Đề tài Thuyết kiến tạo mạng, cơ chế hình thành biển Đông và các bồn dầu khí trên thềm lục địa Miền Nam Việt Nam

Lời nói đầu phần i: Thuyết kiến tạo mảng. Quá trình hình thành biển đông và các bồn trầm tích liên quan trên thềm lục địa nam việt nam. 6 chương 1 : Thuyết kiến tạo mảng 7 i. Sự hình thành thuyết kiến tạo mảng. 7 ii. Cơ chế dịch chuyển của các mảng. 14 iii. Lịch sử của sự di chuyển các mảng : 24 chương 2: Quá trình hình thành biển đông và các bồn trầm tích liên quan trên thềm lục địa miền nam việt nam. 28 i. Quá trình tách giãn hình thành biển đông. 28 ii. Các giai đoạn hình thành, phát triển thềm lục địa việt nam và các bồn trầm tích đệ tam. 32 iii. Phân chia các bồn trầm tích ở việt nam theo quan niệm kiến tạo mảng. 37 phần ii: ảnh hưởng của hoạt động kiến tạo đối với sự hình thành và tích tụ ddầu khí trong các bồn trầm tích trên thềm lục địa miền nam việt nam 40 chương 3 : Bồn trũng cửu long. 41 i. Vị trí địa lý. 41 ii. Lịch sử phát triển cấu trúc khu vực. 43 iii. Quá trình hình thành hydrocarbon. 45 iv. Các hoạt động kiến tạo chính ảnh hưởng đến sự hình thành bẫy chứa. 47 v. đặc tính thấm chứa của đá móng. 52 vi. đặc điểm tầng chắn. 54 vii. Mỏ bạch hổ. 55 viii. Tiềm năng dầu khí bồn trũng cửu long. 64 chương 4 : Bồn trũng nam côn sơn 66 i. Vị trí địa lý. 66 ii. Cấu trúc địa chất. 67 iii. Lịch sử phát triển địa chất. 71 iv. Hệ thống dầu khí bồn trũng nam côn sơn. 73 v. Mỏ đại hùng. 80 vi. Tiềm năng dầu khí bồn trũng nam côn sơn 87 kết luận 89 tài liệu tham khảo 92

doc84 trang | Chia sẻ: banmai | Ngày: 26/03/2013 | Lượt xem: 3267 | Lượt tải: 5download
Bạn đang xem nội dung tài liệu Đề tài Thuyết kiến tạo mạng, cơ chế hình thành biển Đông và các bồn dầu khí trên thềm lục địa Miền Nam Việt Nam, để tải tài liệu về máy bạn click vào nút DOWNLOAD ở trên
Jurassic muộn, phân bố chủ yếu ở vòm Bắc dưới dạng từng đám nhỏ và gặp rải rác ở vòm Trung Tâm. Phức hệ magma này xuất hiện vào thời điểm tác động mạnh mẽ của các hoạt động kiến tạo với các quá trình tách giãn và di chuyển của các mảng. Các đá của phức hệ có thành phần khoáng vôi – kiềm chuyển sang kiềm – vôi. Phức hệ Định Quán có thể được sinh ra trong giai đoạn cuối của quá trình hút chìm của mảng đại dương, dung dịch magma acid yếu Định Quán được dâng lên từ phần dưới của lớp vỏ cố kết lục địa và kết tinh ở độ sâu không lớn : 20 – 25km (đặc trưng bởi tính không đồng nhất các thành phần của phức hệ). Phức hệ Cà Ná có tuổi Cretaceous muộn tương ứng với thời kỳ va chạm mạnh của các mảng thạch quyển (tạo thành vành đai magma dọc theo rìa Đông mảng Đông Nam Á). Các thành tạo của phức hệ phổ biến toàn cấu tạo, đặc biệt tập trung ở vòm Trung Tâm. Tính ưu thế về thành phần kiềm của khoáng vật cho thấy phức hệ được sinh ra trong giai đoạn tắt dần hoạt động của đới hút chìm và phát triển vỏ lục địa với sự có mặt của các đới tách giãn. Dung dịch magma acid Cà Ná xuất hiện từ phần trên của lớp vỏ cố kết lục địa và kết tinh ở độ sâu nhỏ : 15 – 20km. Đi kèm với các xâm nhập là các hoạt động phun trào núi lửa tạo nên các đai mạch gabbro, toleit – basalt, andesite… Hoạt động kiến tạo trong suốt giai đoạn này không chỉ phá huỷ các phức hệ đá magma mà còn tạo ra các hệ thống nứt nẻ trong nó. Tuy nhiên vào cuối giai đoạn này, hầu hết chúng vẫn còn đặc sít với cường độ nứt nẻ thấp. Kết thúc giai đoạn tạo móng trước Cenozoic là quá trình nâng lên của vùng chi phối bởi sự dâng lên của quyển mềm. Palaeocene Hầu hết đá móng vẫn còn ở cận mặt đất và quá trình phong hoá chỉ diễn ra dần dần ở những khối nhô ra. Hoạt động kiến tạo trong giai đoạn này đã tạo ra những đứt gãy mới hướng Đông Bắc – Tây Nam, các nứt nẻ liên quan và vài thể tường cắt qua các đới yếu. Hầu hết các nứt nẻ, đứt gãy, đới dăm kết xuất hiện trong đá móng mỏ Bạch Hổ vào thời kỳ này đều bị bít chặt do sự lấp đầy các khoáng vật thuỷ nhiệt. Eocene – Oligocene Vỏ lục địa bị thoái hoá mạnh do tách giãn và sụt lún hình thành hàng loạt các địa luỹ, địa hào, xảy ra quá trình phá huỷ các vùng núi cao và trầm tích các vật liệu dạng molas ở các địa hào hẹp. Quá trình xoay dịch của khối vào Eocene đã nâng khối đá móng mỏ Bạch Hổ lên mặt đất. Khi phần trên của móng lộ trên mặt đất, chúng bị xói mòn và phong hoá mạnh mẽ bởi các quá trình vật lý, hoá học, bao gồm quá trình thoát trọng, bóc mòn và hình thành một lớp phong hoá có hàm lượng sét cao, có bề dày khác nhau. Các khoáng vật không ổn định bị hoà tan. Từ nứt nẻ hình thành nên những hang hốc mới, đồng thời các nứt nẻ, hang hốc có trước được mở rộng hơn. Ở phần dưới của đá móng, vật liệu cơ học và hoá học tích tụ dọc theo các nứt nẻ, hang hốc có trước qua sự ngấm xuống dưới của nước khí quyển. Kết quả là làm gia tăng độ rỗng và độ thấm ở những đới cao hơn và cũng làm giảm ở những đới thấp hơn trong đá móng. Quá trình tách giãn sau đó tiếp tục phát triển làm cho vỏ lục địa lún chìm sâu hơn, hoạt động sụt lún mạnh dần từ Tây Nam lên Đông Bắc trong phạm vi bồn trũng Cửu Long. Hình thành basalt đới trầm tích kế tiếp nhau : từ tam giác châu chịu ảnh hưởng của sông hồ đến đới trung gian và cuối cùng là đới tam giác châu chịu ảnh hưởng nhiều của biển chứa vật chất hữu cơ Sappropen, đó là nguồn gốc tạo nên tập đá sinh dầu Damolisap. Riêng ở mỏ Bạch Hổ, biên độ sụt lún thay đổi với chiều dày phía Đông lớn hơn phía Tây cấu tạo. Cuối Oligocene, đá móng mỏ Bạch Hổ lại được nâng lên lần nữa do lực nén ép đã tạo ra đứt gãy chờm nghịch chuyển dịch lớn cắt ngang qua đá móng. Sự phá huỷ này đã tạo nên những nứt nẻ có cường độ mạnh nhất ở vòm Trung Tâm. Chính những đứt gãy này và các đới dăm kết liên quan đã chuyển đổi đá móng mỏ Bạch Hổ thành đá chứa có tiềm năng. Ở phần nhô cao, các quá trình phong hoá biến đổi đá vẫn tiếp diễn. Quá trình sụt lún nhanh sau đó đã bao bọc đá móng bằng trầm tích mịn hạt tạo nên tầng chắn hữu hiệu. Hoạt động phun trào magma cũng xảy ra vào thời kỳ này, các thể tường liên quan đến quá trình phong hoá yếu hoặc không bị phong hoá cũng chính là những tầng chắn trong đá móng. Sự kết thúc hoạt động của phần lớn các đứt gãy và bất chỉnh hợp ở nóc trầm tích Oligocene đã đánh dấu sự kết thúc thời kỳ đồng tạo rift. Miocene – hiện tại Sự thay đổi chế độ kiến tạo từ tách giãn sang oằn võng đã dẫn đến sự hình thành lớp phủ mở rộng và kề gối lên các tập đồng tách giãn Oligocene. Các hoạt động đứt gãy đã giảm nhưng phun trào núi lửa vẫn xảy ra ở một số nơi. Cuối Miocene sớm : được đánh dấu bằng biến cố biển tiến mạnh với sự thành tạo tập sét biển chứa Rotalia rộng khắp, tạo