhiên
• Chuyên ngành: Địa chất
• Đề tài: Nghiên cứu xây dựng mô hình địa hóa bể Phú Khánh
• Loại tài liệu: Luận văn thạc sĩ
• Năm xuất bản: 2011
• Địa điểm: Hà Nội

Mục lục chi tiết

• MỞ ĐẦU
• 1. CHƯƠNG 1: KHÁI QUÁT ĐẶC ĐIỂM ĐỊA LÝ, ĐỊA CHẤT BỂ PHÚ KHÁNH
• 1.1. Vị trí địa lý
• 1.2. Đặc điểm địa hình đáy biển
• 1.3. Khái quát địa chất bể Phú Khánh
• 2. CHƯƠNG 2: LỊCH SỬ NGHIÊN CỨU, CƠ SỞ DỮ LIỆU VÀ PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU
• 2.1. Lịch sử nghiên cứu
• 2.2. Cơ sở dữ liệu
• 2.3. Phương pháp nghiên cứu
• 2.3.1. Dữ liệu đầu vào
• 2.3.2. Dữ liệu đầu ra
• 2.3.3. Giới thiệu mô hình địa hóa Sigma 2D
• 3. CHƯƠNG 3: XÂY DỰNG MÔ HÌNH ĐỊA HÓA
• 3.1. Nghiên cứu đặc điểm địa hóa
• 3.1.1. Một số tiêu chuẩn cơ bản dùng trong nghiên cứu địa hóa
• 3.1.2. Trầm tích Oligoxen
• 3.1.3. Trầm tích Mioxen dưới
• 3.1.4. Môi trường lắng đọng trầm tích
• 3.1.5. Độ trưởng thành
• 3.1.6. Một số tính chất dầu thô
• 3.2. Thông số nạp vào mô hình 2D
• 3.2.1. Các sự kiện địa chất
• 3.2.2. Thông số nhiệt độ, áp suất và thành phần thạch học
• 3.2.3. Thông số đá mẹ
• 3.3. Dữ liệu đầu ra mô hình Sigma 2D
• 3.3.1. Kết quả khảo sát khu vực nước nông
• 3.3.2. Kết quả khảo sát khu vực nước sâu
• 3.4. Tiềm năng sinh hydrocacbon của đá mẹ
• TÀI LIỆU THAM KHẢO

Tóm tắt

I. Tổng quan về mô hình địa hóa bể Phú Khánh Khám phá tiềm năng

Mô hình địa hóa bể Phú Khánh là một trong những nghiên cứu quan trọng trong lĩnh vực địa chất và dầu khí tại Việt Nam. Bể Phú Khánh, nằm ở miền Trung, đã thu hút sự chú ý của nhiều nhà nghiên cứu và chuyên gia trong ngành. Mục tiêu chính của nghiên cứu này là đánh giá tiềm năng dầu khí và xác định các yếu tố địa hóa ảnh hưởng đến sự hình thành và phát triển của nguồn tài nguyên này. Việc xây dựng mô hình địa hóa không chỉ giúp hiểu rõ hơn về cấu trúc địa chất mà còn cung cấp thông tin quý giá cho các hoạt động thăm dò và khai thác dầu khí trong tương lai.

1.1. Đặc điểm địa lý và địa chất bể Phú Khánh

Bể Phú Khánh có vị trí địa lý đặc biệt, tiếp giáp với vùng bờ biển miền Trung Việt Nam. Đặc điểm địa chất của bể này rất đa dạng, với sự hiện diện của nhiều loại đá và trầm tích khác nhau. Các nghiên cứu đã chỉ ra rằng bể Phú Khánh có cấu trúc phức tạp, bao gồm các hệ thống đứt gãy và trầm tích lục nguyên, tạo điều kiện thuận lợi cho sự hình thành dầu khí.

1.2. Lịch sử nghiên cứu mô hình địa hóa bể Phú Khánh

Lịch sử nghiên cứu mô hình địa hóa bể Phú Khánh bắt đầu từ những năm 2000, với nhiều công trình nghiên cứu được thực hiện bởi các nhà khoa học trong và ngoài nước. Các nghiên cứu này đã cung cấp nhiều thông tin quý giá về đặc điểm địa hóa của bể, từ đó giúp xác định tiềm năng dầu khí và các yếu tố ảnh hưởng đến sự hình thành của chúng.

II. Thách thức trong nghiên cứu mô hình địa hóa bể Phú Khánh

Mặc dù bể Phú Khánh có tiềm năng lớn, nhưng việc nghiên cứu và phát triển mô hình địa hóa gặp phải nhiều thách thức. Một trong những vấn đề chính là sự thiếu hụt dữ liệu địa chất và địa hóa. Nhiều khu vực trong bể vẫn chưa được khảo sát đầy đủ, dẫn đến khó khăn trong việc xây dựng mô hình chính xác. Hơn nữa, sự biến đổi khí hậu và các yếu tố môi trường cũng ảnh hưởng đến quá trình nghiên cứu và phát triển mô hình.

2.1. Thiếu hụt dữ liệu địa chất và địa hóa

Việc thiếu hụt dữ liệu địa chất và địa hóa là một trong những thách thức lớn nhất trong nghiên cứu mô hình địa hóa bể Phú Khánh. Chỉ có một số ít giếng khoan được thực hiện, và dữ liệu thu thập được từ các giếng này không đủ để xây dựng một mô hình toàn diện. Điều này đòi hỏi các nhà nghiên cứu phải tìm kiếm các phương pháp khác để thu thập dữ liệu.

