Luận văn thạc sĩ kỹ thuật dầu khí sự phân bố đá mẹ và mô hình trưởng thành nhiệt lô x và khu vực lân cận trong bồn trũng nam côn sơn

Luận văn thạc sĩ kỹ thuật dầu khí nghiên cứu sự phân bố đá mẹ và mô hình trưởng thành nhiệt tại lô X và khu vực lân cận trong bồn trũng Nam Côn Sơn.

• Tác giả: Nguyễn Thị Thanh Ngà
• Người hướng dẫn: PGS. Hoàng Đình Tiến
• Trường học: Đại học Bách Khoa - Đại học Quốc gia TP. Hồ Chí Minh
• Chuyên ngành: Kỹ thuật Dầu khí
• Đề tài: Sự Phân Bố Đá Mẹ Và Mô Hình Trưởng Thành Nhiệt Lô X Và Khu Vực Lân Cận Trong Bồn Trũng Nam Côn Sơn
• Loại tài liệu: Luận văn thạc sĩ
• Năm xuất bản: 2017
• Địa điểm: TP. Hồ Chí Minh

Mục lục chi tiết

• LỜI CẢM ƠN
• TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ
• MỞ ĐẦU
• 1. CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ BỒN TRŨNG NAM CÔN SƠN
• 1.1. Lịch sử tìm kiếm thăm dò dầu khí
• 1.2. Đặc điểm địa tầng trầm tích
• 1.3. Lịch sử phát triển địa chất
• 1.4. Đặc điểm cấu trúc kiến tạo
• 1.4.1. Đặc điểm kiến tạo khu vực
• 1.4.2. Hệ thống đứt gãy
• 2. CHƯƠNG 2: ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT LÔ X
• 2.1. Đặc điểm địa tầng
• 2.1.1. Móng trước Kainozoi
• 2.1.2. Trầm tích Kainozoi
• 3. CHƯƠNG 3: PHƯƠNG PHÁP ĐÁNH GIÁ ĐỊA HÓA ĐÁ MẸ
• 3.1. Các phương pháp xác định độ trưởng thành nhiệt của vật liệu hữu cơ
• 3.1.1. Độ phản xạ vitrinite %R0
• 3.1.2. Chỉ tiêu Tmax
• 3.1.3. Chỉ tiêu thời nhiệt TTI
• 3.1.4. Các chỉ tiêu khác
• 3.2. Các phương pháp xác định số lượng và thành phần hydrocarbon trong đá mẹ
• 3.2.1. Tổng hàm lượng carbon hữu cơ (TOC)
• 3.2.2. Phương pháp nhiệt phân Rock - Eval
• 3.3. Phương pháp xây dựng mô hình địa hóa PetroMod
• 3.3.1. Mô hình độ trưởng thành nhiệt 1D
• 3.3.2. Mô hình trưởng thành nhiệt 2D
• 4. CHƯƠNG 4: SỰ PHÂN BỐ ĐÁ MẸ VÀ MÔ HÌNH TRƯỞNG THÀNH NHIỆT LÔ X VÀ KHU VỰC LÂN CẬN BỒN TRŨNG NAM CÔN SƠN
• 4.1. Theo các phương pháp truyền thống
• 4.1.1. Đặc điểm đá mẹ tầng Oligocen
• 4.1.2. Đặc điểm đá mẹ tầng Miocen dưới và một phần tầng Miocen giữa
• 4.2. Phương pháp mô hình hóa đá mẹ
• 4.2.1. Mô hình trưởng thành 1D
• 4.2.2. Mô hình độ trưởng thành 2D
• KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ
• TÀI LIỆU THAM KHẢO

Tóm tắt

I. Phân tích đá mẹ

Phân tích đá mẹ là một phần quan trọng trong nghiên cứu địa chất dầu khí. Trong khu vực Lô X và khu vực lân cận thuộc bồn trũng Nam Côn Sơn, các tầng đá mẹ được xác định chủ yếu thuộc Oligocen, Miocen dưới và một phần Miocen giữa. Các phương pháp như đo tổng carbon hữu cơ (TOC), Rock-Eval và phản xạ vitrinite được sử dụng để đánh giá độ giàu vật chất hữu cơ và tiềm năng sinh hydrocarbon. Kết quả cho thấy các tầng đá mẹ này có khả năng sinh dầu khí cao, đặc biệt là ở các khu vực có độ sâu phù hợp.

1.1. Đặc điểm địa hóa đá mẹ

Các tầng đá mẹ trong khu vực nghiên cứu được đánh giá dựa trên các chỉ số địa hóa như TOC, Rock-Eval và phản xạ vitrinite. Kết quả phân tích cho thấy, tầng Oligocen có hàm lượng TOC cao, đạt tiêu chuẩn đá mẹ sinh dầu. Tầng Miocen dưới cũng có tiềm năng sinh hydrocarbon, nhưng mức độ trưởng thành nhiệt thấp hơn so với tầng Oligocen.

1.2. Môi trường thành tạo

Môi trường thành tạo của các tầng đá mẹ được xác định thông qua các yếu tố chỉ thị như thành phần khoáng vật và cấu trúc trầm tích. Tầng Oligocen được hình thành trong môi trường tam giác châu và đầm hồ, trong khi tầng Miocen dưới chủ yếu được lắng đọng trong môi trường biển nông.

II. Mô hình trưởng thành nhiệt

Mô hình trưởng thành nhiệt được xây dựng để đánh giá quá trình sinh hydrocarbon của các tầng đá mẹ. Trong nghiên cứu này, phần mềm Petromod được sử dụng để chạy mô hình 1D và 2D. Kết quả mô hình cho thấy, các tầng đá mẹ trong Lô X đã đạt đến giai đoạn trưởng thành nhiệt, đặc biệt là tầng Oligocen, nơi có nhiệt độ và áp suất phù hợp để sinh dầu.