nên tầng đánh dấu địa tầng và tầng chắn tuyệt vời cho cấu tạo. Miocene giữa : môi trường biển đã ít ảnh hưởng hơn, môi trường dòng sông tái thiết lập, trầm tích được tích tụ trong điều kiện ven bờ. Cuối Miocene giữa và đặc biệt cuối Miocene muộn, cấu tạo bị nâng lên chút ít song vẫn nằm trong xu hướng là lún chìm và bị chôn vùi. Hiện tượng tái hoạt động trong quá trình oằn võng ở thời kỳ này của các đứt gãy là nguyên nhân cơ bản thúc đẩy quá trình dịch chuyển hydrocarbon vào bẫy. Pliocence – Đệ Tứ : là thời gian biển tiến rộng lớn, trầm tích có chiều dày lớn, có tính ổn định gần như nằm ngang trên các thành tạo trước. Quá trình hình thành tính chất thấm chứa. Với đặc tính thấm chứa nguyên sinh, đá móng được xem là không có triển vọng chứa dầu khí. Tuy nhiên những biến đổi thứ sinh của đá móng là những yếu tố ảnh hưởng quyết định đến tính chất thấm chứa của chúng. Sự hình thành cấu trúc không gian rỗng trong đá móng là do tác động tổng hợp của nhiều yếu tố địa chất khác nhau, bao gồm các quá trình biến đổi chính sau: Quá trình co nén thể tích khi magma đông cứng. Quá trình biến đổi do hoạt động kiến tạo. Quá trình biến đổi do hoạt động nhiệt dịch. Quá trình biến đổi do các hoạt động ngoại sinh. Các quá trình này ở những mức độ khác nhau đã tạo nên độ rỗng trong các đá móng. Tuy nhiên, chỉ có các hoạt động kiến tạo và hoạt động nhiệt dịch mới đóng vai trò đáng kể trong quá trình hình thành không gian rỗng ở các đá móng. Quá trình co nén thể tích khi magma đông cứng. Do tốc độ nguội lạnh không đều nên từ ngoài vào trong thường tạo thành các khe nứt, vi khe nứt, vết rạn thẳng đứng và nằm ngang và đặc biệt nhiều ở lớp vỏ ngoài. Ở cấu tạo mỏ Bạch Hổ, độ lỗ rỗng của granite thường lớn hơn hẳn so với các đá khác. Do mất khí và hơi nên hình thành các lỗ hổng. Quá trình biến đổi do hoạt động kiến tạo. Có thể nói rằng những biến đổi của đá móng đều là kết quả của các hoạt động kiến tạo diễn ra mạnh mẽ trong khu vực, trong đó vòm Trung Tâm bị biến đổi sâu sắc nhất. Hoạt động kiến tạo xảy ra vào thời Jurassic – Cretaceous và kết thúc vào Miocene giữa mà thời kỳ mạnh nhất là Cretaseuos và sau đó là Oligocene. Các đứt gãy và các đới nứt nẻ được thành tạo cùng với các quá trình tạo rift. Các chuyển động kiến tạo nâng hoặc chuyển dịch ngang vào cuối Eocene – Oligocene muộn thường tạo các đứt gãy, các đới vỡ vụn vò nhàu, cà nát dọc theo đứt gãy. Dưới tác dụng của hoạt động kiến tạo thường phần trên bị phá huỷ nứt nẻ nhiều hơn. Ở vòm trung tâm các đứt gãy chính có hướng Đông Bắc – Tây Nam. Ở đây vì mật độ khe nứt, đứt gãy và vi khe nứt cao nên mức độ phá huỷ vỡ vụn của các đá lớn. Do đó, các chuyển động kiến tạo dẫn đến hình thành hàng loạt các kênh dẫn chất lưu và tăng độ thấm. Ở mỏ Bạch Hổ có 2 hệ thống đứt gãy chính : Đông Bắc – Tây Nam và Đông – Tây. Số lượng đứt gãy phá huỷ kiến tạo nhiều nhất được tìm thấy ở tầng móng và trầm tích Oligocene. Người ta chia ra các đứt gãy ra thành các loại : đứt gãy trước Cenozoic, đứt gãy Palaeogen, đứt gãy Neogene. Trong phạm vi mỏ , các đứt gãy hướng Đông Bắc – Tây Nam là các đứt gãy giới hạn cấu tạo đóng vai trò quan trọng. Đó là các hệ thống đứt gãy Palaeogen có độ dài đáng kể và có biên độ lớn, phát triển đồng trầm tích trong suốt thời kỳ Oligocene sớm và phần lớn thời kỳ Oligocene muộn. Tất cả các đứt gãy này đều xuyên vào móng. Các đứt gãy phá huỷ tuổi Neogene không đáng kể, chúng có đường phương theo hướng Đông – Tây và Đông Bắc – Tây Nam, phát triển chủ yếu ở phần trên cận đỉnh cấu tạo. Phát triển song song với đứt gãy là các nứt nẻ kiến tạo, trong thân móng phát hiện hai hệ thống nứt nẻ cắt chéo nhau vào khoảng 60 – 1200. Rất ít mặt nứt nẻ ngang. Chúng phân bố không đều trong thân móng tạo thành những đới nứt nẻ ngang rõ rệt kéo dài, cắt chéo nhau. Chính điểm này quyết định cho sự lưu thông giữa các giếng khoan với nhau. Quá trình biến đổi do hoạt động nhiệt dịch. Quá trình này diễn ra trong đá móng mỏ Bạch Hổ mang tính chất hai mặt, hoặc là làm tăng lên hoặc là làm giảm đi tính thấm chứa của đá móng. Nhưng có thể nói các hoạt động thuỷ nhiệt là một trong những tác nhân tích cực hình thành nên khả năng chứa được sản phẩm của đá móng. Quá trình biến đổi do các hoạt động ngoại sinh. Khi khối magma nhô lên mặt đất suốt thời kỳ Eocene muộn tới gần cuối Oligocene muộn, sẽ chịu tác động của phong hoá bề mặt như gió, nhiệt độ, sóng biển, thuỷ triều, sự hoà tan của các dung dịch hoá chất tự nhiên (acid kiềm). Trong đó quá trình rửa lũa hoà tan trước hết là các khoáng vật ít bền vững nhất của nhóm feldspar, mica kết quả là dẫn đến sự phá huỷ đá gốc, mở rộng thêm các khe nứt và hình thành không gian trống của các hang hốc và làm tăng độ rỗng, độ thấm. Từ đó tạo nên khe nứt và hang hốc mới, thường ở 20 – 30m ngoài cùng. Như vậy, các hoạt động kiến tạo hình thành các khe nứt, đứt gãy, đới vò nhàu, vỡ vụn làm cho tính chất thấm chứa của đá móng được cải thiện rất nhiều. Bên cạnh đó, nhờ hệ thống các khe nứt, đứt gãy này mà quá trình phong hoá và nhiệt dịch xảy ra với cường độ mạnh hơn. Nếu không có quá trình nhiệt dịch (hoà tan các khoáng vật kém bền vững) thì đá chứa chủ yếu là loại nứt nẻ. QUÁ TRÌNH DI TRÚ CỦA DẦU VÀO BẪY. Tham gia vào quá trình sinh dầu là các vật liệu hữu cơ trong trầm tích Oligocene và trầm tích Eocene. Theo mô hình cấu trúc của móng mỏ Bạch Hổ cho thấy : chỉ riêng ở phạm vi vòm Trung Tâm, giới hạn trên của dầu trong đá móng (nóc tầng chứa) là tầng sét dày mang tính khu vực của điệp Trà Tân – Oligocene thượng, tầng sét này nằm trên đá móng. Ở các khu vực còn lại của móng, phủ kề áp lên móng có chỗ là các lớp sét, có chỗ là các tầng cát chứa dầu của Oligocene hạ. Riêng ở phía Tây của vòm Trung Tâm, có chỗ đá móng nằm chồm lên trầm tích Oligocene hạ. Như vậy, khi các đá mẹ Oligocene đã bão hoà dầu và đá móng đã trở thành bẫy chứa đầy tiềm năng thì dầu trong trầm tích Oligocene sẽ thuận lợi di cư vào đá móng. Các hoạt động kiến tạo cũng như các quá trình nhiệt dịch phong hoá đã tạo nên một mạng khe nứt hang hốc trong đá móng. Mạng khe nứt này là khối không gian rỗng có kích thước theo không gian ba chiều : chiều dài, chiều sâu và chiều rộng (khoảng mở của khe nứt). Như vậy thể tích khối đá móng đã được gia tăng, toàn bộ khối thể tích rỗng tăng thêm này đã tạo thành một khối móng khổng lồ có áp suất thấp gây nên áp lực có hướng từ các phía xung quanh vào móng. Mặt khác khi đá mẹ ở đới trưởng thành khí hydrocarbon được sinh ra làm tăng thể tích dẫn đến tăng áp suất và đẩy chúng ra