2.2. Ảnh hưởng của biến đổi khí hậu đến nghiên cứu

Biến đổi khí hậu có thể ảnh hưởng đến các yếu tố địa hóa trong bể Phú Khánh. Sự thay đổi nhiệt độ và áp suất có thể làm thay đổi tính chất của các loại đá và trầm tích, từ đó ảnh hưởng đến khả năng hình thành và tích tụ dầu khí. Do đó, việc theo dõi và đánh giá các yếu tố này là rất quan trọng trong quá trình nghiên cứu.

III. Phương pháp nghiên cứu mô hình địa hóa bể Phú Khánh hiệu quả

Để xây dựng mô hình địa hóa bể Phú Khánh, các nhà nghiên cứu đã áp dụng nhiều phương pháp khác nhau. Một trong những phương pháp chính là mô hình hóa Sigma 2D, cho phép phân tích và dự đoán các yếu tố địa hóa trong bể. Phương pháp này giúp xác định các thông số như nhiệt độ, áp suất và thành phần thạch học, từ đó cung cấp cái nhìn sâu sắc về tiềm năng dầu khí của bể.

3.1. Mô hình hóa Sigma 2D trong nghiên cứu địa hóa

Mô hình hóa Sigma 2D là một công cụ mạnh mẽ trong nghiên cứu địa hóa bể Phú Khánh. Phương pháp này cho phép các nhà nghiên cứu mô phỏng các điều kiện địa chất và địa hóa trong bể, từ đó đưa ra các dự đoán về khả năng hình thành và tích tụ dầu khí. Mô hình này đã được áp dụng thành công trong nhiều nghiên cứu trước đây.

3.2. Phân tích dữ liệu địa chất và địa hóa

Phân tích dữ liệu địa chất và địa hóa là một phần quan trọng trong quá trình nghiên cứu mô hình địa hóa bể Phú Khánh. Các nhà nghiên cứu sử dụng các công cụ phân tích hiện đại để đánh giá các thông số địa hóa, từ đó xác định các yếu tố ảnh hưởng đến sự hình thành dầu khí. Việc phân tích này giúp cung cấp thông tin chính xác và đáng tin cậy cho mô hình.

IV. Ứng dụng thực tiễn của mô hình địa hóa bể Phú Khánh

Mô hình địa hóa bể Phú Khánh không chỉ có giá trị trong nghiên cứu mà còn có nhiều ứng dụng thực tiễn trong ngành công nghiệp dầu khí. Các kết quả từ mô hình có thể được sử dụng để định hướng các hoạt động thăm dò và khai thác dầu khí, giúp tối ưu hóa quy trình và giảm thiểu rủi ro. Hơn nữa, mô hình cũng có thể hỗ trợ trong việc đánh giá tác động môi trường của các hoạt động khai thác.

4.1. Định hướng thăm dò và khai thác dầu khí

Mô hình địa hóa bể Phú Khánh cung cấp thông tin quý giá cho các hoạt động thăm dò và khai thác dầu khí. Các nhà đầu tư và công ty dầu khí có thể sử dụng các kết quả từ mô hình để xác định các khu vực tiềm năng, từ đó đưa ra quyết định đầu tư hợp lý. Điều này không chỉ giúp tối ưu hóa quy trình khai thác mà còn giảm thiểu rủi ro trong các hoạt động này.

4.2. Đánh giá tác động môi trường trong khai thác

Mô hình địa hóa cũng có thể hỗ trợ trong việc đánh giá tác động môi trường của các hoạt động khai thác dầu khí. Các nhà nghiên cứu có thể sử dụng mô hình để dự đoán các tác động tiềm tàng đến môi trường, từ đó đề xuất các biện pháp giảm thiểu và bảo vệ môi trường. Điều này rất quan trọng trong bối cảnh hiện nay, khi mà vấn đề bảo vệ môi trường ngày càng được quan tâm.

V. Kết luận và triển vọng tương lai của mô hình địa hóa bể Phú Khánh

Mô hình địa hóa bể Phú Khánh đã chứng minh được giá trị của nó trong việc đánh giá tiềm năng dầu khí và cung cấp thông tin quý giá cho các hoạt động thăm dò và khai thác. Tuy nhiên, để nâng cao độ chính xác và hiệu quả của mô hình, cần tiếp tục nghiên cứu và thu thập dữ liệu địa chất. Triển vọng tương lai của mô hình địa hóa bể Phú Khánh rất sáng sủa, với nhiều cơ hội phát triển trong ngành công nghiệp dầu khí.

5.1. Nhu cầu nghiên cứu và thu thập dữ liệu

Để nâng cao độ chính xác của mô hình địa hóa bể Phú Khánh, việc nghiên cứu và thu thập dữ liệu là rất cần thiết. Các nhà nghiên cứu cần tiếp tục thực hiện các giếng khoan và khảo sát địa chất để có được thông tin đầy đủ và chính xác hơn. Điều này sẽ giúp cải thiện mô hình và cung cấp cái nhìn sâu sắc hơn về tiềm năng dầu khí của bể.

