1

ĐẠI HỌC QUỐC GIA HÀ NỘI

TRƯỜNG ĐẠI HỌC KHOA HỌC TỰ NHIÊN

LÊ HOÀI NGA

PHÂN TÍCH ĐẶC ĐIỂM ĐỊA HOÁ VÀ THẠCH HỌC

CỦA ĐÁ MẸ THAN VÀ SÉT THAN TRẦM TÍCH MIOCEN KHU VỰC PHÍA BẮC BỂ TRẦM TÍCH SÔNG HỒNG

Chuyên ngành: Khoáng vật học và Địa hoá học

Mã số: 62 44 02 05

TÓM TẮT DỰ THẢO LUẬN ÁN TIẾN SĨ ĐỊA CHẤT

HÀ NỘI – 2014

2

Công trình được hoàn thành tại:

Trường Đại học Khoa học Tự nhiên, Đại học Quốc gia Hà Nội

Người hướng dẫn khoa học:

GS.TS. Trần Nghi

TS. Trần Đăng Hùng

Phản biện 1:

--------------------------------------------------------------------

Phản biện 2:

--------------------------------------------------------------------

Phản biện 3:

--------------------------------------------------------------------

Luận án sẽ được bảo vệ trước Hội đồng chấm luận án cấp ĐHQG họp tại ………………………………………………………………

Vào hồi ……. giờ…….ngày…..tháng……năm 2014

Có thể tìm hiểu luận án tại:

- Thư viện Quốc gia Việt Nam

- Trung tâm Thông tin – Thư viện, Đại học Quốc gia Hà Nội

3

Danh mục công trình khoa học của tác giả

liên quan đến luận án

1. Th.S. Lê Hoài Nga, KS. Phí Ngọc Đông, KS. Hồ Thị Thành, Th.S. Hà Thu Hương, Th.S. Nguyễn Thị Bích Hạnh, Th.S. Nguyễn Thị Thanh, 2012, “Thành phần Maceral của một số mẫu than/ trầm tích Miocen tại GK 102-CQ-1X bể trầm tích Sông Hồng”. Tạp chí Dầu khí số tháng 1/2013.

2. Th.S. Lê Hoài Nga, TS. Vũ Trụ. KS. Phí Ngọc Đông, Th.S. Nguyễn Thị Bích Hạnh, 2012, “Thành phần Maceral và môi trường thành tạo của một số mẫu than Miocen trên trong giếng khoan 01-KT-TB-08 tại Miền Võng Hà Nội”. Tạp chí Dầu khí số tháng 5/2014.

3. KS. Nguyễn Thị Bích Hà, Th.S. Lê Hoài Nga, KS. Đỗ Mạnh Toàn, KS. Hồ Thị Thành, KS. Phí Ngọc Đông, 2011, Nghiên cứu mô hình địa hóa bể trầm tích Sông Hồng. Tạp chí Dầu khí số tháng 3/2011.

4

MỞ ĐẦU

Trong công tác nghiên cứu địa hóa đá mẹ sinh dầu-khí trên thế giới từ trước tới

nay, việc sử dụng kết hợp phương pháp địa hóa thông thường và phương pháp quang

học phân tích thành phần maceral trong trầm tích/than (phương pháp nghiên cứu

thạch học than/thạch học hữu cơ) sẽ là sự hỗ trợ rất tốt cho nhau trong nghiên cứu

khả năng sinh dầu, khí của trầm tích/ trầm tích chứa than. Thực tế công tác tìm kiếm

thăm dò đã chứng minh tính khoa học trong sự kết hợp này.