khỏi đá mẹ. Cứ như vậy dầu và nước từ các trầm tích Oligocene hạ sẽ di chuyển dần dần qua mặt bất chỉnh hợp để lấp đầy các khe hở trong khối đá móng bị nứt nẻ hang hốc : dầu với một phần nhỏ nước liên kết sẽ di chuyển vào phần móng nằm ngay bên dưới tầng cát kết bão hoà dầu. Quá trình di cư dầu từ trầm tích Oligocene hạ vào đá móng sẽ dừng lại khi đạt được dự cân bằng thuỷ lực giữa chúng. TIỀM NĂNG DẦU KHÍ BỒN TRŨNG CỬU LONG. Bể Cửu Long được đánh giá là có tiềm năng dầu khí lớn nhất Việt Nam. Việc dầu trong đá móng nứt nẻ ở mỏ Bạch Hổ không những làm thay đổi về sự phân bố trữ lượng và đối tượng khai thác mà còn mở ra quan niệm mới cho việc thăm dò dầu khí ở thềm lục địa Việt Nam. Sản lượng dầu khí được khai thác nhiều nhất ở bồn trũng Cửu Long hiện nay là trong đá móng. Sản lượng dầu khai thác trong đá móng đạt 60% tổng sản lượng khai thác được trong toàn bể. Điều kiện sinh dầu của tầng đá mẹ : Đá mẹ sinh dầu chính là các tập sét thuộc Oligocene với hàm lượng vật chất hữu cơ cao. Vật liệu hữu cơ trong trầm tích Eocene và Oligocene hạ đã qua pha chủ yếu sinh dầu hoặc đang nằm trong pha trưởng thành muộn. Phần lớn vật liệu hữu cơ trong trầm tích Oligocene thường đang trong giai đoạn sinh dầu mạnh, nhưng chỉ mới giải phóng một phần hydrocarbon vào đá chứa. Còn vật liệu hữu cơ của trầm tích Miocene hạ chưa nằm trong điều kiện sinh dầu, chỉ có một phần nhỏ ở đáy Miocene hạ đã đạt tới ngưỡng trưởng thành. Điều kiện đá chứa : Loại đá chứa chính ở bồn trũng Cửu Long là đá móng nứt nẻ trước Đệ Tam, cát kết Palaeogen và cát kết Miocene hạ. Đá móng nứt nẻ, bị phong hoá thuộc nhóm granitoid. Đây là đối tượng chứa dầu khí rất quan trọng ở bồn trũng Cửu Long, độ rỗng nguyên sinh nhỏ, dầu khí chủ yếu được chứa trong các khe nứt là những lỗ rỗng thứ sinh. Đặc tính thấm chứa nguyên sinh của các đá chứa Oligocene hạ là không cao do chúng hình thành trong môi trường lục địa, với diện phân bố hạn chế, bề dày không ổn định, có độ mài mòn và chọn lọc kém. Tuy nhiên, sự biến đổi thứ sinh đã ảnh hưởng đến đặc tính thấm chứa của đá. Còn đặc tính thấm chứa nguyên sinh của đá chứa Miocene hạ thuộc loại tốt do chúng được hình thành trong môi trường ven biển với đặc điểm phân bố rộng và ổn định, các hạt vụn có độ lựa chọn và mài mòn tốt, mức độ biến đổi thứ sinh chưa cao. Độ rỗng thay đổi từ 12 – 24%. Điều kiện tầng chắn : Tầng đá chắn có nhiều tập sét phân bố rộng khắp đơn vị địa tầng, được hình thành trong môi trường vũng, vịnh, tỉ lệ sét rất cao, dày từ hàng chục đến hàng trăm mét. Trong đó, tầng sét Rotalite là tầng chắn khu vực rất tốt với hàm lượng sét 90 – 95%, cỡ hạt <0.001mm. Thành phần khoáng sét chủ yếu là montmorilonite. Ngoài ra còn có các tầng chắn địa phương khá tốt : Tập sét của điệp Bạch Hổ (Miocene hạ). Phần nóc của điệp Trà Tân (Oligocene muộn). Đây là tầng chắn địa phương lớn nhất. Nóc điệp Trà Cú (Oligocene hạ), hàm lượng sét 70 – 80%, khoáng vật chủ yếu là hydromica. CHƯƠNG 4 BỒN TRŨNG NAM CÔN SƠN VỊ TRÍ ĐỊA LÝ. Bồn trũng Nam Côn Sơn có diện tích khoảng 90,000km2, nằm về phía Đông Nam thềm lục địa Nam Việt Nam, kéo dài từ 70 đến 100 vĩ độ Bắc và từ 1080 đến 1100 kinh độ Đông. Bồn trũng nằm ở vị trí giao nhau của hai hệ thống kiến tạo chính, hoạt động theo cơ chế tách giãn Biển Đông. Phía Bắc bồn trũng ngăn cách với bồn trũng Cửu Long bởi đới nâng Côn Sơn, phía Tây Nam ngăn cách với Vịnh Thái Lan bởi khối nâng Khorat, phía Nam ngăn cách với bồn trũng Malaysia bởi vòng cung Natuna. Riêng về phía Đông, bồn trũng còn tiếp tục kéo dài ra vùng nước sâu với sự phát triển mạnh mẽ của các thành tạo đá vôi và được giới hạn bởi dãy nâng ngầm Tư Chính – Vũng Mây. CẤU TRÚC ĐỊA CHẤT. Bồn trũng Nam Côn Sơn có cấu trúc địa chất rất phức tạp. Đá móng trước Đệ Tam không đồng nhất bao gồm : granodiorit, diorite và metamorphic. Phủ trên móng là trầm tích Đệ Tam có chiều dày biến đổi từ hàng trăm đến hàng nghìn mét và được phát hiện ở các giếng khoan thăm dò dầu khí. Cho đến nay cấu trúc địa chất đã có nhiều công trình nghiên cứu, tuy có nhiều cách nhìn nhận khác nhau song về cơ bản đều cho rằng bồn trũng được hình thành từ Eocene – Oligocene và phát triển mở rộng trong Miocene. Quá trình hình thành và phát triển bồn trũng liên quan chặt chẽ với sự tiến hoá của Biển Đông, đặc biệt là rìa Tây – Nam của nó. Các đới cấu trúc chính của bồn trũng Nam Côn Sơn. Trên cơ sở đặc điểm địa chất, cấu trúc, trầm tích và lịch sử phát triển của bồn trũng Nam Côn Sơn trong thời kỳ Đệ Tam, có thể phân ra đới nâng, đới trũng, đới phân dị. Đới phân dị Tây có ranh giới phía Đông là đứt gãy Đồng Nai, có phương á kinh tuyến cắt qua toàn bộ những lô 19, 20,21,22. Bề mặt móng của đới có xu hướng nghiêng dần về phía Đông từ 1 - 4 km. Sụt nghiêng và có xu thế sâu dần về phía Đông, là kết quả của những hoạt động các đứt gãy, chủ yếu là đứt gãy Đồng Nai và đứt gãy Hậu Giang. Đứt gãy Hậu Giang cắt qua những lô 27, 28, 29 và là ranh giới của phụ đới phân dị Tây. Trên cánh Tây, dọc theo những đứt gãy á kinh tuyến có nhiều trũng hẹp, sâu kéo dài. Trên cánh Đông (cánh nâng) tồn tại một số cấu tạo lồi bán vòm phát triển từ móng (ở lô 21 và 22). Toàn bộ đứt gãy á kinh tuyến đã khống chế hướng cấu trúc chính của đới phân dị Tây. Lớp phủ Cenozoic có thể lên tới 5,000m tại những trũng gần đứt gãy Hậu Giang, nơi có thể gặp toàn bộ các phân dị địa tầng của mặt cắt trầm tích Cenozoic. Trên đỉnh dãy nâng đứt gãy Hậu Giang vắng mặt thành tạo Oligocene. Đới phân dị Bắc kề với đới nâng Côn Sơn. Phía Bắc và Tây Bắc là đứt gãy Đồng Nai, phía Nam và Đông Nam gồm một số đứt gãy phát triển dọc theo rìa những trũng sâu, phía Nam có thể lấy đường đẳng sâu 4,000 – 4,500m làm ranh giới. Đặc trưng cấu trúc của đới là chịu sự khống chế của những đứt gãy rìa có hướng gần như Đông Bắc – Tây Nam và có sự sụt bậc theo xu thế từ Tây Bắc xuống Đông Nam. Đới nâng Dừa tiếp cận với Natuna, nằm ở phần Nam của bồn trũng gồm một phần của những lô 12 và 06. Trong phạm vi đới, chủ yếu phát triển các đứt gãy theo phương á kinh tuyến và á vĩ tuyến. Những đứt gãy này có biên độ thẳng đứng từ vài trăm mét đến 1 – 2 km. Những đới trũng của bồn trũng Nam Côn Sơn phân bố chủ yếu trong trũng của trung tâm bể, trong đó phần lớn địa hào và bán địa hào chịu sự khống chế của các đứt gãy và sự sụt lún sâu của khối móng. Ranh giới ngăn cách giữa các trũng thường là những khối nhô cao móng hay là địa luỹ bên trong bồn trũng. Tính đa dạng của các trũng phản ánh sự phức tạp của quá trình tách giãn để hình thành bồn trũng Nam Côn