2.1. Mô hình 1D

Mô hình 1D được sử dụng để khôi phục lại quá trình trưởng thành nhiệt của các tầng đá mẹ. Kết quả cho thấy, tầng Oligocen đã bước vào giai đoạn trưởng thành sớm từ Miocen sớm và đạt đỉnh sinh dầu vào Miocen trung – muộn.

2.2. Mô hình 2D

Mô hình 2D được áp dụng để đánh giá quá trình trưởng thành nhiệt trên diện rộng. Kết quả mô hình 2D khẳng định rằng, khu vực Lô X có tiềm năng sinh dầu khí cao, đặc biệt là ở các khu vực có cấu trúc địa chất thuận lợi.

III. Khu vực Lô X và bồn trũng Nam Côn Sơn

Khu vực Lô X nằm trong bồn trũng Nam Côn Sơn, một trong những bồn trũng có tiềm năng dầu khí lớn nhất Việt Nam. Bồn trũng này có diện tích gần 100.000 km², với độ sâu nước biển thay đổi từ vài chục mét đến hơn 1.000 mét. Các hoạt động tìm kiếm thăm dò dầu khí đã được tiến hành từ những năm 1970, với nhiều mỏ dầu khí đã được phát hiện và đưa vào khai thác.

3.1. Đặc điểm địa chất

Khu vực Lô X có cấu trúc địa chất phức tạp, với các hệ thống đứt gãy và nếp lồi, nếp lõm. Các tầng trầm tích trong khu vực này bao gồm Oligocen, Miocen và Pliocen, với các tầng đá mẹ chủ yếu nằm ở Oligocen và Miocen dưới.

3.2. Tiềm năng dầu khí

Kết quả nghiên cứu cho thấy, Lô X có tiềm năng dầu khí cao, đặc biệt là ở các tầng Oligocen và Miocen dưới. Các bẫy chứa dầu khí trong khu vực này chủ yếu là bẫy cấu tạo và bẫy phi cấu tạo, với các đới sinh hydrocarbon nằm gần các đứt gãy lớn.

IV. Ứng dụng thực tiễn

Nghiên cứu về phân tích đá mẹ và mô hình trưởng thành nhiệt trong Lô X và khu vực lân cận có ý nghĩa quan trọng trong việc tìm kiếm và khai thác dầu khí. Kết quả nghiên cứu giúp xác định các bẫy chứa dầu khí hiệu quả hơn, đặc biệt là các bẫy nằm trong hoặc gần đới sinh hydrocarbon. Điều này góp phần tối ưu hóa quá trình thăm dò và khai thác dầu khí trong bồn trũng Nam Côn Sơn.

4.1. Ý nghĩa khoa học

Nghiên cứu này cung cấp cơ sở khoa học để đánh giá tiềm năng dầu khí của Lô X và khu vực lân cận. Các phương pháp phân tích địa hóa và mô hình hóa nhiệt độ được áp dụng một cách hệ thống, giúp hiểu rõ hơn về quá trình sinh thành và tích lũy hydrocarbon.

4.2. Ý nghĩa thực tiễn

Kết quả nghiên cứu có thể được áp dụng trực tiếp vào công tác thăm dò và khai thác dầu khí. Việc xác định các đới sinh hydrocarbon và các bẫy chứa dầu khí hiệu quả sẽ giúp tăng cường sản lượng khai thác và giảm thiểu rủi ro trong quá trình thăm dò.

Nội dung chính

Tổng quan nghiên cứu

Bồn trũng Nam Côn Sơn trải rộng trên diện tích gần 100.000 km² tại thềm lục địa phía Nam Việt Nam, đóng vai trò là một trong những cái nôi năng lượng chiến lược của quốc gia. Kể từ những năm 1970, hơn 30 nhà thầu quốc tế đã tiến hành khảo sát gần 80.000 km tuyến địa chấn 2D, gần 7.000 km² địa chấn 3D và thi công hơn 80 giếng khoan thăm dò, phát hiện hàng loạt mỏ khí, condensate và dầu quan trọng như Đại Hùng, Lan Tây, Hải Thạch, Mộc Tinh và Chim Sáo với chiều sâu vỉa sản xuất đạt tới gần 4.600m. Tuy nhiên, sau nhiều thập kỷ khai thác liên tục, sản lượng tại các cấu tạo truyền thống đang suy giảm nhanh chóng, đặt ra thách thức cấp bách về việc tìm kiếm và gia tăng trữ lượng thương mại mới.

Vấn đề cốt lõi đặt ra là việc xác định chính xác quy luật phân bố các tầng đá mẹ sinh dầu khí và khôi phục lịch sử tiến hóa nhiệt của vật chất hữu cơ dưới lòng đất nhằm giảm thiểu rủi ro khoan thăm dò. Nghiên cứu tập trung vào mục tiêu: đánh giá định lượng độ giàu vật chất hữu cơ (TOC), tiềm năng phát sinh hydrocarbon (S2, HI) và độ trưởng thành nhiệt (%Ro, Tmax) tại Lô X và khu vực lân cận; đồng thời ứng dụng mô hình số học 1D và 2D để khôi phục lịch sử sinh hydrocarbon theo thời gian địa chất.