Việc ứng dụng nghiên cứu thạch học hữu cơ kết hợp với các phân tích địa hóa

truyền thống đối với đá mẹ sinh dầu khí ở bể Sông Hồng đã được tiến hành từ những

năm đầu của thế kỷ 21 trên đối tượng là các thành tạo trầm tích và trầm tích chứa

than Oligocen trên thực địa khu vực miền bắc Việt Nam và trên các đảo ngoài khơi

khu vực phía Bắc bể Sông Hồng. Mục đích nghiên cứu để liên kết đánh giá khả năng

tồn tại cũng như khả năng sinh hydrocacbon của tầng đá mẹ Oligocen. Kết quả

nghiên cứu đã cho thấy nhiều thông tin hữu ích cho công tác tìm kiếm thăm dò dầu

khí ở khu vực. Tuy nhiên, việc nghiên cứu các tầng trầm tích chứa than Miocene đã

thấy trong các giếng khoan thăm dò ngoài khơi các lô 102, 103 bể Sông Hồng lại

chưa được tiến hành đầy đủ và chi tiết như vậy. Chỉ có một số kết quả phân tích của

nhà thầu dầu khí được thực hiện từ những năm 1990 với một vài mẫu đơn lẻ. Đó là lý

do nghiên cứu sinh lựa chọn đối tượng than và sét than trong trầm tích Miocene khu

vực phía Bắc bể trầm tích Sông Hồng làm đối tượng nghiên cứu của luận án.

Đề tài “Phân tích đặc điểm địa hóa và thạch học của đá mẹ than và sét than

trầm tích Miocene khu vực phía bắc bể trầm tích Sông Hồng” được thực hiện tại

Khoa Địa chất, Trường Đại học Khoa học Tự nhiên, Đại học Quốc gia Hà Nội dưới

sự hướng dẫn khoa học của Giáo sư – Tiến sĩ - Nhà giáo Ưu tú Trần Nghi và Tiến sĩ

Trần Đăng Hùng, trên cơ sở tài liệu phân tích địa hóa đã có tại các giếng khoan khu

vực lô nghiên cứu và kết quả phân tích thạch học hữu cơ được tác giả thực hiện tại

phòng Địa hóa – Viện Dầu khí Viêt Nam.

Phạm vi nghiên cứu

Phạm vi nghiên cứu của đề tài bao gồm diện tích các lô 102-106 và 103-107

ngoài khơi khu vực phía Bắc bể Sông Hồng.

Mục tiêu nghiên cứu

Mục tiêu chính của luận án là đưa ra đầy đủ các thông tin về đặc điểm, nguồn

gốc, loại vật liệu, môi trường thành tạo, điều kiện bảo tồn, mức độ biến chất và khả

năng sinh HC của than và sét than trong trầm tích Miocene khu vực nghiên cứu.

Nhiệm vụ nghiên cứu

5

Phân tích đặc điểm thạch học hữu cơ, môi trường thành tạo và mức độ biến

chất của đối tượng than và sét than trong trầm tích Miocene. Tổng hợp các tài liệu

phân tích địa hóa, đánh giá tiềm năng hữu cơ than và sét than trong trầm tích

Miocene. Đối sánh kết quả phân tích; xây dựng mô hình địa hóa để đánh giá mức độ

trưởng thành, quá trình sinh và khả năng sinh sản phẩm của các thành tạo trầm tích

chứa than và sét than Miocene.

Phƣơng pháp nghiên cứu

Phương pháp phân tích thạch học hữu cơ nghiên cứu thành phần maceral trong

than và sét than. Các phương pháp phân tích địa hóa đá mẹ thông thường và pương

pháp mô hình hóa bể trầm tích để đánh giá mức độ trưởng thành, khả năng sinh HC

của trầm tích chứa than và sét than.

Cơ sở tài liệu phục vụ nghiên cứu

16 mẫu than/sét than giếng khoan 102-CQ-1X; 02 mẫu than/sét than ở 102-

HD-1X và 6 mẫu than ở 01-KT-TB-08 được sử dụng trong phạm vi luận án. Phân

tích thành phần maceral trong than và sét than được nghiên cứu sinh thực hiện tại

Phòng Địa hóa – Trung tâm Nghiên cứu Tìm kiếm Thăm dò và Khai thác Dầu khí –

Viện Dầu khí Việt Nam. Phân tích nhiệt phân, độ phản xạ vitrinite, phân tích sắc ký

các mẫu trong phạm vị luận án thực hiện tại Viện Dầu khí Việt Nam. Các mặt cắt địa

chấn, bản đồ cấu trúc các tầng trầm tích, các kết quả phân tích địa hóa và một số tài

liệu khác sử dụng trong phạm vi luận án được kế thừa từ các nghiên cứu trước đó, các

nghiên cứu mà nghiên cứu sinh tham gia và đã được sự cho phép của Tập đoàn Dầu

khí Việt Nam.