Sơn. Hình thái và kích thước của chúng phụ thuộc vào vị trí so với trục tách giãn chính trong giai đoạn hình thành bồn trũng. Có thể phân thành một số cấu trúc âm của bồn trũng như sau : trũng Bắc, trũng Trung Tâm và trũng Nam. Các hệ thống đứt gãy. Hệ thống đứt gãy gần phương Bắc – Nam (hay á kinh tuyến). Chủ yếu gặp ở đới phân dị Tây, phụ thuộc đới nâng cận Natuna. Những đứt gãy này thường có chiều dài lớn, biên độ thẳng đứng từ vài trăm mét đến nghìn mét, một số đứt gãy có biên độ đạt tới 2.000 – 4.000 m. Những đứt gãy đặc trưng cho hệ thống đứt gãy này bao gồm : đứt gãy Hậu Giang, đứt gãy Đồng Nai, đứt gãy Sông Hồng. Đứt gãy Hậu Giang phát triển theo phương gần Bắc Nam dọc các lô 27, 28, 29, có mặt trượt nghiêng về phía Tây. Trên cánh nâng phát triển một số cấu tạo lồi bán vòm kề áp đứt gãy. Trong phạm vi lô 28 và 29, phát triển một số dạng trũng hẹp, dạng bán địa hào (ở phần cánh sụt của đứt gãy). Đứt gãy ở ranh giới phía Đông của phụ đới rìa phía Tây. Đứt gãy Đồng Nai phát triển qua các lô từ lô 18 đến lô 22, có mặt trượt nghiêng về phía Tây, biên độ thẳng đứng từ vài trăm mét đến vài nghìn mét. Dọc theo cánh sụt cũng phát triển một số trũng hẹp sâu. Đứt gãy là ranh giới phân cách đới phân dị Tây với những đới khác của bể. Đứt gãy Sông Hồng phát triển dọc các lô 12, 13, 14, có mặt trượt nghiêng về phía Đông, biên độ dịch chuyển từ vài trăm mét đến 2,000m (vùng cấu tạo Hồng). Những đứt gãy á kinh tuyến thường có độ sâu phân bố lớn (vào móng), chúng hoạt động mạnh vào thời kỳ Oligocene, đây là giai đoạn rift mạnh mẽ nhất, và là những đứt gãy đồng trầm tích, chỉ một số đứt gãy phát triển đến tận Miocene muộn. Hệ thống đứt gãy phương Đông Bắc – Tây Nam. Chủ yếu phân bố ở đới phân dị Bắc, phụ đới trũng Bắc và là cấu trúc đặc trưng cho các đới, phụ đới này. Chúng thường là những đứt gãy có chiều dài nhỏ hơn so với hệ thống đứt gãy Bắc – Nam (á kinh tuyến). Biên độ của chúng từ vài trăm mét đến hơn nghìn mét. Nhìn chung các đứt gãy Đông Bắc - Tây Nam đều có mặt trượt nghiêng về phía Đông Nam, tạo nên sụt bậc nhanh từ nâng Côn Sơn tới trung tâm bồn trũng hay về trung tâm phụ đới trũng Bắc. Dọc theo các đứt gãy của hệ thống này gặp một số cấu tạo lồi dạng bán vòm kề áp với đứt gãy. Hệ thống đứt gãy Đông Bắc – Tây Nam phát triển rất sớm, trước Oligocene và tiếp tục hoạt động cho tới tận Miocene muộn, một số ít tới Pliocence – Đệ Tứ, như các đứt gãy lân cận cấu tạo 04 – A. Hệ thống đứt gãy phương gần Đông – Tây (hay á vĩ tuyến). Là những đứt gãy nhỏ, ít phổ biến nhưng chúng có thể có mặt ngay sau khi hình thành bồn trũng hoặc sớm hơn, chúng hầu như ngưng nghỉ vào thời kỳ Miocene sớm – giữa, đây là thời kỳ sau tạo rift. Đặc trưng cho hệ thống đứt gãy này có đứt gãy rìa Bắc nâng Mãng Cầu, là ranh giới với phụ đới nâng Dừa – cận Natuna, có biên độ từ 500 – 1000m. Ngoài ra còn gặp một số đứt gãy có phương Đông – Tây phân bố ở lô 05 và 21. Trong phạm vi Nam Côn Sơn còn thấy phát triển các đứt gãy phương Tây Bắc – Đông Nam, á kinh tuyến… Nhưng nhìn chung, chúng có quy mô nhỏ và thường là những cấu trúc làm phức tạp các đới và phụ đới của bồn trũng. LỊCH SỬ PHÁT TRIỂN ĐỊA CHẤT. Bồn trũng Nam Côn Sơn phát triển trước Đệ Tam, là kết quả của quá trình tách giãn đáy Biển Đông. Giai đoạn trước Đệ Tam. Biến cố đầu tiên ở khu vực Nam Côn Sơn là chuyển động tạo núi Indosini xảy ra trong suốt Mesozoic muộn (Jurassic – Cretaceous) liên quan đến sự va chạm và hội tụ của các mảng lớn trong khu vực. Tiếp theo là sự hội tụ các lục địa hình thành ở rìa Đông Nam lục địa Âu Á, cung magma kéo dài từ Nam Việt Nam đến Đông Bắc Trung Quốc. Do đó móng của bồn trũng là một phần của đới va chạm. Giai đoạn Palaeogen. Vào đầu Đệ Tam, toàn bộ Sundaland có lẽ là thời kỳ san bằng kiến tạo. Do ảnh hưởng của pha kiến tạo Biển Đông, toàn khu vực chịu sự chi phối của trường ứng suất tạo rift. Quá trình tách giãn tạo rift đã hình thành các đứt gãy cắt sâu vào móng tạo nên các địa hào, bán địa hào ban đầu của bồn trũng kéo dài theo hướng Đông – Tây. Chính vì thế mà các thành tạo Palaeogen ở phía Tây bồn trũng móng có bề dày biến đổi mạnh theo bình đồ, cũng có khi vắng mặt phía Tây và dày hàng nghìn mét ở phía Đông. Cuối Oligocene, toàn bồn trũng bị nâng lên, chấm dứt giai đoạn thành tạo bồn trũng thể hiện qua mặt bất chỉnh hợp ở nóc Oligocene. Giai đoạn Miocene sớm. Sang đầu Miocene toàn vùng bị hạ thấp dần, biển tiến trên toàn bồn trũng từ hướng Đông sang Tây, các thành tạo lục nguyên tướng biển nông và biển ven bờ được bồi đắp, hệ tầng này được xếp vào hệ tầng Dừa. Giai đoạn này được xếp vào giai đoạn oằn võng mở rộng bể. Giai đoạn Miocene giữa – muộn. Vào Miocene giữa, toàn bộ bồn trũng tiếp tục bị sụt lún, biển tiến mạnh, tích tụ trầm tích tướng biển, và được xếp vào hệ tầng Thông – Mãng Cầu. Từ cuối Miocene giữa và đầu Miocene muộn xảy ra các chuyển động nghịch đảo, đặc biệt phía Bắc bồn trũng hình thành khối nâng Mãng Cầu kéo dài về phía Đông, Đông Bắc, ngăn cách hẳn trũng Bắc và trũng trung tâm, phương của cấu trúc là á kinh tuyến và phương Đông Bắc – Tây Nam. Đến cuối Miocene muộn, toàn bồn trũng lại nâng lên và biển lùi về phía Đông, kết thúc giai đoạn oằn võng. Các chuyển động kiến tạo cuối Miocene mang tính rộng lớn toàn Biển Đông và đây là thời kỳ hoàn thiện một loạt bẫy cấu trúc của nhiều bồn trũng Đệ Tam. Giai đoạn Pliocence – Đệ Tứ. Đây là giai đoạn biển mở, phát triển ở thềm lục địa không chỉ ở bồn trũng Nam Côn Sơn mà còn ở nhiều bồn trũng Cenozoic khác trong toàn vùng. Biển tiến ồ ạt phủ ngập các đới nâng Côn Sơn, Khorat – Natuna, bình đồ cấu trúc của bồn trũng không còn mang tính kế thừa của giai đoạn trước, chúng có xu hướng nghiêng dần về phía Biển Đông, các thành tạo tướng biển được lắng đọng và được xếp vào hệ tầng Biển Đông. HỆ THỐNG DẦU KHÍ BỒN TRŨNG NAM CÔN SƠN. Tiềm năng dầu khí của một cấu trúc có triển vọng thông thường được đánh giá qua các yếu tố: khả năng sinh, khả năng chứa, và quá trình dịch chuyển hydrocarbon vào các dạng bẫy thích hợp. Ngoài ra, yếu tố không gian và thời gian địa chất cũng không thể bỏ qua trong quá trình hình thành các tích tụ dầu khí này. Tập hợp tất cả các yếu tố trên tạo nên một hệ thống dầu khí. Tầng sinh. Những mẫu thu được từ các giếng khoan qua các phương pháp phân tích tổng hàm lượng carbon hữu cơ ( TOC ), phân tích độ phản xạ vitrinit… có thể đánh giá tiềm năng hydrocarbon của trầm tích thuộc bồn trũng Nam Côn Sơn. Đá mẹ TOC (%) S2 (kg/T) S1 (kg/T) Nghèo 0.0 – 0.5 < 2 < 0.4 Trung bình 0.5 – 1.0 2 – 