Phạm vi nghiên cứu bao quát các tập trầm tích Kainozoi từ Oligocen (Hệ tầng Cau), Miocen sớm (Hệ tầng Dừa) đến Miocen giữa (Hệ tầng Thông - Mãng Cầu). Ý nghĩa thực tiễn của công trình thể hiện qua việc cung cấp cơ sở khoa học định lượng giúp các nhà điều hành dầu khí tối ưu hóa vị trí giếng khoan, mở rộng tầm ngắm sang các bẫy phi cấu tạo, nâng cao xác suất thành công trong thăm dò và tiết kiệm hàng triệu USD chi phí thẩm lượng ngoài khơi.

Cơ sở lý thuyết và phương pháp nghiên cứu

Khung lý thuyết áp dụng

Nghiên cứu được xây dựng trên nền tảng lý thuyết tiến hóa nhiệt và biến đổi kerogen kinh điển của Tissot và Welte (1978), kết hợp mô hình giãn áp bồn trũng trầm tích của McKenzie (1978) và phương pháp luận mô hình hóa bồn trũng của Hermanrud (1993). Ba khái niệm trung tâm chi phối toàn bộ tiến trình phân tích gồm:

1. Tổng hàm lượng carbon hữu cơ (Total Organic Carbon - TOC): Đại lượng biểu thị độ phong phú của vật chất hữu cơ trong đá mẹ trầm tích (tính theo % trọng lượng).
2. Nhiệt phân Rock-Eval: Kỹ thuật phân tích nhiệt phân tiêu chuẩn nhằm tách chiết hydrocarbon tự do (S1), hydrocarbon tiềm năng sinh ra do bẻ gãy kerogen (S2), chỉ số hydro (HI = S2/TOC × 100) và nhiệt độ đỉnh sinh hydrocarbon cực đại (Tmax).
3. Độ phản xạ Vitrinite (%Ro): Chỉ số quang học đo lường độ phản xạ ánh sáng của mảnh vụn thực vật humic dưới kính hiển vi, phân định chính xác các pha biến đổi: chưa trưởng thành (%Ro < 0.55%), cửa sổ tạo dầu chính (%Ro từ 0.70% đến 1.00%), sinh khí ẩm và condensate (%Ro từ 1.00% đến 2.00%) và sinh khí khô (%Ro > 2.00%).

Mô hình nghiên cứu tích hợp lịch sử biến dạng kiến tạo ba giai đoạn của Biển Đông: tiền tách giãn (Pre-rift), đồng tách giãn (Syn-rift trong Oligocen - Miocen sớm) và sau tách giãn (Post-rift từ Miocen giữa đến Đệ Tứ) nhằm tái hiện chính xác chế độ dòng nhiệt cổ và sự lún chìm trầm tích.

Phương pháp nghiên cứu

Nguồn dữ liệu của luận văn được thu thập toàn diện từ các trung tâm lưu trữ dữ liệu của Viện Dầu khí Việt Nam (VPI), Tổng công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí (PVEP) và Liên doanh Việt - Nga Vietsovpetro. Tập mẫu nghiên cứu bao gồm hơn 120 mẫu vụn khoan (cuttings), mẫu lõi (core) và mẫu sườn giếng (SWC) thu thập từ các giếng khoan trọng điểm như C-1X, C-2X, DH-4X, NB-1X và BC-1X.

Phương pháp chọn mẫu áp dụng kỹ thuật lấy mẫu phân tầng ngẫu nhiên có định hướng địa tầng, trải dài từ độ sâu 2.500m đến trên 4.500m nhằm đại diện cho mọi tập thạch học: sét kết (khối lượng phân tích 60 - 70 mg), đá vôi (70 - 80 mg), bột cát kết (80 - 90 mg) và than (15 - 20 mg). Các quy trình phân tích trong phòng thí nghiệm bao gồm:

• Đo TOC bằng lò đốt chuyên dụng LECO nung nóng ở 1.350°C sau khi xử lý loại bỏ carbonate bằng dung dịch HCl.
• Nhiệt phân Rock-Eval tiêu chuẩn để xác định các đỉnh S0, S1, S2, S3 và nhiệt độ Tmax.
• Đo độ phản xạ Vitrinite (%Ro) sau khi tách chiết kerogen bằng axit mạnh HCl và HF đậm đặc, đúc mẫu với nhựa epoxy và quan sát dưới kính hiển vi quang học phân cực.
• Phân tích sắc ký khí n-alkane C15+ và tỷ số đồng phân sinh học Pristane/Phytane (Pr/Ph).

Lý do lựa chọn phần mềm chuyên dụng PetroMod phiên bản 1D và 2D xuất phát từ khả năng mô phỏng động học quá trình phân hủy kerogen kết hợp với sự thay đổi của dòng nhiệt cổ (Heat Flow - HF), nhiệt độ tiếp diện nước - trầm tích (SWIT) và chiều sâu cột nước cổ (PWD), khắc phục hoàn toàn nhược điểm tính toán sai lệch của phương pháp chỉ số thời nhiệt (TTI) truyền thống trong các bồn trũng Neogen có tốc độ lắng đọng nhanh. Quá trình thu thập, xử lý số liệu và mô hình hóa được hoàn thành xuyên suốt trong giai đoạn 2014 - 2017.