5.2. Cơ hội phát triển trong ngành công nghiệp dầu khí

Triển vọng tương lai của mô hình địa hóa bể Phú Khánh rất hứa hẹn. Với sự phát triển của công nghệ và nhu cầu ngày càng tăng về năng lượng, bể Phú Khánh có thể trở thành một trong những khu vực quan trọng trong ngành công nghiệp dầu khí. Các nhà đầu tư và công ty dầu khí cần chú trọng đến việc khai thác tiềm năng này để phát triển bền vững.

Nội dung chính

Tổng quan nghiên cứu

Khu vực thềm lục địa miền Trung Việt Nam sở hữu tiềm năng tài nguyên dầu khí to lớn nhưng đối mặt với nhiều thách thức về mặt cấu trúc địa chất phức tạp. Bể trầm tích Phú Khánh trải dài từ vĩ độ 10°30' đến 15°30' Bắc và kinh độ 109°00' đến 112°30' Đông, bao phủ một diện tích biển rộng lớn khoảng 200.000 km² với địa hình đáy biển thay đổi sâu sắc từ 0 mét đến trên 4.000 mét nước. Mặc dù công tác khảo sát địa vật lý đã tích lũy hơn 17.000 km tuyến địa chấn, mức độ khoan thăm dò thực tế vẫn còn hạn chế với chỉ 03 giếng khoan sâu, dẫn đến nhiều luồng quan điểm trái chiều về chất lượng đá mẹ và nguồn gốc phát sinh dầu khí.

Mục tiêu trọng tâm của nghiên cứu là đánh giá định lượng mức độ trưởng thành của vật chất hữu cơ trong các tập trầm tích Kainozoi có bề dày lên tới hơn 10.000 mét, đồng thời xác định chính xác thời gian sinh và di cư hydrocarbon. Thông qua việc ứng dụng công cụ mô phỏng số Sigma 2D trên hệ thống tuyến địa chấn phân giải cao, luận văn đã làm sáng tỏ lịch sử địa nhiệt và động thái tạo bẫy chứa. Kết quả nghiên cứu xác định mật độ sinh dầu cực đại của tầng đá mẹ chủ lực đạt trên 16.10^6 Kl/km², cung cấp luận cứ khoa học tin cậy giúp nâng cao tỷ lệ thành công trong công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí tại các lô nước sâu xa bờ.

Cơ sở lý thuyết và phương pháp nghiên cứu

Khung lý thuyết áp dụng

Nghiên cứu được xây dựng dựa trên lý thuyết tiến hóa nhiệt và biến đổi vật chất hữu cơ của Tissot và Welte, kết hợp nguyên lý nhiệt phân Rock-Eval của Espitalié để phân loại Kerogen và đánh giá tiềm năng sinh hydrocarbon. Quá trình nén ép, dịch chuyển chất lưu trong trầm tích được mô phỏng dựa trên định luật thấm Darcy và phương trình truyền nhiệt dẫn xuất theo thời gian địa chất.

Hệ thống chỉ tiêu đánh giá địa hóa sử dụng trong công trình bao gồm:

• Tổng hàm lượng carbon hữu cơ (TOC) biểu thị độ giàu hữu cơ trong đất đá theo phần trăm khối lượng.
• Chỉ số hydro (HI, tính bằng mg HC/g TOC) kết hợp cùng nhiệt độ đỉnh nhiệt phân (Tmax) để xác định loại Kerogen 1, 2, 3 và pha sinh dầu hoặc khí.
• Lượng hydrocarbon tự do (S1) và lượng hydrocarbon sinh ra từ quá trình nứt nhiệt Kerogen (S2, tính bằng mg HC/g đá).
• Độ phản xạ Vitrinite (%Ro) và các tỷ số dấu ấn sinh học Sterane, Hopane trên sắc ký khối phổ nhằm xác định mức độ trưởng thành nhiệt và môi trường lắng đọng.

Phương pháp nghiên cứu

Nguồn dữ liệu của luận văn được tổng hợp từ mạng lưới 09 tuyến địa chấn đại diện (gồm 05 tuyến khu vực nước nông dưới 200 mét và 04 tuyến khu vực nước sâu từ 200 mét đến trên 4.000 mét) thuộc các đợt khảo sát PV08, CSL và PGS có chiều sâu thu nổ đạt 8 đến 9 giây. Cỡ mẫu phân tích địa hóa bao gồm hàng trăm mẫu mùn khoan, mẫu lõi và mẫu chất lưu được chọn lọc theo phương pháp lát cắt địa tầng liên tục từ 03 giếng khoan nội bể tại Lô 124, Lô 127 và 07 giếng khoan đối sánh tại các khu vực lân cận như Nam Sông Hồng (Lô 114, 118, 119, 120, 121) và Bắc Nam Côn Sơn (Lô 03, 04.1). Phương pháp chọn mẫu này đảm bảo bao quát toàn bộ các biến đổi tướng đá từ sét kết, sét vôi đến than và sét than.

Lý do lựa chọn mô hình hóa Sigma 2D là khả năng tái hiện đồng thời lịch sử chôn vùi, nén ép địa tầng và truyền nhiệt đa chiều với gradient địa nhiệt thực tế từ 3,5 đến 3,7 °C/100m. Phương pháp phân tích sắc ký khí (GC) kết hợp sắc ký khí khối phổ (GC-MS) được áp dụng nhằm bóc tách cấu trúc phân tử sinh học phức tạp, giúp định danh chính xác nguồn gốc vật chất hữu cơ từ môi trường đầm hồ hay biển nông.