3 0.4 – 0.8 Tốt 1.0 – 2.0 3 – 5 0.8 – 1.6 Rất tốt 2.0 – 4.0 5 – 10 1.6 – 3.2 Cực tốt > 4.0 > 10 > 3.2 Đánh giá độ giàu vật chất hữu cơ của đá mẹ theo %TOC, S2, S1. Ngoài ra, người ta còn dựa vào chỉ số hydrocarbon (HI) để xác định loại vật chất hữu cơ. HI dùng để xác định chất lượng đá mẹ và phân loại nguồn gốc vật liệu hữu cơ sinh dầu. HI (mg/g) Loai vật chất hữu cơ Loại đá mẹ < 200 III Sinh khí 200 – 400 III Sinh khí và dầu 400 – 550 II Sinh dầu và khí > 550 I Sinh dầu Phân loại vật chất hữu cơ dựa vào HI Bồn trũng Nam Côn Sơn đá mẹ có tuổi Oligocene và Miocene đã được xác định, sự phân bố của đá mẹ này không liên tục và thường tập trung ở những trũng địa phương. Đá mẹ tuổi Oligocene Vào Oligocene, quá trình tách giãn phát triển làm cho bể Nam Côn Sơn bị lún chìm mạnh, và các trầm tích sét tuổi Oligocene được chôn vùi. Đá mẹ tuổi Oligocene bao gồm những lớp sét có màu xám đến tối đen xen kẽ với những lớp sét than chứa hàm lượng vật chất hữu cơ cao. Hàm lượng TOC trung bình của các trầm tích Oligocene ở bồn trũng Nam Côn Sơn thay đổi theo dải rất rộng, từ 0.73 – 4%, đặc biệt trong những lớp sét than hàm lượng TOC rất cao từ 4.83 – 7.91%. Nhìn chung tiềm năng vật chất hữu cơ của trầm tích Oligocene khá cao. Giá trị S2 rất nghèo thấp hơn 2kg/T ở những lớp sét than, giá trị S2 cao nhất đạt 13.7kg/T. Chỉ số HI thay đổi từ 95 – 440mg/g do đó đá mẹ tuổi Oligocene được đặc trưng bởi nhiều loại kerogen nhưng chủ yếu là kerogen loại III có khả năng sinh khí. Do vậy khả năng sinh của trầm tích tuổi Oligocene rơi vào loại tốt, khí được tạo ra là chủ yếu. Với diện tích phân bố rộng, tầng trầm tích Oligocene tạo nên nguồn khí rất lớn và quan trọng trong bồn trũng Nam Côn Sơn. Đá mẹ tuổi Miocene Miocene dưới Quá trình tách giãn tiếp tục hoạt động nên vật liệu trầm tích mịn tiếp tục được tích tụ. Trầm tích Miocene dưới rất giàu vật chất hữu cơ, đặc biệt là các lô 21, 12, 04. Qua các mẫu phân tích cho thấy có hàm lượng TOC cao nên lượng S2 cũng cao với thành phần gồm sét than. Có TOC từ 0.68 – 3.53% đối với tập sét và từ 1.38 – 68.5% ở lớp than, lượng S2 từ 1.25 – 4.28kg/T. Tất cả những điều đó cho thấy khả năng sinh thành hydrocarbon khá tốt ở tầng trầm tích này. Miocene giữa Vào thời kỳ này hoạt động biển tiến mạnh, đá mẹ tuổi Miocene giữa là những tập sét kết màu xám xen kẽ với những lớp bột kết có hàm lượng TOC cao hơn 0.5% và giá trị S2 thấp hơn 2kg/T nên được xem là đá mẹ có tiềm năng sinh hydrocarbon kém. Việc nghiên cứu các mẫu cho thấy phần lớn phía Tây Nam bồn trũng có một số tầng sét than có xu hướng tạo thành dầu khí. Các trầm tích hạt mịn gặp tại giếng khoan thuộc lô 14 rất giàu vật chất hữu cơ và có khả năng sinh khí cao. Miocene trên Đây là tầng nghèo vật chất hữu cơ, TOC có giá trị thấp khoảng 0.3%, ngoại trừ tại giếng 29A – 1X hàm lượng TOC 0.87% với Tmax3500C, lượng S2 cũng rất thấp, HI cao nhất 300mg/g. Cho nên tầng Miocene muộn là tầng nghèo vật chất hữu cơ không có khả năng sinh dầu khí. Tóm lại ở Miocene chỉ có Miocene giữa và Miocene dưới có khả năng sinh dầu khí. Tầng chứa. Đá chứa trong bồn trũng Nam Côn Sơn có thể được phân loại theo kiểu sau đây: Móng granite phong hoá Giếng 28A – 1X và nhiều giếng khác ở mỏ Hướng Dương đã khoan vào móng cho thấy sự có mặt của đới phong hoá, nứt nẻ granite. Biểu hiện dầu khí đã thấy trong móng của giếng HD – 2X và dầu được lấy lên trong quá trình thử vỉa phần móng của giếng HD – 8X. Cát kết tuổi Oligocene – Miocene Là đối tượng chứa tốt với độ rỗng thay đổi từ 18 – 27% đã được chứng minh ở mỏ Hướng Dương, cấu tạo Thanh Long và trong những cấu tạo khác thuộc bể Nam Côn Sơn. Môi trường thành tạo cát kết chủ yếu là cát kết sông ngòi ven bờ và biển nông. Chiều dày của các vỉa cát thay đổi từ 2m – 30m trung bình 10m cho những mỏ Hướng Dương và Thanh Long. Đá vôi tuổi Miocene Đây là đối tượng chứa tốt đã được chứng minh trong bể Nam Côn Sơn như mỏ Hướng Dương, cấu tạo Thanh Long. Đá vôi ở đây thành tạo chủ yếu trong môi trường nóng ẩm gồm những thể ám tiêu san hô, carbonat dạng hạt to và trung bình. Cát kết tuổi Pliocence Tập cát kết này nằm phần nông lát cắt và có thể phát hiện được trên mặt cắt địa chấn. Giếng Thanh Long – 1X đã phát hiện được vỉa cát kết chứa dầu dày 6m là một khích lệ lớn cho việc tìm kiếm dầu khí trong đối tượng này. Tầng chắn. Để nghiên cứu đặc điểm và đánh giá khả năng chắn của đá chắn ở bồn trũng Nam Côn Sơn, chúng ta dựa vào các cơ sở sau : Thành phần khoáng vật sét, điều kiện thành tạo và mức độ đồng nhất. Mức độ biến đổi thứ sinh. Bề dày tầng chắn. Mức độ bảo tồn bề dày. Theo kết quả nghiên cứu địa chất, địa vật lý ở bồn trũng Nam Côn Sơn thì đá sét được xem là tầng chắn tốt đối với dầu và khí. Các tập sét thành tạo tuỳ thuộc vào môi trường trầm tích, vị trí bể, thành phần, tính chất, biến đổi thứ sinh mà trở thành tầng chắn ở mức độ khác nhau. Trong trầm tích Oligocene : các lớp sét có chiều dày khoảng 30m, độ liên kết tốt, đá có tính mịn dẻo chứa các khoáng vật sét tan trong nước, trương nở, thành phần sét cao khoảng 85%, chứa các khoáng vật trương nở như montmorilonite là 5 – 10%, hỗn hợp hydromica – montmorilonite là 5 – 8%. Từ các đặc điểm này cho thấy trong trầm tích Oligocene khả năng chắn tốt. Trong trầm tích tuổi Miocene sớm : tỉ lệ sét và cát không cao, chiều dày các vỉa sét mỏng và lượng bột tương đối cao từ 15 – 30%, diện tích phân bố hẹp và ít khoáng vật sét trương nở làm cho khả năng chắn giảm đi trong trầm tích này. Đi về phía Đông, gặp nhiều hỗn hợp hydromica – montmorilonite hơn nên làm tăng khả năng chắn dầu khí của các tập sét. Song cũng chỉ ở mức độ địa phương ngăn cách bởi các tập sản phẩm. Trong trầm tích Miocene trung : các lớp sét trong địa tầng dày hơn, sét có tính dẻo, mềm, tan rửa trong nước. Do vậy, các tập sét này cũng đóng vai trò là một tầng chắn, có độ dày lớn và diện phân bố rộng. Trong trầm tích Miocene muộn : do sự lún chìm mạnh ở Biển Đông, khả năng chắn của các tập sét là tương đối. Các tập sét ở đây đóng vai trò là tầng chắn khu vực. Trong trầm tích Pliocence – Đệ Tứ : là thời kỳ biển mở, các tập sét dày hàng trăm mét, phân bố khắp bồn trũng Nam Côn Sơn có tính chất như sau : hạt mịn, hàm lượng cát bột ít, có khả năng hút nước và trương nở cao. Thành phần khoáng vật chủ yếu là kaolinite, chlorite và các khoáng vật trương nở. Với tính chất như vậy, các tập sét này trở thành tầng chắn khu vực tốt. Càng về phía Tây, khả năng chắn kém hơn. Quá trình dịch chuyển. Có nhiều yếu tố chi phối quá trình dịch chuyển của