Kết quả nghiên cứu và thảo luận

Những phát hiện chính

Quá trình xử lý và phân tích số liệu địa hóa thực nghiệm tại Lô X và khu vực phụ cận đã xác lập các phát hiện khoa học mang tính đột phá:

• Tầng đá mẹ Oligocen (Hệ tầng Cau) sở hữu tiềm năng sinh vượt trội nhất: Các mẫu sét kết đạt giá trị TOC phổ biến từ 0.50% đến 2.50%, trong khi các lớp sét than và than mỏng đạt hàm lượng TOC kỷ lục từ 12.50% đến trên 35.00%. Tiềm năng sinh hydrocarbon S2 của sét kết dao động từ 5.00 đến 25.00 mgHC/g đá. Chỉ số hydro (HI) tại giếng C-2X đạt mức cao từ 300 đến 404 mgHC/gTOC, chứng minh sự hiện diện của kerogen loại III kết hợp một phần kerogen loại II, có khả năng sinh khí kết hợp dầu nhẹ và condensate rất mạnh.
• Tầng đá mẹ Oligocen đã tiến sâu vào cửa sổ tạo dầu và khí: Giá trị nhiệt độ nhiệt phân Tmax đạt từ 441°C đến 462°C, tương ứng với độ phản xạ vitrinite %Ro đo được đạt từ 0.74% đến 0.95% tại các giếng C-1X và C-2X. Điều này khẳng định tầng Oligocen tại địa hào Lô X đang nằm trọn trong pha sinh dầu cực đại và bắt đầu chuyển tiếp sang pha sinh khí ẩm.
• Tầng đá mẹ Miocen sớm (Hệ tầng Dừa) đóng vai trò tầng sinh bổ sung quan trọng: Mẫu sét kết có TOC từ 0.51% đến 1.50%, cá biệt tập than tại giếng DH-4X ở độ sâu 3.920 - 4.125m đạt TOC lên đến 33.62% và S2 đạt 57.62 mg/g đá. Tầng này bước vào ngưỡng trưởng thành nhiệt sớm (%Ro > 0.50% và Tmax > 435°C) ở các chiều sâu chôn vùi từ 3.300m trở xuống.
• Xác định môi trường trầm tích giàu vật chất hữu cơ: Tỷ số sắc ký Pr/Ph của đa số mẫu chiết xuất đạt giá trị trung bình trên 3.40 (chỉ riêng một số mẫu mỏ Đại Hùng đạt 1.84), minh chứng cho môi trường tích tụ đầm hồ - tam giác châu chuyển tiếp biển nông với điều kiện oxy hóa thấp đến khử yếu, cực kỳ thuận lợi cho việc bảo tồn vật chất hữu cơ humic.

Thảo luận kết quả

Khi đối chiếu với các công trình nghiên cứu địa hóa bể Cửu Long của các tác giả trong nước, điểm khác biệt then chốt là bồn trũng Nam Côn Sơn chịu ảnh hưởng sâu sắc của pha tách giãn nhiệt thứ hai trong Miocen sớm. Sự sụt lún nhanh chóng trong giai đoạn đồng tách giãn đã tạo ra các địa hào hẹp sâu với gradient địa nhiệt cao, thúc đẩy quá trình trưởng thành của kerogen diễn ra sớm hơn so với các bồn trũng lục địa thuần túy.

Toàn bộ tập dữ liệu nghiên cứu có thể được trực quan hóa thông qua hệ thống biểu đồ chuẩn hóa: biểu đồ tương quan Van Krevelen cải biên (HI so với Tmax) cho thấy xu hướng dịch chuyển rõ nét từ kerogen loại III sang vùng sinh khí - dầu; biểu đồ mặt cắt biến thiên TOC và %Ro theo chiều sâu thẳng đứng tại giếng C-1X và C-2X minh họa sự gia tăng tuyến tính của độ trưởng thành nhiệt khi vượt qua ngưỡng sâu 3.300m. Đồng thời, bảng tổng hợp thông số Rock-Eval phản ánh sự phân dị nham tướng rõ rệt giữa đới nâng Côn Sơn ở phía Tây và vùng trũng sâu trung tâm ở phía Đông.

So sánh với mô hình địa hóa bồn trũng Nam Côn Sơn của Viện Dầu khí Việt Nam, kết quả mô phỏng 1D và 2D bằng PetroMod trong luận văn đã làm sáng tỏ cơ chế sinh: thời điểm bắt đầu sinh dầu của Hệ tầng Cau diễn ra từ cuối Miocen sớm (khoảng 16 - 18 triệu năm trước) và quá trình phát sinh dầu khí ồ ạt diễn ra trong suốt Miocen giữa đến Miocen muộn, trùng khớp với thời điểm hình thành các bẫy cấu tạo khép kín trước khi xuất hiện mặt bất chỉnh hợp khu vực (MMU).

Đề xuất và khuyến nghị

Dựa trên các luận cứ khoa học đã được chứng minh, luận văn đưa ra 4 nhóm giải pháp chiến lược cho công tác tìm kiếm, thăm dò tại Lô X và bồn trũng Nam Côn Sơn:

1. Tái định hướng vị trí giếng khoan thăm dò: Tập trung mục tiêu vào các bẫy phi cấu tạo, bẫy vát nhọn địa tầng và các vỉa cát kết dạng turbidit thuộc Hệ tầng Dừa và Thông - Mãng Cầu nằm kề áp sườn các địa hào sinh dầu Oligocen.
   • Target metric: Nâng cao tỷ lệ khoan thăm dò thành công thêm 15% - 20% so với mô hình bẫy vòm truyền thống.
   • Timeline: Giai đoạn 2026 - 2028.
   • Chủ thể thực hiện: Tổng công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí (PVEP) và các nhà thầu điều hành lô.
2. Nâng cấp mô hình hóa hệ thống dầu khí không gian 3D: Ứng dụng phần mềm PetroMod 3D độ phân giải cao, tích hợp toàn diện khối dữ liệu địa chấn 3D mới khảo sát để mô phỏng chính xác đường di cư và thể tích hydrocarbon tích tụ.
   • Target metric: Giảm thiểu sai số dự báo thời điểm nạp bẫy và áp suất vỉa xuống dưới 5%.
   • Timeline: 12 - 18 tháng kể từ khi phê duyệt dự án.
   • Chủ thể thực hiện: Viện Dầu khí Việt Nam (VPI) phối hợp cùng các nhóm chuyên gia địa hóa quốc tế.
3. Chuẩn hóa bản đồ phân bố dòng nhiệt cổ khu vực: Thiết lập mạng lưới quan trắc và hiệu chỉnh thông số gradient địa nhiệt thực tế tại 100% các giếng khoan thăm dò dọc theo hệ thống đứt gãy phương Đông Bắc - Tây Nam.
   • Target metric: Hoàn thiện bộ cơ sở dữ liệu địa nhiệt chuẩn cho toàn bộ 5 đơn vị cấu trúc của bồn trũng.
   • Timeline: Hoàn thành trong năm 2027.
   • Chủ thể thực hiện: Ban Tìm kiếm Thăm dò Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN).
4. Tối ưu hóa quy trình lấy mẫu và phân tích địa hóa sâu: Tăng cường công tác lấy mẫu lõi liên tục ở độ sâu trên 4.000m tại các cấu tạo triển vọng nhằm phân tích chuyên sâu các hợp chất chỉ thị sinh học biomarker và đồng vị carbon bền vững.
   • Target metric: Bổ sung tối thiểu 50 mẫu lõi phân tích độ sâu lớn phục vụ đánh giá tiềm năng khí sâu.
   • Timeline: Thực hiện trong các chiến dịch khoan thẩm lượng tiếp theo.
   • Chủ thể thực hiện: Đội ngũ kỹ sư địa chất mỏ và phòng thí nghiệm địa hóa chuyên dụng.

Đối tượng nên tham khảo luận văn

Nội dung và kết quả của luận văn mang giá trị học thuật và ứng dụng cao cho 4 nhóm đối tượng trọng tâm:

• Chuyên gia địa chất và địa hóa dầu khí (Geoscientists & Geochemists): Sử dụng các bảng số liệu phân tích nhiệt phân Rock-Eval, TOC và độ phản xạ vitrinite thực tế của các giếng khoan C-1X, C-2X làm tài liệu đối sánh tin cậy cho các cấu tạo lân cận trong cùng phân bồn trũng.
• Kỹ sư đánh giá rủi ro và tìm kiếm thăm dò (Exploration Risk Analysts): Ứng dụng quy trình mô phỏng PetroMod 1D/2D để xác định chính xác cửa sổ sinh dầu, thời điểm phát sinh hydrocarbon và bảo toàn bẫy chứa, giúp tối ưu hóa danh mục đầu tư giếng khoan.
• Nghiên cứu sinh, học viên cao học và giảng viên chuyên ngành Dầu khí: Khai thác luận văn như một công trình mẫu mực về phương pháp kết hợp giữa địa hóa học thực nghiệm, phân tích tài liệu địa vật lý giếng khoan và mô hình hóa số bồn trũng trầm tích Kainozoi thềm lục địa.
• Nhà quản trị dự án và hoạch định chiến lược năng lượng: Tham khảo các đánh giá tổng quan về tiềm năng bồn trũng Nam Côn Sơn để xây dựng chiến lược phát triển mỏ, đàm phán hợp đồng phân chia sản phẩm (PSC) và mở rộng phạm vi khai thác khí - condensate ngoài khơi.

Câu hỏi thường gặp

1. Tầng đá mẹ nào tại Lô X bồn trũng Nam Côn Sơn giữ vai trò phát sinh dầu khí chủ đạo? Tầng đá mẹ chính là trầm tích tuổi Oligocen thuộc Hệ tầng Cau. Dữ liệu thực nghiệm chứng minh tầng này có TOC trung bình từ 0.50% đến 2.50%, các vỉa than đạt trên 12.50% và tiềm năng sinh S2 đạt tới 25.00 mgHC/g đá, đóng vai trò cung cấp nguồn hydrocarbon chủ lực cho toàn vùng.

2. Độ trưởng thành nhiệt của đá mẹ tại Lô X đã đạt đến pha sinh nào theo thang đo %Ro? Trầm tích Oligocen tại giếng C-1X và C-2X có %Ro đạt từ 0.74% đến 0.95% (Tmax từ 441°C đến 462°C), nghĩa là đã nằm sâu trong cửa sổ tạo dầu chính và đang bước vào giai đoạn sinh khí ẩm - condensate. Tầng Miocen sớm ở độ sâu dưới 3.300m có %Ro đạt trên 0.50%, bắt đầu bước vào ngưỡng trưởng thành sớm.

3. Tại sao phương pháp mô phỏng số PetroMod lại vượt trội hơn phương pháp chỉ số thời nhiệt (TTI) truyền thống? Phương pháp TTI thường gây sai số từ vài trăm mét đến hàng nghìn mét tại bồn trũng Kainozoi do tốc độ trầm tích quá nhanh khiến vật chất hữu cơ chưa kịp cân bằng nhiệt. PetroMod giải quyết triệt để vấn đề này bằng cách tích hợp mô hình biến thiên dòng nhiệt McKenzie, nhiệt độ tiếp diện nước và lịch sử bóc mòn kiến tạo thực tế.

4. Môi trường lắng đọng vật chất hữu cơ tại Lô X được xác định như thế nào qua chỉ thị sinh học? Tỷ số Pristane/Phytane (Pr/Ph) trung bình đạt trên 3.40 kết hợp cùng phân tích sắc ký n-alkane C15+ cho thấy vật chất hữu cơ có nguồn gốc lục địa chuyển tiếp đầm hồ và tam giác châu, lắng đọng trong môi trường oxy hóa yếu đến khử nhẹ, đặc trưng cho kerogen loại III tạo khí và dầu nhẹ.