Kết quả nghiên cứu và thảo luận

Những phát hiện chính

Thứ nhất, nghiên cứu đã phân loại và định lượng chi tiết hai tầng đá mẹ chủ lực trong bể Phú Khánh. Tầng đá mẹ Oligoxen phân bố tại các trũng sâu trung tâm với bề dày từ 3.000 mét đến hơn 5.000 mét, có hàm lượng TOC dao động từ 0,5% đến 5,9%, chỉ số S2 đạt từ 2,0 đến 29,1 mg/g đá và HI đạt 60 đến 625 mg HC/g TOC. Đặc biệt, các vỉa sét than tuổi Oligoxen tại Lô 114 ghi nhận giá trị TOC vượt trội từ 15,75% đến 41,56% cùng tiềm năng S2 lên tới 336,97 mg/g đá. Tầng đá mẹ Mioxen dưới chủ yếu là sét kết có TOC từ 0,5% đến 1,99%, chỉ số HI từ 64 đến 380 mg HC/g TOC, đặc trưng bởi Kerogen loại 3 thiên về sinh khí, ngoại trừ các tập sét than tại Lô 03 có TOC đạt 29,67% đến 38,89%.

Thứ hai, kết quả phân tích hóa lý mẫu dầu thô phát hiện tại độ sâu 1.473 mét trong đá chứa cacbonat Mioxen dưới tại giếng khoan Lô 124 chứng minh đây là loại dầu nhẹ và ngọt. Dầu có tỷ trọng 36,8° API, hàm lượng lưu huỳnh rất thấp ở mức 0,043% khối lượng, tỷ lệ phân đoạn hydrocarbon no chiếm 86,64%, tỷ số hydrocarbon no trên hydrocarbon thơm đạt 95,47% và hàm lượng hợp phần nặng NSO chỉ chiếm 4,53%. Tỷ số đồng phân Ts/(Ts+Tm) đạt 0,40 đến 0,44 tương đương độ phản xạ Vitrinite chuyển đổi Ro đạt xấp xỉ 0,95%, khẳng định sản phẩm dầu đã đạt mức độ trưởng thành nhiệt cao.

Thứ ba, mô hình Sigma 2D xác lập lịch sử tạo hydrocarbon với hai xung lực sinh và di cư chính. Quá trình sinh dầu bắt đầu sớm nhất cách đây khoảng 25,5 triệu năm tại đáy tầng Oligoxen vùng trũng sâu. Giai đoạn di cư mạnh mẽ lần thứ nhất diễn ra cách đây 19 đến 23 triệu năm (cuối Oligoxen đến đầu Mioxen sớm), giai đoạn thứ hai bùng nổ cách đây 11 đến 17 triệu năm (thời kỳ Mioxen giữa), và pha sinh khí khô diễn ra liên tục từ 13 triệu năm trước cho đến nay.

Thảo luận kết quả

Các phát hiện địa hóa được trực quan hóa rõ nét thông qua biểu đồ quan hệ HI - Tmax và biểu đồ tương quan TOC - (S1+S2). Trên biểu đồ tam giác Sterane C27-C28-C29, các mẫu đá và mẫu dầu đều tập trung tại đới cửa sông và đầm hồ ven lục địa với tỷ số Pr/Ph lớn hơn 3, thể hiện môi trường trầm tích lắng đọng trong điều kiện oxy hóa thấp. Sự xuất hiện đặc trưng của cấu tử 4alpha-methyl-24-ethylcholestanes và nồng độ C30-4 methyl steranes đạt mức 119,47 trên sắc phổ khối m/z 217 khẳng định dầu thô Lô 124 có nguồn gốc phát sinh từ vật chất hữu cơ đầm hồ nước ngọt pha trộn thực vật bậc cao lục địa.

Về cơ chế động lực học, tại trũng trung tâm nơi trầm tích Kainozoi dày từ 9.000 đến 11.000 mét, tầng sinh Oligoxen bị chôn vùi sâu dưới tác động của dòng nhiệt từ 1,35 đến 1,45 HFU đã chuyển hóa hoàn toàn qua cửa sổ tạo dầu và hiện bước vào pha sinh khí khô. Dầu và khí hình thành được thoát ra khỏi tầng đá mẹ qua hệ thống đứt gãy đồng tạo rift dịch chuyển thẳng đứng lên các đới nâng cấu trúc, nạp đầy vào các bẫy chứa cacbonat và cát kết Mioxen. So với các bể trầm tích lân cận như Cửu Long hay Nam Côn Sơn, bể Phú Khánh có tốc độ lún chìm sau rift nhanh, tạo điều kiện lý tưởng cho việc bảo tồn hydrocarbon nhưng cũng đặt ra nguy cơ tái phân tán do hoạt động đứt gãy trượt bằng Mioxen muộn.