dầu, nhưng yếu tố quan trọng là áp suất, sau đó đến sự vận động của nước dưới đất, vận động kiến tạo. Theo chiều tăng của độ sâu, áp suất tăng dần với giá trị 4000psi (ở 2000m) đến 6000psi (ở 5000m). Sự tăng dần áp lực theo độ sâu trên sẽ tạo ra sự chênh lệch áp và hydrocarbon sẽ dịch chuyển từ nơi có áp sấut cao đến nơi có áp suất thấp hơn. Đó chính là xu thế dịch chuyển theo phương thẳng đứng của hydrocarbon. Trong quá trình hình thành bồn trũng Nam Côn Sơn, do sự chi phối của các vận động kiến tạo, bồn trũng Nam Côn Sơn bị phân cắt mạnh bởi hệ thống đứt gãy thuận hướng Đông Bắc – Tây Nam, có chiều sâu khá lớn, cắt sâu vào móng và có dấu hiệu dịch chuyển ngang, một vài đứt gãy hướng Đông – Bắc tiếp tục hoạt động và có xu hướng tách ra khỏi khối nâng trung tâm. Chính những đứt gãy này là con đường khá thuận lợi cho sự dịch chuyển hydrocarbon. Vào cuối Oligocene, do hoạt động nâng lên, ở một số nơi trầm tích Oligocene bị bào mòn và tạo ra bất chỉnh hợp giữa Oligocene và Miocene. Cùng thời kỳ ấy, trầm tích Oligocene và Miocene dưới đã hình thành các tập trầm tích cát kết hạt thô xen lẫn bột kết và sét kết. Tập cát kết này có độ rỗng và độ thấm tốt, vì thế hydrocarbon có thể dịch chuyển từ tầng đá mẹ Oligocene lên tầng chứa này. Các dạng bẫy chứa. Khi dầu được sinh ra từ đá mẹ, chúng sẽ bắt đầu quá trình dịch chuyển và đi vào các bẫy chứa thích hợp. Bẫy chứa ở đây tồn tại với nhiều dạng cơ chế thành tạo khác nhau, nhưng tác nhân chính ảnh hưởng đến sự hình thành bẫy chứa là các hoạt động kiến tạo. Có các loại bẫy chứa sau : Bẫy khép kín cánh treo của đứt gãy. Bẫy khép kín đứt gãy dạng nếp lồi cuộn. Bẫy khép kín đứt gãy trên khối móng nhô cao : đây là một dạng bẫy địa tầng. Bẫy khép kín cánh sụt của đứt gãy. Bẫy khối đứt gãy nghiêng. MỎ ĐẠI HÙNG. Mỏ Đại Hùng nằm trong lô 05 – 1 cách Vũng Tàu 262km về phía Đông Nam. Mỏ Đại Hùng nằm trong bồn trũng Nam Côn Sơn, một bồn trũng rộng lớn tương đối phức tạp, phần lớn được lấp đầy bởi các trầm tích có tuổi từ Eocene (?), Oligocene cho đến Đệ Tứ và được đặc trưng bằng các trũng sâu và các đới nâng xen kẽ. Cấu tạo Đại Hùng nằm dưới đới nâng Mãng Cầu cạnh đới trũng trung tâm về phía Đông Nam của bể. Chiều dày trầm tích Đệ Tam từ 1000 – 8000m tạo nên vùng sinh dầu có tiềm năng lớn. Đặc điểm cấu trúc mỏ Đại Hùng. Khối nâng Côn Sơn là một đơn vị địa kiến tạo lớn đặc trưng bởi hoạt động tách giãn bắt đầu từ Palaeogen. Trong cấu trúc của khối nâng là những đứt gãy lớn có hướng á kinh tuyến. Kết quả của quá trình tách giãn đã tạo nên khối nâng dạng địa luỹ. Cấu tạo Đại Hùng nằm trên đới nâng Mãng Cầu, phát triển theo hướng Đông Bắc, thuộc bồn trũng Nam Côn Sơn. Trên bình đồ cấu trúc mỏ có dạng bán vòm, kéo dài theo hướng Đông Bắc – Tây Nam. Ở phía Đông mỏ được giới hạn bởi hai đứt gãy lớn chạy theo phương Đông Bắc – Tây Nam, còn ở phía Tây là đứt gãy lớn F1 đổ về phía Tây Bắc. Cấu trúc địa chất mỏ phản ánh đầy đủ nhất tại mặt phản xạ địa chấn H80 (nóc tập carbonat), cho thấy mỏ mở rộng về phía Tây Bắc, vát nhọn về phía Nam. Ở phía Đông là các khối sụt lớn được phân cắt bởi đứt gãy F6, F7 có biên độ lớn hơn 1000m. Hai đứt gãy này chạy dọc theo phía Đông của cấu tạo, gặp nhau tạo thành mũi nhô kín tại vị trí giếng khoan 05DH – 2. Bề mặt móng nông nhất là 2520m ở phần trung tâm phía Đông của mỏ. Đặc điểm cấu trúc chi tiết của mỏ được thể hiện như sau : Bình đồ cấu trúc móng : Móng Đại Hùng là một khối nhô bị phân cắt mạnh liệt bởi các đứt gãy, cao nhất là ở khu vực giếng khoan 05DH – 2 và thấp dần về phía Tây. Ở phía Nam (khu vực giếng 05DH – 1) móng nhô khá cao, đứt gãy F12 làm nhiệm vụ phân chia vùng này với vùng trung tâm, bản thân vùng này cũng bị chia cắt thành nhiều khối nhỏ bởi các đứt gãy. Tầng cấu trúc Miocene sớm : Trên bản đồ cấu tạo, tầng H100 khép kín ở phần phía Bắc và phía Tây theo đường đẳng sâu 2500m. Do sự hoạt động và dịch chuyển của các đứt gãy F6, F7 làm cho diện tích khối L bị thu hẹp lại. Khối N được tạo nên là do phần trung tâm của đứt gãy F12 bị đứt gãy F6, F7 cắt qua, dọc theo rìa đứt gãy F1 ở cánh phía Tây là những vòm đứt gãy khép kín do sự phân cắt của đứt gãy F1 tạo nên. Đối với tầng H90 cấu tạo vẫn khép kín ở phía Bắc và Tây Bắc với đường đẳng sâu 2800m. Khối F là sự giao nhau của đứt gãy F1 và F6 ở phía Nam còn phần trung tâm của mỏ có dạng một nêm lớn cắm về phía Nam. Tầng cấu trúc Miocene giữa : Hình dạng của tầng này trên bản đồ cấu trúc khá bình ổn, chủ yếu là các thành tạo trầm tích carbonat, tại khu vực giếng khoan 05DH – 2 vắng mặt lớp trầm tích này. Trong tầng này hoạt động đứt gãy giảm dần về biên độ và số lượng. Tầng cấu trúc Miocene muộn : Trên bình đồ cấu tạo tầng H30 cho thấy mỏ Đại Hùng được mở rộng và khá bằng phẳng về phía Tây – Tây Nam, các đứt gãy nghiêng thoải dần về phía Bắc. Các hoạt động đứt gãy ở phần trung tâm phía Tây cấu trúc giảm dần và chấm dứt vào cuối Miocene. Đặc điểm đứt gãy và sự phân khối : Hệ thống đứt gãy chính : Trong hệ thống mỏ Đại Hùng các hệ thống đứt gãy phát triển khá phức tạp. Hệ thống đứt gãy phát triển chủ yếu theo 3 hướng sau : Hướng Đông Bắc – Tây Nam : chủ yếu là các đứt gãy thuận tạo nên cấu trúc khối dạng bậc thang của mỏ. Phát triển theo hướng này gồm có các đứt gãy F1, F2, F3, F6, F7, F9. Hướng Đông – Tây : phát triển thao hướng này chỉ có đứt gãy F8 và một phần của đứt gãy F7. Hướng Đông Nam – Tây Bắc : gồm có các đứt gãy F4, F5, F13 và một phần của đứt gãy F7. Các đứt gãy F1, F7, F8 là các đứt gãy chính, chạy dọc theo cách Đông và cánh Tây tạo nên hình dáng khối nhô của mỏ. Hai đứt gãy F1 và F7 tạo thành mũi nhô tại giếng khoan DH2. Đứt gãy F8 phân cách phần phía Nam với trung tâm phía Bắc của mỏ. Sự phân khối và đặc điểm của chúng : Dựa trên sự phân bố của các đứt gãy, qua kết quả phân tích số liệu áp suất vỉa theo tài liệu RFT ở các giếng khoan trong phạm vi móng, ta thấy mỏ Đại Hùng có 3 khối lớn : Cánh phía Tây, cánh sụt phía Đông và phần trung tâm với những đặc điểm như sau : Phần trung tâm có các khối sau : Khối 6X được giới hạn bởi các đứt gãy F8 ở phía Nam, F7, F13 tương ứng ở phía Đông và Tây. Trong khối này có hai khối riêng là M và C. Khối D (4X) : nằm ở phần trung tâm của mỏ giữa các đứt gãy F3, F8, F9, F5. Đây là khối lớn với kích thước 2km x 4km ở móng. Khối H (5X) : nằm về phía Tây khối D và phân chia với khối này bởi một số đứt gãy không lớn lắm. Kết quả nghiên cứu RFT cho thấy khả năng thông nhau của khối D, H, N từ tầng H100 trở lên. Khối K và J (1P) : có hình dạng dải bị phân chia bởi các