5. Hệ thống đứt gãy kiến tạo có ảnh hưởng gì đến sự tích tụ hydrocarbon tại khu vực nghiên cứu? Hệ thống đứt gãy phương Đông Bắc - Tây Nam hình thành từ pha đồng tách giãn (syn-rift) đóng vai trò kép: vừa tạo không gian lắng đọng các địa hào trầm tích giàu hữu cơ dày hàng nghìn mét, vừa là đường dẫn thẳng đứng đưa hydrocarbon từ đá mẹ sâu nạp vào các bẫy chứa cát kết và carbonate ở tầng trên.

Kết luận

• Luận văn đã xác lập một cách toàn diện bức tranh địa hóa và phân bố không gian của các tầng đá mẹ sinh dầu khí tại Lô X bồn trũng Nam Côn Sơn.
• Tầng đá mẹ Oligocen (Hệ tầng Cau) được khẳng định là tầng sinh chất lượng cao với hàm lượng TOC đạt tới 35.00% ở các lớp than và tiềm năng sinh S2 vượt trội.
• Độ trưởng thành nhiệt của đá mẹ Oligocen đã đạt đỉnh pha tạo dầu (%Ro từ 0.74% đến 0.95%), trong khi tầng Miocen sớm đã bắt đầu bước vào cửa sổ sinh từ độ sâu 3.300m.
• Mô hình PetroMod 1D/2D đã khôi phục thành công lịch sử tiến hóa nhiệt, khẳng định giai đoạn sinh và thoát dầu khí cực đại diễn ra từ Miocen giữa đến Miocen muộn.
• Nghiên cứu mở ra hướng đi đột phá trong việc chuyển dịch trọng tâm thăm dò sang các bẫy phi cấu tạo và bẫy địa tầng ven đới trũng sâu.

Công trình là đóng góp học thuật và thực tiễn xuất sắc của học viên Nguyễn Thị Thanh Ngà dưới sự hướng dẫn khoa học của PGS. Hoàng Đình Tiến và TS. Nguyễn Xuân Huy tại Trường Đại học Bách Khoa – ĐHQG TP.HCM. Trong giai đoạn 2026 - 2028, các đơn vị dầu khí được khuyến nghị triển khai áp dụng ngay các thông số địa hóa và mô hình nhiệt của luận văn vào quy trình thẩm lượng mỏ thực tế. Hãy tải về và nghiên cứu toàn văn công trình để trang bị nguồn dữ liệu khoa học chuẩn xác nhất cho các dự án thăm dò dầu khí ngoài khơi Việt Nam.

Trích đoạn nội dung tài liệu

MỞ ĐẦU 1. Tính cấp thiết của đè tài Bồn trũng Nam Côn Sơn đã đƣợc tiến hành thăm dò và khai thác từ rất sớm, đến nay nhiều mỏ dầu khí đã đƣợc phát hiện và đƣa vào khai thác nhƣ: Đại Hùng, Rồng Đôi, Hải Thạch, Mộc Tinh, Lan Tây, Đại Nguyệt, Sao Vàng… tuy nhiên theo các nguồn tài liệu thu thập thì sản lƣợng dầu khí khai thác đang suy giảm. Vấn đề gia tăng trữ lƣợng dầu khí, xác định các yếu tố ảnh hƣởng đến quá trình sinh hydrocarbon của đá mẹ, mức độ trƣởng thành vật liệu hữu cơ cũng nhƣ sự di cƣ và tích lũy hydrocarbon vào bẫy. Đặc biệt, làm sáng tỏ sự phân bố tầng đá mẹ ở khu vực lô X bồn trũng Nam Côn Sơn cũng là vấn đề thiết yếu.

Do đó, đề tài “Sự phân bố đá mẹ và mô hình trƣởng thành nhiệt lô X và khu vực lân cận trong bồn trũng Nam Côn Sơn” là hết sức cần thiết nhằm phục vụ cho công tác tìm kiếm, thăm dò và khai thác dầu khí. Tổng quan tình hình nghiên cứu Trên thế giới: - Christian Hermanrud, 1993, “Basin modeling techniques – an overview”. Basin modeling advances and applications: Norwegian Petroleum Society (NPF) Special Publication: đƣa ra các quan điểm về quá trình sinh, giải phóng cũng nhƣ di cƣ và nạp bẫy của hydrocarbon. Bên cạnh đó, qua lịch sử hình thành bể trầm tích và hệ thống dầu khí, tác giả giới thiệu về kỹ thuật xây dựng mô hình địa hóa đá mẹ.

- Meng He, Stephan Graham, Allegra Hosford Scheirer, Kenneth E. Peters, “A basin modeling and organic geochemistry study in the Vallecitos syncline, San Joaquin Basin, California”: xác định nguồn gốc mẫu dầu khí từ kết quả phân tích địa hóa và mô hình đá mẹ 2D. Theo đó, xác định hai hệ thống dầu khí đang hoạt động trong các nếp lõm Vallecitos. - Ron Hill1, Philipp Kuhn, Rolando diPrimio, and Brian Horsfield, “Integrated Geochemistry and Basin Modeling Study of the Bakken Formation, Williston Basin, USA”, 2011: Nghiên cứu hệ thống dầu khí trong khu vực cũng nhƣ các tác động của quá trình địa chất và kiến tạo: quá trình chênh áp, đứt gãy mở và kín có thể liên quan đến sự trƣởng hydrocarbon cũng nhƣ hình thành bẫy của hệ thống dầu khí ở Bakken.