Đề xuất và khuyến nghị

Nhằm gia tăng hiệu quả thăm dò và khai thác tài nguyên dầu khí tại bể Phú Khánh, nghiên cứu đề xuất 4 nhóm giải pháp trọng tâm:

1. Tối ưu hóa vị trí giếng khoan thẩm lượng: Tập đoàn Dầu khí Việt Nam và các nhà điều hành lô dầu khí cần định vị các giếng khoan tìm kiếm tại sườn đón dòng di cư thuộc đới nâng trũng trung tâm (khu vực Lô 123, 124, 125 và 126), tập trung vào bẫy cacbonat Mioxen dưới nhằm mục tiêu nâng tỷ lệ phát hiện thương mại lên trên 30% trong giai đoạn 2026 - 2028.
2. Khảo sát địa chấn không gian ba chiều: Triển khai thu nổ địa chấn 3D phân giải cao trên diện tích khoảng 2.500 km² dọc theo đới trượt Tuy Hòa và đới vát mỏng vỏ lục địa trước năm 2027 nhằm nhận diện chính xác các bẫy phi cấu tạo và mạng lưới nứt nẻ dẫn dòng chất lưu.
3. Nâng cấp mô hình mô phỏng địa hóa 3D: Viện Dầu khí Việt Nam cần tích hợp số liệu áp suất dị thường và dòng nhiệt động lực học để xây dựng mô hình địa hóa không gian ba chiều, phấn đấu nâng độ chính xác dự báo thể tích dầu khí tại chỗ lên mức trên 85% vào năm 2029.
4. Đánh giá tiềm năng tài nguyên khí Hydrat: Các đơn vị nghiên cứu biển phối hợp cùng cơ quan quản lý triển khai chương trình khảo sát địa vật lý chuyên đề tại vùng nước sâu trên 2.000 mét thuộc sườn lục địa ngoài khơi trong khung thời gian 2028 - 2030, đón đầu nguồn năng lượng mới Gas Hydrate.

Đối tượng nên tham khảo luận văn

Nội dung và hệ thống dữ liệu của luận văn mang lại giá trị thực tiễn cho 4 nhóm đối tượng:

1. Kỹ sư địa chất và chuyên viên địa vật lý dầu khí: Ứng dụng tập dữ liệu cấu trúc địa tầng Kainozoi, các thông số dòng nhiệt (1,35 đến 1,45 HFU) và mặt cắt bão hòa hydrocarbon để thiết kế quỹ đạo giếng khoan an toàn tại vùng nước sâu.
2. Các công ty dầu khí và nhà đầu tư năng lượng: Khai thác kết quả đánh giá tiềm năng đá mẹ với mật độ sinh vượt 16.10^6 Kl/km² để thẩm định giá trị kinh tế các lô mở từ Lô 122 đến Lô 127 trước khi ký kết hợp đồng phân chia sản phẩm.
3. Giảng viên, nghiên cứu sinh ngành Địa chất Dầu khí: Sử dụng phương pháp luận tích hợp địa chấn địa tầng, sắc ký khối phổ sinh học và mô hình hóa Sigma 2D làm tài liệu giảng dạy chuyên sâu và phát triển các đề tài khoa học liên ngành.
4. Cơ quan quản lý nhà nước về khoáng sản và năng lượng: Tham khảo luận cứ khoa học để hoàn thiện quy hoạch phân vùng thăm dò tài nguyên biển, phục vụ chiến lược phát triển kinh tế biển gắn liền với an ninh năng lượng quốc gia.

Câu hỏi thường gặp

Bể trầm tích Phú Khánh có đặc điểm cấu tạo kiến tạo nổi bật nào? Bể Phú Khánh là bể trầm tích Kainozoi nước sâu phân bậc, tiếp giáp nền Indochina Craton với bề dày trầm tích từ 2.000 mét đến hơn 10.000 mét. Cấu trúc bể gồm 5 yếu tố kiến tạo chính: Thềm Đà Nẵng, Thềm Phan Rang, Đới Trũng trung tâm, Đới trượt Tuy Hòa và Đới vát mỏng vỏ lục địa, chịu sự khống chế của các pha tạo rift và trượt bằng phức tạp.

Đá mẹ nào đóng vai trò chính tạo ra dầu khí tại khu vực nghiên cứu? Tầng đá mẹ Oligoxen đóng vai trò cung cấp hydrocarbon chủ lực cho toàn bể với chiều dày từ 3.000 đến 5.000 mét, chỉ số TOC trung bình 0,5% đến 5,9% và kerogen loại 2/3. Bên cạnh đó, tầng đá mẹ sét than Mioxen dưới với TOC lên đến 38,89% đóng vai trò bổ trợ nguồn khí tự nhiên quan trọng.

Dầu thô phát hiện tại giếng khoan Lô 124 có tính chất như thế nào? Dầu thô Lô 124 là dầu nhẹ và ngọt có tỷ trọng 36,8° API, hàm lượng lưu huỳnh chỉ 0,043%, tỷ lệ hydrocarbon no đạt 86,64%. Dấu ấn sinh học chỉ ra tỷ số Ts/(Ts+Tm) đạt 0,44 và hàm lượng 4alpha-methyl-24-ethylcholestanes cao, khẳng định nguồn gốc dầu sinh ra từ đá mẹ đầm hồ xen lẫn lục địa đã đạt mức trưởng thành cao.