Điểm mới của luận án

Lần đầu tiên chỉ ra được thành phần vật chất hữu cơ (thành phần maceral) của

than và sét than trong trầm tích Miocene khu vực nghiên cứu bằng phương pháp

nghiên cứu thạch học hữu cơ sử dụng ánh sáng phản xạ.

Chỉ ra được sự thay đổi của thành phần maceral trong quá trình than hóa

Chỉ ra được mối liên quan giữa các thông số địa hóa, các chỉ số maceral với

môi trường thành tạo than.

Luận điểm bảo vệ

Than trong trầm tích Miocene khu vực nghiên cứu là than humic. Thành phần

maceral nhóm huminite/vitrinite chiếm trên 73%, liptinite chiếm 3,87-17,7%,

inertinite chiếm 2,8-10,4%, khoáng vật chủ yếu là pyrite dạng trứng cá. Mức độ biến

chất của than từ nhãn than á bitum đến than bitum chất bốc cao. Than thành tạo trong

môi trường đông bằng tam giác châu dưới, nguồn vật liệu tạo than chủ yếu là cây bụi

và ít thực vật bậc cao.

6

Tiềm năng hữu cơ của than và sét than khu vực nghiên cứu khá tốt. Tổng hàm

lượng cacbon hữu cơ mẫu sét than dao động từ 5,37 đến 45,10%; mẫu than từ 71,18-

90,9%. Kerogen loại III và hỗn hợp của loại III và loại II. HI mẫu sét than trong

khoảng 147 đến 369mg/g, trung bình 231mg/g, tiềm năng sinh khí là chính. HI mẫu

than trong khoảng 160-477mg/g, trung bình 355mg/g; tiềm năng sinh cả dầu và khí.

Các mẫu than và sét than ở độ sâu từ 2200m trở xuống đã trưởng thành và bước vào

cửa sổ tạo dầu ở khoảng độ sâu dưới 2800m.

Ý nghĩa của luận án

Ý nghĩa khoa học

Luận án góp phần làm sáng tỏ thành phần, nguồn gốc vật liệu, môi trường

thành tạo của than và sét than trong trầm tích Miocene vùng nghiên cứu. Đồng thời

chỉ ra sự biến đổi của thành phần maceral trong than qua các giai đoạn biến chất của

than. Góp phần chỉ ra rõ hơn về tiềm năng hữu cơ của than và sét than trong trầm tích

Miocene khu vực bắc bể Sông Hồng.

Ý nghĩa thực tiễn

Luận án đóng góp phần chỉ ra vai trò sinh hydrocacbon của các đối tượng trầm

tích lục chứa than và sét than khu vực nghiên cứu. Kết quả của luận án là cơ sở để

ứng dụng nghiên cứu thạch học hữu cơ trong công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí ở

Việt Nam.

Bố cục của luận án

Bố cục của luận án gồm 4 chương không kể mở đâu, kết luận, tài liệu tham

khảo và phụ lục đính kèm:

Chương 1. Địa chất khu vực

Chương 2. Cơ sở lý thuyết và phương pháp nghiên cứu

Chương 3. Đặc điểm thạch học hữu cơ của than và sét than khu vực nghiên cứu

Chương 4. Đặc điểm địa hóa và tiềm năng sinh dầu - khí của trầm tích

Miocene chứa than và sét than khu vực nghiên cứu.

7

CHƢƠNG 1. ĐỊA CHẤT KHU VỰC

1.1. BỐI CẢNH ĐỊA CHẤT

Vùng nghiên cứu nằm trong vùng cấu trúc Tây Bắc bể Sông Hồng bao gồm

diện tích các lô 102-106, 103-107 và một phần lô MVHN-01-KT trên miền võng Hà

Nội (Hình 1. 1). Tuy nhiên, thực tế lấy mẫu cho thấy, than và sét than trong trầm tích

Miocene chủ yếu có trong các giếng khoan 102-

CQ-1X, 102-HD-1X và các giếng khoan thăm dò

khí than trong khu vực Miền võng Hà Nội.