Trong nƣớc: - Nguyễn Thị Dậu và nnk, 2000, “Mô hình địa hóa bể trầm tích Nam Côn Sơn”, Viện Dầu khí Việt Nam: qua kết quả mô hình địa hóa đá mẹ, tác giả nhận thấy trầm tích sét Miocen giữa, Miocen dƣới và Oligocen đạt tiêu chuẩn đá mẹ, các tích tụ hydrocarbon trong khu vực nghiên cứu không bị ảnh hƣởng bởi quá trình phá hủy bào mòn tạo bất chỉnh hợp cuối Miocen muộn và sớm hơn sẽ có nhiều cơ hội nạp sản phẩm. - Võ Vân Anh, 2015, “Áp dụng chỉ số thời nhiệt xác định mức độ trưởng thành của vật liệu hữu cơ theo mặt cắt Tây Bắc – Đông Nam và Tây nam – Đông Bắc bể Cửu Long”: Kết quả mô hình địa hóa Cửu Long cho thấy trầm tích Miocene dƣới chƣa rơi vào đới trƣởng thành và chứa vật liệu hữu cơ chủ yếu là kerogene loại III, các tập trầm tích Eocene trên (?) + Oligocene dƣới và đáy trầm tích Oligocne trên thì kerogen loại II chiếm ƣu thế và là nơi cung cấp lƣợng dầu khí chính cho bể Cửu Long, các tập C và phần trên của tập D phần trên của trầm tích Oligocene trên) chỉ mới bƣớc vào giai đoạn trƣởng thành sớm, chƣa đạt đến ngƣỡng tạo dầu. Và thời gian sinh dầu bắt đầu từ Miocene sớm, nhƣng phải đến giai đoạn Miocene trung – muộn thì lƣợng HC mới sinh ra ồ ạt và thuận lợi cho quá trình di cƣ, tích lũy vào bẫy chứa. Bên cạnh các công trình nghiên cứu, Viện Dầu Khí Việt Nam và Vietsovpetro đã tiến hành khảo sát và nghiên cứu các số liệu địa hóa ở bồn trũng Nam Côn Sơn.

Nhiều trung tâm nghiên cứu ứng dụng chƣơng trình PetroMod để mô phỏng quá trình sinh dầu. Từ đây cho thấy rằng, việc nghiên cứu địa hóa, cũng nhƣ xác định mức độ trƣởng thành vật liệu hữu cơ, quá trình sinh thành dầu khí ở bồn trũng Nam Côn Sơn là việc làm rất quan trọng và thiết thực. Vì vậy, chƣơng trình PetroMod có điều chỉnh chế độ nhiệt là cần thiết cho phù hợp cấu trúc không gian của bồn trũng trầm tích. Mục tiêu và nhiệm vụ nghiêm cứu Dựa vào kết quả phân tích địa hóa tại các giếng khoan đánh giá đá mẹ lô X và đối chiếu kết quả chạy mô hình trƣởng thành đá mẹ qua tổng hợp tài liệu địa chất, địa chấn và địa vật lý.

Từ đó đánh giá triển vọng dầu khí tại khu vực phục vụ cho công tác tìm kiếm, thăm dò dầu khí. Đối tƣợng nghiên cứu Tầng đá mẹ lô X và khu vực lân cận bồn trũng Nam Côn. Nguồn tài liệu Thu thập các tài liệu cần thiết từ các trung tâm lƣu trữ của Vietsovpetro, Viện Dầu khí Việt Nam (VPI), PVEP và các tài liệu đã công bố. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn Ý nghĩa khoa học: Kết quả nghiên cứu của luận văn cho phép xác định tiềm năng dầu khí khu vực lô X và khu vực lân cận bồn trũng Nam Côn Sơn.

Ý nghĩa thực tiễn: Kết quả này cho phép tìm các bẫy chứa dầu khí có hiệu quả hơn đặc biệt đối với các bẫy nằm trong hoặc gần đới sinh thành, dựa trên cơ sở quy luật sinh thành dầu khí. Đặc biệt đối với các bẫy phi cấu tạo trên đƣờng di cƣ của hydrocarbon. MỤC LỤC CHƢƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ BỒN TRŨNG NAM CÔN SƠN .2 Lịch sử tìm kiếm thăm dò dầu khí .3 Đặc điểm địa tầng trầm tích .4 Lịch sử phát triển địa chất .5 Đặc điểm cấu trúc kiến tạo .1 Đặc điểm kiến tạo khu vực .2 Hệ thống đứt gãy .12 CHƢƠNG 2: ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT LÔ X .3 Đặc điểm địa tầ .1 Móng trước Kainozoi .2 Trầm tích Kainozoi .17 CHƢƠNG 3: PHƢƠNG PHÁP ĐÁNH GIÁ ĐỊ .1 Các phương pháp xác định độ trưởng thành nhiệt của vật liệu hữu cơ .1 Độ phản xạ vitrinite %R0 .2 Chỉ tiêu Tmax .3 Chỉ tiêu thời nhiệt TTI .4 Các chỉ tiêu khác .2 Các phương pháp xác định số lượng và thành phần hydrocarbon trong đá mẹ .1 Tổng hàm lượng carbon hữu cơ (TOC) .2 Phương pháp nhiệt phân Rock - Eval .3 Phương pháp xây dựng mô hình địa hóa PetroMod .1 Mô hình độ trưởng thành nhiệt 1D .2 Mô hình trưởng thành nhiệt 2D. 27 CHƢƠNG 4: SỰ PHÂN BỐ ĐÁ MẸ VÀ MÔ HÌNH TRƢỞNG THÀNH NHIỆT LÔ X VÀ KHU VỰC LÂN CẬN BỒN TRŨNG NAM CÔN SƠN .1 Theo các phương pháp truyền thống .1 Đặc điểm đá mẹ tầng Oligocen .2 Đặc điểm đá mẹ tầng Miocen dưới và một phần tầng Miocen giữa .2 Phương pháp mô hình hóa đá mẹ .1 Mô hình trưởng thành 1D .2 Mô hình độ trưởng thành 2D .54 Kết luận và kiến nghị .57 Tài liệu tham khảo .59 Sự phân bố đá mẹ và mô hình trƣởng thành nhiệt lô X và khu vực lân cận trong bồn trũng Nam Côn Sơn 1 CHƢƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ BỒN TRŨNG NAM CÔN SƠN 1.1 Bồn trũng Nam Côn Sơn có diện tích gần 100000 km2, nằm trong 6000’ – 9045’ vĩ độ Bắc và 106000’ – 109000’ kinh độ Đông.