Mô hình địa hóa Sigma 2D cung cấp những thông tin quan trọng nào? Mô hình Sigma 2D tái hiện lịch sử chôn vùi, nén ép trầm tích và sự biến thiên địa nhiệt theo thời gian với gradient 3,5 đến 3,7 °C/100m. Công cụ này xác định chính xác các ngưỡng trưởng thành nhiệt Ro, thời điểm sinh nứt dầu khí, hướng di chuyển chất lưu và tính toán mật độ bão hòa hydrocarbon trên toàn bộ mặt cắt địa chấn.

Thời gian di cư hydrocarbon tại bể Phú Khánh diễn ra vào giai đoạn nào? Quá trình di cư hydrocarbon diễn ra theo hai pha chính: pha thứ nhất từ 19 đến 23 triệu năm trước (cuối Oligoxen đến đầu Mioxen sớm) và pha thứ hai từ 11 đến 17 triệu năm trước (Mioxen giữa). Các đợt di cư này ăn khớp hoàn hảo với thời điểm hoàn thiện bẫy kiến tạo đồng rift, tạo điều kiện lý tưởng cho việc nạp dầu vào vỉa chứa.

Kết luận

Nghiên cứu mô hình địa hóa bể Phú Khánh đã mang lại những kết luận khoa học mang tính bước ngoặt:

• Xây dựng thành công cột địa tầng Kainozoi tổng hợp và bản đồ cấu trúc 5 mặt phản xạ địa chấn với bề dày trầm tích trũng sâu đạt 9.000 đến 11.000 mét.
• Xác định tầng đá mẹ Oligoxen (TOC đạt 0,5 - 5,9%) và Mioxen dưới (TOC đạt 0,5 - 1,99%) có tiềm năng sinh hydrocarbon từ trung bình đến rất tốt.
• Chứng minh dầu thô nhẹ (36,8° API) tại Lô 124 có nguồn gốc vật chất hữu cơ đầm hồ xen lục địa, đạt độ trưởng thành tương đương Ro xấp xỉ 0,95%.
• Khôi phục tiến trình động học sinh hydrocarbon với 2 giai đoạn di cư lớn (19 - 23 triệu năm và 11 - 17 triệu năm trước), mật độ sinh cực đại vượt 16.10^6 Kl/km².
• Thiết lập hệ thống thông số địa nhiệt chuẩn xác (gradient 3,5 - 3,7 °C/100m, dòng nhiệt 1,35 - 1,45 HFU) làm tiền đề cho các mô phỏng định lượng tiếp theo.

Trong kế hoạch phát triển khoa học giai đoạn 2026 - 2028, công tác nghiên cứu cần mở rộng sang mô hình hóa 3D động lực học và đối sánh dữ liệu khoan mới. Các nhà khoa học, kỹ sư và doanh nghiệp quan tâm đến việc ứng dụng mô hình địa hóa trong tối ưu hóa chiến lược thăm dò dầu khí nước sâu hãy liên hệ ngay với nhóm nghiên cứu để cùng hợp tác và khai thác hiệu quả nguồn tài nguyên biển của đất nước.

Trích đoạn nội dung tài liệu

CHƯƠNG 1: KHÁI QUÁT ĐẶC ĐIỂM ĐỊA LÝ, ĐỊA CHẤT BỂ PHÚ KHÁNH 1. Vị trí địa lý Bể Phú Khánh tiếp giáp với vùng bờ biển miền Trung của Việt Nam, kéo dài từ Quảng Ngãi đến Phan Thiết. Khu vực bể Phú Khánh tiếp giáp với phần Nam bể trầm tích Sông Hồng ở phía Bắc, tiếp giáp với phần Tây Bắc bể trầm tích Cửu Long và phần cực Bắc bể trầm tích Nam Côn Sơn ở phía Nam. Giới hạn nghiên cứu của đề tài đối với bể Phú Khánh là từ vĩ độ 10030 đến 15030 Bắc và kinh độ từ 1090 đến 1120 30 Đông, với diện tích khoảng 200.

Đây là vùng nước sâu, vì vậy mức độ nghiên cứu về tìm kiếm thăm dò dầu khí chỉ dừng lại mức độ cơ bản, và hiện có ít giếng khoan được thực hiện ở đây (Hình 1. Bể trầm tích Phú Khánh có một vị trí quan trọng đối với việc phát triển kinh tế khu vực, vì nguồn dầu khí ở đây sẽ cung cấp cho cả một khu vực miền trung Trung Bộ rộng lớn, làm động lực thúc đẩy nền kinh tế cả vùng này phát triển nhanh. Về mặt cấu trúc đây là nơi gắn liền với địa khối KonTum, đồng thời tập trung tiêu biểu của các hoạt đông kiến tạo như: trượt bằng, tách dãn, đứt gãy tạo các khối sụt qua các thời gian khác nhau. Khoa địa chất-khóa 2009-2011 7 LUAN VAN CHAT LUONG download : add [e-mail] Nghiên cứu, xây dựng mô hình địa hóa bể Phú Khánh Hình 1.1a: Sơ đồ phân bố khu vực bể Phú Hình 1.1b: Sơ đồ lưới tuyến địa chấn khánh (Theo tài liệu VPI, 2010) khu vực bể Phú Khánh (Theo tài liệu VPI, 2010) 1.