đứt gãy F2, F3, F4, F7. Theo BHP thì khối này được chia thành hai khối nhỏ là K và J, trên đĩa chấn có thể thấy sự thông nhau của K và J. Khối L (DH – 2) : là khối cao nhất về mặt cấu tạo phân cách với khối K và J bởi đứt gãy F2 và có biên giới Đông là các đứt gãy F6, F7. Diện tích của khối tăng dần từ trên xuống dưới do hướng đổ của các đứt gãy. Khối N và G : có cùng ranh giới phía Đông là đứt gãy F11. Các khối phía Tây Nam : bao gồm khối F (DH1), B (8X), A, T, U, V, và Z. Việc phân chia các khối ở khu vực này chỉ là tạm thời. Ở phần phía Đông : có diện tích tương đối lớn ( khối A ) với sự mở rộng của nó lên phía Bắc do sự yếu dần và mất đi của đứt gãy F12 về phía Đông. Trên sơ đồ phân khối mỏ có nhiều đứt gãy nhỏ chạy theo hướng Đông Bắc chia phần phía Nam ra nhiều dải hẹp. Lịch sử phát triển địa chất mỏ Đại Hùng. Giai đoạn Miocene sớm : Quá trình lắng đọng vật liệu trầm tích liên tục trong khu vực mỏ bắt đầu hình thành từ Miocene sớm, do quá trình sụt lún khu vực về phía Đông Nam của mỏ. Theo hướng này thì việc tích tụ vật liệu trầm tích lục nguyên tuổi Miocene sớm phát triển theo bậc, chính vì sự sụt lún này mà trong khu vực mỏ phát triển mạnh và thay đổi rất lớn về phía Đông Nam (chiều dày trầm tích lục nguyên điệp Thông – Mãng Cầu và Dừa thay đổi từ 448 đến 868 m). Thành phần cát trung bình 50 – 70%. Giai đoạn Miocene giữa : Trong Miocene giữa thay đổi về phía Đông Bắc. Ở phía Tây do sự hoạt động của đứt gãy F1 làm cho chiều dày của điệp Thông – Mãng Cầu tăng lên. Việc hình thành hệ thống đứt gãy trong Miocene giữa liên quan đến việc tăng cường độ sụt lún xảy ra đối với các địa luỹ đã tồn tại trước đó theo hướng Tây Bắc. Giai đoạn Miocene muộn : Vào Miocene muộn, các trầm tích đá vôi phủ dần lên từ Tây Bắc đến Đông Nam, chúng phủ biển tiến lên trầm tích hạt vụn nằm bên dưới, hướng của các đứt gãy F6, F7 hình thành trong giai đoạn này theo hướng Đông Bắc. Trên bình đồ địa mạo quan sát thấy một số khối nâng địa phương, có các khối nâng ở phía Đông Bắc bị bào mòn từng phần với cường độ lớn, chiều dày từ 50–400m. Trong giai đoạn này bồn trũng Nam Côn Sơn bị sụt lún mạnh làm cho trầm tích của điệp Thông bị bóc mòn. Kết quả của quá trình bóc mòn tạo ra hoạt động mạnh mẽ của sinh vật sống trên các đới nâng nằm trên mực nước biển dẫn đến sự thành tạo các tầng đá vôi sinh vật, cũng như sự tích tụ vật liệu trầm tích được vận chuyển ra từ sông Mêkông làm cho bề dày trầm tích ở đây dày hơn so với khu vực khối nâng. Phần nâng cao nhất là ở khu vực khối L bao gồm các đá chứa sét, cát điệp Thông và Dừa, điệp Mãng Cầu cũng được hình thành trong giai đoạn này. Cũng trong giai đoạn này các bẫy chứa dạng kiến tạo dọc theo phần phía Đông mỏ cũng được hình thành và được phát hiện bằng tài liệu địa chấn ở gần các đứt gãy F6, F7. Ở các khu vực đáy của khối nâng L có các điều kiện cổ địa lý rất tốt cho sự thành tạo và phát triển các khối đá vôi san hô. Việc có một khối lượng lớn các vật liệu bào mòn và đá vôi ở cánh phía Đông của mỏ là do quá trình phá huỷ các khối san hô xảy ra trong vùng nâng cao nhất của mỏ Đại Hùng (khu vực giao của F6, F7), hoặc có thể là do sự thay đổi quá nhanh của mực nước biển và của quá trình bóc mòn. Chỉ trong một thời gian rất ngắn (thời gian địa chất) – giai đoạn Miocene muộn – đã xảy ra một số thời kỳ gián đoạn trầm tích cũng như việc thay đổi nhanh môi trường trầm tích. Do vậy các tích tụ mang tính chu kỳ các vật liệu sét trong quá trình tích tụ cánh phía Đông mỏ Đại Hùng dọc theo đứt gãy F6, F7 điều này giải thích cấu trúc phân lớp trong đá carbonat của mỏ. Tầng chắn mang tính khu vực cho tất cả các bể chứa trong khu vực là các tầng sét của điệp Nam Côn Sơn. Giai đoạn Pliocence – Đệ Tứ : Vào giai đoạn Pliocence – Đệ Tứ biển tiến ồ ạt trên toàn khu vực thềm lục địa phủ ngập các đới nâng Côn Sơn, Khorat, Natuna. Trên bình đồ cấu trúc mỏ các tập trầm tích không còn mang tính kế thừa của giai đoạn trước mà chúng có xu hướng nghiêng dần về phía Biển Đông. Các thành tạo lắng đọng trong giai đoạn này được xếp vào hệ tầng Biển Đông có tuổi N2 – Q1bđ. Đặc điểm hệ thống dầu khí mỏ Đại Hùng. Theo các tài liệu giếng khoan, đá trầm tích carbonat mỏ Đại Hùng có hàm lượng vật chất hữu cơ đạt tiêu chuẩn sinh dầu. Các số liệu đánh giá tầng sinh trong Miocene sớm – giữa đá carbonat mỏ Đại Hùng. Giếng khoan TOC% Tmax oC S1 kg/tấn S2 kg/tấn Ro % PI Miocene sớm DH – 1X DH – 2X DH – 3X DH – 4X 0.42 1.18 2.09 14.55 436 438 445 432 43 38.16 0.17 2.84 1.92 2.94 1.52 26.81 0.52 0.83 0.75 0.63 0.32 0.12 0.14 0.10 Miocene giữa DH – 2X DH – 3X DH – 4X 0.69 0.76 0.76 430 438 421 0.12 0.20 0.54 1.56 1.27 1.35 0.64 0.66 0.62 0.18 0.14 0.29 Các nghiên cứu cho thấy các yếu tố địa chất về sinh, chứa, chắn trong mỏ rất thuận lợi cho việc tích tụ các hydrocarbon. Đá sinh dầu là đá sét tuổi Oligocene và Miocene muộn. Tầng chắn là lớp sét dày tuổi Miocene sớm đến Miocene giữa, các đứt gãy đóng vai trò là màn chắn của các vỉa dầu khí. Tầng chứa bao gồm ba phức hệ chứa chính là : móng, trầm tích lục nguyên Miocene dưới – Miocene giữa và trầm tích lục nguyên Miocene giữa – Miocene trên. TIỀM NĂNG DẦU KHÍ BỒN TRŨNG NAM CÔN SƠN. Hệ thống dầu khí bồn trũng Nam Côn Sơn được đánh giá như sau: Tầng sinh : Đá mẹ là sét than có tuổi Oligocene và Miocene dưới, kerogen loại II và III, sinh khí là chủ yếu, dầu được sinh ra trong tập sét của trầm tích Oligocene trong môi trường trầm tích hồ. Ngoài ra dầu khí còn được hình thành trong các trầm tích sét mịn trong môi trường đầm hồ, vịnh, biển. Tầng chứa : Dầu khí chủ yếu được chứa trong : Đá móng granite nứt nẻ. Đá chứa lục nguyên tuổi Oligocene. Đá chứa lục nguyên tuổi Miocene sớm. Đá chứa lục nguyên tuổi Miocene trung. Đá chứa lục nguyên tuổi Miocene muộn. Đá chứa lục nguyên và carbonat tuổi Pliocence – Pleistocene. Tầng chắn : Tầng sét từ Miocene muộn đến Pliocence mang tính chắn khu vực. Tầng sét từ Oligocene – Miocene mang tính chất chắn địa phương. Qua những phân tích về cấu trúc cũng như hệ thống dầu khí, cùng với việc phát hiện nhiều mỏ dầu khí công nghiệp trong bồn trũng Nam Côn Sơn, rõ ràng tiềm năng dầu khí của bồn rất lớn, chủ yếu là khí. Theo ước tính, trữ lượng dầu của bồn trũng Nam Côn Sơn tương đương 3 tỷ barrels, tức là chiếm đến 20% tổng nguồn tài nguyên hydrocarbon của Việt Nam. KẾT LUẬN Kiến tạo mảng là một khái niệm khoa học tương đối mới được giới thiệu cách nay hơn 30 năm, nhưng nó đã cách mạng hoá những hiểu biết về hành tinh động mà chúng ta đang sống. Các hoạt động kiến tạo giữa