Ranh giới phía Bắc của bồn trũng là đới nâng Côn Sơn, phía Tây và Nam là đới nâng Khorat – Natuna, còn phía Đông là bồn trũng Tƣ Chính – Vũng Mây và phía Đông Bắc là bồn trũng Phú Khánh (Hình 1-1). Độ sâu nƣớc biển trong phạm vi của bồn trũng thay đổi rất lớn, từ vài chục mét ở phía Tây đến hơn 1000m ở phía Đông. Hình 1-1: Vị trí bồn trũng Nam Côn Sơn. Học Viên: Nguyễn Thị Thanh Ngà 1 Sự phân bố đá mẹ và mô hình trƣởng thành nhiệt lô X và khu vực lân cận trong bồn trũng Nam Côn Sơn 1.2 Lịch sử tìm kiếm thăm dò dầu khí Hoạt động tìm kiếm thăm dò dầu khí ở bắt đầu từ những năm 70 của thế kỷ XX.

Đã có hơn 30 nhà thầu dầu khí nƣớc ngoài tiến hành khảo sát gần 80000 km tuyến địa chấn 2D và gần 7000 km² địa chấn 3D, khoan hơn 80 giếng khoan thăm dò, hàng chục giếng thẩm lƣợng và khai thác. Chiều sâu của vỉa dầu khí trong trầm tích Kainozoi đạt tới gần 4600m. Đây là chiều sâu phát hiện dầu khí lớn nhất trên thềm lục địa Việt Nam hiện nay. Các phát hiện ở ời gian qua chủ yếu là khí và condensat.

Chúng đƣợc phát hiện trong tất cả các đối tƣợng: móng nứt nẻ trƣớc Đệ Tam (Đại Hùng, 04-A, Bồ Câu, Gấu Ong), cát kết tuổi Oligocen (Dừa, Hải Thạch, Thanh Long, Nguyệt Thạch, Hƣớng Dƣơng Bắc, Bồ Câu, 12-C), cát kết tuổi Miocen (Đại Hùng, Rồng Đôi, Rồng Đôi Tây, Hải Thạch, Kim Cƣơng Tây, Mộc Tinh, Sông Tiền, Ngựa Bay, Hƣơu Trắng, Đại Bàng, 04-A, Thanh Long, Rồng Bay, Gấu Ong, Ngân Hà, Phi Mã, Cá Pecca Đông, Rồng Vĩ Đại, 12-C, Hải Âu, Đại Nguyệt, Chim Sáo, Cá Rồng Học Viên: Nguyễn Thị Thanh Ngà 2 Sự phân bố đá mẹ và mô hình trƣởng thành nhiệt lô X và khu vực lân cận trong bồn trũng Nam Côn Sơn Đỏ), carbonat tuổi Miocen (Đại Hùng, Lan Tây, Lan Đỏ, Thanh Long, Đại Bàng, Mía, Bạc, Dừa, 04-A, Đại Nguyệt), cát kết tuổi Pliocen (Hải Thạch, Mộc Tinh, Thanh Long, Kim Cƣơng Tây) (Hình 1-2). Trong đó đã phát triển đƣa vào khai thác các mỏ Đại Hùng, Lan Tây – Lan Đỏ, Rồng Đôi – Rồng Đôi Tây, Hải Thạch, Chim Sáo, và một số mỏ nhƣ Cá Rồng Đỏ, Đại Nguyệt, đang đƣợc phát triển để đƣa vào khai thác trong thời gian tới. Ngoài ra còn một số phát hiện đang đƣợc thẩm lƣợng.3 Đặc điểm địa tầng trầm tích Đá móng trƣớc Kainozoi gặp ở các giếng khoan củ thành phần không đồng nhất bao gồm các đá macma và biến chất nhƣ Granit, Diorit thạch anh, Granodiorit và các đá biến chất tuổi Mesozoi. Lịch sử phát triển địa chấ ảnh hƣởng trực tiếp tới môi trƣờng lắng đọng trầ sinh dầu khí của các tầng đá mẹ trong vùng nghiên cứu.

Theo đặc điểm từng loại môi trƣờng, kết hợp với các yếu tố chỉ thị môi trƣờng theo tài liệu giếng khoan, có thể phân ra các đới môi trƣờng tích tụ trầm tích vào từng thời (theo VPI) (Hình 1-3).1 Hệ Paleogen Thống Oligocen, Hệ tầng Cau (E3c) Hệ tầng Cau đặc trƣng bởi các trầm tích lục nguyên phủ bất chỉnh hợp lên đá móng trƣớc Kainozoi không đồng nhất.