Đặc điểm địa hình đáy biển Đây là một khu vực có địa hình đáy biển thay đổi nhanh từ 0m đến trên 4000m (Hình1. Cách bờ biển khoảng 50 – 70km, địa hình đáy biển tương đối bằng phẳng có độ dốc không lớn lắm, và tiếp ngay theo đã là khu vực sườn dốc của thềm lục địa, mực nước biển lớn hơn 200m và đổ dốc với độ dốc lớn đến độ sâu 1000m, và xa nữa đến 3500m nước, chỉ xuống đến khu vực từ vĩ độ 10030 đến 11030 thì đáy biển thoải dần và xuống nữa phía Nam lại đổ dốc với độ dốc lớn gần như ở phần phía Bắc. Địa hình đáy biển ở phần phía Bắc và phía Nam đều bị đào khoét bởi các dòng chảy đáy, các kênh ngầm. Các kênh này có chiều rộng từ vài trăm mét đến 2-3 km, và sâu từ vài chục đến 2-300 m và thường nằm ở vùng thềm ngoài và sườn dốc, chúng quan sát được thấy trên mặt cắt địa chấn cũng như trên bản đồ địa hình đáy biển.

Nếu xuống đến vĩ độ từ 90-100,kinh độ 1100 ta sẽ thấy Khoa địa chất-khóa 2009-2011 8 LUAN VAN CHAT LUONG download : add [e-mail] Nghiên cứu, xây dựng mô hình địa hóa bể Phú Khánh ngoài là vùng nước sâu từ 500-1000m, thì ở đáy biển có những núi ngầm (tàn tích của những ngọn núi lửa) cao từ vài trăm mét đến cả cây số so với đáy biển (có núi ngầm cao 2,5km). Địa hình đáy biển có tính chất đối xứng như mở ra ở 2 đầu Bắc và Nam, thu hẹp lại ở phần trung tâm, nó cũng phản ánh phần nào sự đa dạng, phức tạp của thềm lục địa miền Trung đặc trưng của loại biển ven rìa. Phần khu vực đáy biển từ 0-30 mét nước thường là đới địa hình chịu tác động bởi sóng biển, hình thái địa hình thường thể hiện là những đồng bằng nghiêng với những hệ thống doi cát ngầm phát triển, gần ven bờ ở một số nơi xuất hiện các vũng vịnh như vịnh Đà Nẵng, Qui Nhơn-Thi Nại, Nha Trang, Cam Ranh…vật liệu tích tụ thường là bùn, cát.2: Sơ đồ địa hình đáy biển khu vực Bể Phú Khánh (Theo tài liệu từ trọng lực VPI, 2010) Thềm lục địa ở bể Phú Khánh, có đặc trưng là thềm kiến tạo phân bậc, có bề rộng hẹp, do hoạt động của các đứt gãy hướng á vĩ tuyến khống chế. Hoạt động đứt Khoa địa chất-khóa 2009-2011 9 LUAN VAN CHAT LUONG download : add [e-mail] Nghiên cứu, xây dựng mô hình địa hóa bể Phú Khánh gãy này đã làm cho móng của thềm lục địa trượt theo khối về phía trung tâm, tạo cho địa hình đáy có dạng bậc thang chuyển tiếp về phía trũng sâu.

Thềm lục địa Phú Khánh cũng được chia (theo nguyên lý chung) ra làm phần thềm lục địa(TLĐ), sườn lục địa, và chân thềm lục địa. Nhìn chung, thềm ở khu vực này là một đơn nguyên tương đối bằng phẳng cho đến độ sâu nước biển khoảng 200 m, về phía Nam thì một bậc kế tiếp đến độ sâu 300-350m. Toàn bộ thềm lục địa được hình thành trên cấu trúc granit có bề dày cỡ trên 10km. Ngoài các đồng bằng tích tụ ven biển, thì còn những trũng nhỏ kế tiếp nhau tạo thành sự đa dạng về mặt hình thái của địa hình thềm lục địa.

Điểm đổ dốc cách bờ khoảng 50km với độ sâu 200m (đỉnh) cho đến xa bờ 300km với độ sâu ≥3500m (đáy) là sườn lục địa nơi chuyển tiếp của thềm lục địa xuống trũng sâu Biển Đông, sườn lục địa này được tạo thành chính là sự sụt trượt do các hoạt động đứt gãy tạo thành như đã nói ở trên, có độ dốc thay đổi từ vài độ đến vài chục độ như ở trũng trung tâm Phú Khánh, địa hình đa dạng, phức tạp và mức độ phân cắt lớn hơn rất nhiều so với thềm lục địa với sự xuất hiện của các núi ngầm (các khối nhô cao granit, các núi lửa trẻ…) và các kênh ngầm (cayon). Ngoài các tướng trầm tích có nguồn gốc lục nguyên, còn có các thành tạo san hô và phun trào bazan. Khu vực sâu nhất của sườn lục địa là vùng trũng trung tâm Phú Khánh với độ sâu nước đến trên 3000m cách bờ khoảng 200 km, hình thái bề mặt đáy biển bằng phẳng giống như đồng bằng biển thẳm của đới tách dãn, song nó hoàn toàn không phải là phần của trũng sâu Biển Đông vì cấu trúc vẫn còn là lớp vỏ lục địa. Cũng chính vì thế mà đồng bằng này được xem như một phần của lục địa Phú Khánh bị nhấn chìm.3 Khái quát địa chất bể Phú Khánh Khu vực bể Phú Khánh tiếp giáp với phần Nam bể trầm tích Sông Hồng ở phía Bắc, tiếp giáp với phần Tây bắc bể trầm tích Cửu Long và phần Bắc bể trầm tích Nam Côn Sơn ở phía Nam, chính vì vậy mà khu vực nghiên cứu có đặc điểm cấu trúc – kiến tạo đặc biệt là lịch sử tiến hoá kiến tạo mang tính đặc thù của 3 bể trầm tích Sông Hồng, Cửu Long và Nam Côn Sơn.