các mảng là tiền đề để tạo nên những nguồn tài nguyên khoáng sảng phong phú, đặc biệt là nguồn tài nguyên khoáng sản năng lượng : dầu khí. Cần phải có một vài yếu tố trong bất kỳ bối cảnh kiến tạo nào để sản sinh và tích tụ hydrocarbon. Trước hết, sự bảo tồn vật chất hữu cơ đòi hỏi phải có sự di chuyển hạn chế của nước biển để ngăn cản quá trình oxy hoá và phân huỷ vật chất hữu cơ. Cần có gradient địa nhiệt cao đủ để biến đổi vật chất hữu cơ thành dầu và khí. Cuối cùng, cần có các điều kiện kiến tạo để tạo nên các bẫy cho hydrocarbon tích tụ. Tách giãn đáy biển có thể gây ra quá trình biển tiến dẫn đến sự tích tụ vật chất hữu cơ trong các bồn trầm tích. Do ảnh hưởng của các hoạt động kiến tạo, các thành tạo trầm tích đã dược hình thành trước đó bị chôn vùi ở độ sâu sâu hơn. Môi trường lúc đó được đặc trưng bởi sự chu chuyển của nước không còn và môi trường trở nên có tính khử. Đồng thời càng xuống sâu thì gradient địa nhiệt càng cao, khi đó vật chất hữu cơ sẽ biến đổi thành dầu và khí. Một trong những điều kiện bắt buộc để hình thành các tích tụ dầu khí công nghiệp là sự có mặt của các bẫy dầu, nơi các hydrocarbon tích tụ vào đó. Các hoạt động kiến tạo là tác nhân chính ảnh hưởng tới quá trình hình thành nên các bẫy chứa dầu. Ví dụ, bẫy địa tầng xuất hiện khi có lớp phủ bất chỉnh hợp không thấm ở các phần đỉnh của đất đá kênh dẫn bị bào mòn. Đó là do chuyển động nâng lên, hạ xuống của vỏ Trái Đất. Ngoài ra, bẫy phải được thành lập trước thời gian sinh thành và đẩy hydrocarbon ra khỏi đá mẹ, nếu không dầu khí sẽ không được tích tụ trong bẫy mà sẽ di chuyển phân tán. Các hoạt động kiến tạo cũng góp phần không nhỏ vào việc phá huỷ các tích tụ dầu khí đã được hình thành trước đó. Do chuyển động hạ xuống của vỏ Trái Đất, các tích tụ dầu khí bị đẩy xuống sâu hơn, khi đó gradient địa nhiệt quá cao sẽ phá huỷ các hydrocarbon có trong bẫy thành CO2 và H2O. hoặc do chuyển động nâng lên, làm cho vùng đó bị phong hoá, lớp đá chắn bên trên bị bóc mòn làm dầu khí lộ ra ngoài không khí và bị oxy hoá. Dầu khí Việt Nam có tuổi Đệ Tam, phân bố trên thềm lục địa, các bồn dầu khí Đệ Tam liên quan đến các biến cố địa chất từ cuối Mesozoic và trong suốt Đệ Tam. Thềm lục địa Việt Nam trong bình đồ cấu trúc Đông Nam Á là nơi hội tụ của các mảng đại dương Ấn Độ Dương, Thái Bình Dương và các mảng lục địa Ấn Úc, Âu Á. Có sự liên hệ chặt chẽ giữa sự phân bố các mỏ dầu và trữ lượng của chúng với các chu kỳ trầm tích, mặc dù mỗi bồn trầm tích đều có những đặc điểm địa chất đặc thù, phản ánh bản chất kiến tạo của mỗi khu vực. Nhìn chung, dầu khí được phát hiện trong ba giai đoạn chính thành tạo hydrocarbon phù hợp với ba chu kỳ trầm tích sau : Giai đoạn Eocene – Oligocene sớm : trùng với giai đoạn biển tiến Palaeogen. Dầu khí được tìm thấy trong địa tầng Palaeogen thì tản mạn và chứa trong các đá mảnh vụn. Giai đoạn Oligocene muộn – Miocene giữa : tương đương chu kỳ biển tiến Oligocene trên và Miocene giữa, dầu khí được phát hiện và khai thác hầu hết trong các bể. Đây là tầng dầu tiềm năng trong các bể Đệ Tam. Giai đoạn cuối Miocene giữa và Pliocence : tương ứng với thời kỳ biển tiến. Dầu chủ yếu được khai thác trong thành hệ cát và một phần carbonat. Bên cạnh đó cũng phải nói đến tầng đá chứa quan trọng là tầng đá móng có tuổi trước Đệ Tam. Dầu trong đá móng có tuổi trước Đệ Tam đang là đối tượng khai thác chính của Việt Nam. Trường hợp này ít gặp trên thế giới nhưng rất phổ biến ở thềm lục địa Việt Nam. Các hoạt động kiến tạo mạnh mẽ ở thời kỳ trước Cenozoic và thời kỳ Oligocene đã tạo nên các đứt gãy lớn, nhỏ, khe nứt, vi khe nứt liên thông nhau trong đá móng kết tinh. Đó là cơ sở tạo nên bẫy chứa dầu đặc biệt ở thềm lục địa Việt Nam. Ngoài ra, đề tài vẫn còn tồn tại những vấn đề mà bản thân người thực hiện vẫn chưa giải quyết được: Vấn đề về nguồn gốc của vỏ lục địa. Khi giữa các mảng vỏ lục địa xảy ra các hoạt động va chạm, tách giãn thì liệu diện tích của các mảng vỏ lục địa có bị giảm đi so với ban đầu hay không? Nếu không thì vỏ lục địa mới được hình thành từ đâu? Cơ chế di chuyển của các mảng là do dòng đối lưu , vậy thì yếu tố nào đã làm cho dòng đối lưu chuyển động? Và lực nào đã tác động làm cho siêu lục địa Pangea bị vỡ ra thành những mảng như chúng ta biết hiện nay? TÀI LIỆU THAM KHẢO Hoàng Thanh Hải, 1997, Bồn trầm tích trong mô hình kiến tạo mảng và đánh giá triển vọng dầu khí ở Việt Nam, Luận văn tốt nghiệp. Đường Gia Tường, 1997, Nghiên cứu cấu trúc địa chất bồn trũng Nam Côn Sơn và đặc điểm cấu tạo Hươu Trắng và triển vọng dầu khí, Luận văn tốt nghiệp Đại Học Bách Khoa. Trần Kim Thạch, 2000, Địa chất Việt Nam : phần miền Nam theo kiến tạo mảng. J.Schmidt và nnk, 2000, Tiến hoá kiến tạo bể Cửu Long Việt Nam, Tuyển tập hội nghị KHCN. Nguyễn Tiến Long, Sung Jin Chang, 2000, Địa chất khu vực và lịch sử phát triển địa chất bể Cửu Long, Tuyển tập hội nghị KHCN. Phan Trường Thị và nnk, 2000, Bàn về cơ chế hình thành Biển Đông và các bể liên quan, Tuyển tập hội nghị KHCN. Nguyễn Như Trung, Nguyễn Thị Thu Hương, 2000, Cấu trúc vỏ Trái Đất khu vực Biển Đông theo số liệu dị thường trọng lực vệ tinh và địa chấn sâu, Tuyển tập hội nghị KHCN. Nguyễn Thường San và nnk, 2000, Một số biến cố địa chất Mesozoic muộn – Cenozoic và hệ thống dầu khí trên thềm lục địa Việt Nam, Tuyển tập hội nghị KHCN. Nguyễn Xuân Vinh, 2000, Những quá trình biến đổi chính của đá móng bể Cửu Long và đặc tính chứa dầu khí của chúng, Tuyển tập hội nghị KHCN. Nguyễn Việt Kỳ, 2002, Địa chất dầu khí, NXB Đại Học Quốc Gia Tp Hồ Chí Minh. Võ Năng Lạc, 2002, Địa chất đại cương, NXB GTVT. Đỗ Bạt, 2002, Địa tầng và quá trình phát triển trầm tích Đệ Tam thềm lục địa Việt Nam, Tuyển tập hội nghị KHCN. Hoàng Đình Tiến, Nguyễn Thuý Quỳnh, 2002, Quá trình hình thành thân dầu móng mỏ Bạch Hổ, Tuyển tập hội nghị KHCN. La Thị Chích, Phạm Huy Long, 2003, Địa chất kiến trúc, đo vẽ bản đồ địa chất và một số vấn đề cơ bản của địa kiến tạo, NXB ĐHQG TP Hồ Chí Minh. Mai Nhật Quang, 2004, Dầu trong đá móng, Luận văn tốt nghiệp. Nguyễn Minh Quang, 2004, Địa chất dầu khí khu vực bồn trũng Cửu Long, Luận văn tốt nghiệp. Lê Thị Kim Loan, 2004, Các điều kiện thuận lợi để hình thành các bẫy chứa dầu khí của khu vực miền Nam Việt Nam, Luận văn tốt nghiệp. Nguyễn Ngọc Thủy, Bài giảng Địa chất dầu khí khu vực. Phan Văn Kông, Bài giảng Phương pháp tìm kiếm thăm dò dầu khí.

Các file đính kèm theo tài liệu này:

  • docThuy7871t ki7871n t7841o m7841ng c417 ch7871 hnh thnh bi7875n .doc
Tài liệu liên quan