Khoa địa chất-khóa 2009-2011 10 LUAN VAN CHAT LUONG download : add [e-mail] Nghiên cứu, xây dựng mô hình địa hóa bể Phú Khánh Các trầm tích Kainozoi ở khu vực nghiên cứu nằm trên vùng chuyển tiếp từ vỏ lục địa Indo-China Craton (nền Đông Dương) sang vỏ Á Đại Dương gần bờ biển Đông. Đây là khu vực nằm ở vùng nước sâu sườn lục địa miền Trung thuộc thềm lục địa Việt Nam với chiều sâu nước biển từ vài trăm đến 4000 mét nước, bao gồm các trũng bị khống chế bởi các hệ thống đứt gãy và các trũng này được lấp đầy bởi trầm tích lục nguyên và đá cacbonat, được hình thành trong những môi trường khác nhau. Nằm xen kẽ giữa chúng là các khối nhô cao làm cho cấu trúc của vùng nghiên cứu trở thành các đới nâng, sụt tương đối phát triển theo các hướng khác nhau. Lịch sử tiến hóa kiến tạo bể Phú Khánh được xem là có chung những đặc điểm của các bể trầm tích Đệ tam khác trong khu vực và chia thành 4 giai đoạn kiến tạo chính:  Giai đoạn tiền tạo rift từ Creta muộn - Eocen, Qua các tài liệu thu thập được thì bể Phú Khánh đã được hình thành và phát triển trên các thành tạo trước Kainozoi bị uốn nếp và biến chất có tuổi và thành phần vật chất hết sức phức tạp, trầm tích Kainozoi được hình thành trong miền tách giãn, sụt lún không bù trừ.

Trước khi pha tạo Rift diễn ra, toàn khu vực nghiên cứu cũng như các bể trầm tích lân cận đã xảy ra một pha san bằng kiến tạo trong suốt thời kỳ Paleocen, do sự nâng vòm chung trên toàn khu vực, mà nguyên nhân của sự nâng vòm này là do tồn tại dị thường Manti nóng dưới gầm lục địa. Thời gian diễn ra pha san bằng kiến tạo tương đối dài (khoảng trên dưới 10 triệu năm), điều đó đã được chứng minh bằng sự vắng mặt của các trầm tích Paleocen trong khu vực này.  Giai đoạn đồng tạo rift từ Eocen muộn – Oligoxen-Mioxen hạ Đây là pha tạo Rift chính của bể, ban đầu là sự thành tạo môi trường ven lục địa, và tạo các địa hào đồng thời với sự tách dãn ở vùng nước sâu của biển Đông. Sự tách dãn và lún chìm đạt tới đỉnh cao vào Oligocen.

Giai đoạn đồng tạo Rift này đã diễn ra không liên tục mà xảy ra một thời kỳ gián đoạn tương đối dài đó là thời kỳ ngưng nghỉ trầm tích, nâng lên, bào mòn, cắt cụt vào cuối Oligocen, (tạo nên một BCH giữa ranh giới Oligocen/ Mioxen). và sau đó lại tiếp tục vào Mioxen Khoa địa chất-khóa 2009-2011 11 LUAN VAN CHAT LUONG download : add [e-mail] Nghiên cứu, xây dựng mô hình địa hóa bể Phú Khánh sớm. Tất cả các yếu tố kiến tạo chính được hình thành trong thời kỳ này. Trước pha tạo Rift này toàn vùng bị lộ ra và bóc mòn, trầm tích sông, hồ chỉ lắng đọng ở những trũng nông, sau đó các trầm tích đồng tạo Rift lấp đầy các địa hào và bán địa hào,đạt chiều dày 500-8000m.

Pha đồng tạo Rift này được chia ra 2 pha giai đoạn chính: Pha tạo Rift sớm và Rift muộn  Giai đoạn lún chìm khu vực sau tạo rift từ Mioxen giữa – Mioxen thượng. Trong pha này, quá trình lún chìm khu vực bắt đầu và nghiêng về phía đông. Tốc độ lún chìm của bể Phú Khánh là tương đối lớn chỉ thấp hơn bể Nam Côn Sơn (tốc độ lún chìm của bể Nam Côn Sơn là lớn nhất). Đây là giai đoạn thuận lợi cho việc hình thành và tích tụ Hydrat - nguồn năng lượng mới bởi vì trong giai đoạn này, song song với quá trình lún chìm là hiện tượng tăng chiều dày trầm tích do nguồn trầm tích dồi dào, tốc dộ trầm tích lớn, nhiệt độ bề mặt tăng cao.

Các hiện tượng kiến tạo nổi bật trong giai đoạn này là: Bào mòn và tái hoạt động của hệ thống đứt gãy có biên độ lớn chuyển từ thuận sang trượt trái như ở vùng cắt ngang Tuy Hoà.