Do đó, các mẫu được chọn để nghiên cứu trong

luận án này được lấy ở ba giếng 102-CQ-1X, 102-

HD-1X và 01-KT-TB-1X (giếng khoan có độ dày

tổng cộng các vỉa than lớn nhất trong số các giếng

thăm dò khí than); các giếng khoan này đều nằm

trong đới nghịch đảo kiến tạo Miocen.

1.2. LỊCH SỬ PHÁT TRIỂN ĐỊA CHẤT

Lịch sử phát triển địa chất của bể Sông

Hồng cũng như vùng nghiên cứu gắn liền với lịch

sử phát triển kiến tạo giai đoạn Kainozoi ở Đông

Nam Á nói chung và Việt Nam nói riêng, chia

thành 4 giai đoạn:

Giai đoạn tiền tách giãn (trước Eocene giữa?),

Giai đoạn tách giãn (Eocen giữa-Oligocen), Giai đoạn sau tách giãn - sụt lún oằn

võng và mở rộng bể (Miocene ) và

Giai đoạn tạo thềm (Pliocen-Đệ Tứ)

1.3. ĐẶC ĐIỂM ĐỊA TẦNG TRẦM TÍCH

1.3.1 Trầm tích Eocene (E2) - Hệ tầng Phù Tiên (E2 pt)

Hệ tầng Phù Tiên gồm phần trầm tích cuội sạn kết, xen các lớp cát bột kết, đặc

trưng là màu tím đỏ, còn phần sét kết (acgilit) tại giếng khoan 104 có màu đen bóng,

rắn chắc, dày 70m, có đặc điểm khác hẳn các đá ở trên về thành phần, màu sắc và

không phát hiện được bào tử phấn hoa không thuộc hệ tầng này (Dậu and nnk, 2013,

Bạt and nnk, 2001).

1.3.2. Trầm tích Oligocene (E3)- Hệ tầng Đình Cao (E3 đc)

Hệ tầng Đình Cao gồm cát kết xám sáng, xám tối, xám xanh hạt nhỏ đến vừa,

ít hạt thô, đôi khi cuội, sạn độ chọn lọc trung bình đến tốt; xi măng là cacbonat, sét,

thạch anh và ít ôxit sắt. Sét kết xám sáng, xám tối, xám nâu sẫm có các mặt láng

bóng, đôi khi có các thấu kính than hoặc các lớp sét vôi mỏng, chứa hoá thạch động

vật. Trong trầm tích của hệ tầng Đình Cao mới chỉ tìm thấy các vết in lá thực vật,

bào tử phấn hoa, Diatomae và động vật nước ngọt. Các hóa thạch thực vật thuộc các

MVHN_01-KT

Hình 1. 1. Phân vùng cấu trúc bể

trầm tích Sông Hồng và khu vực

nghiên cứu (Dậu and nnk, 2013)

8

họ ôn đới điển hình của Fagaceae, Lauraceae, Betulaceae, Ulmaceae và các dạng

đầm lầy với tỷ lệ nhỏ hơn. Ngoài ra, còn có các dạng bào tử phấn hoa, các tảo nước

ngọt và động vật nước ngọt Viviparus kích thước nhỏ.

Hệ tầng Đình Cao thành tạo trong môi trường đầm hồ/aluvi, liên quan đến các

địa hào, bán địa hào và có liên hệ chặt chẽ với quá trình hình thành trầm tích hệ tầng

Phù Tiên. Trầm tích tuổi Oligocen chứa sét rất giàu tiềm năng sinh HC cũng đã được

tìm thấy trong giếng khoan ENRECA3 trên đảo Bạch Long Vĩ (Bạt and nnk, 2001,

Dậu and nnk, 2013).

1.3.3. Trầm tích Miocene dƣới (N11) -Hệ tầng Phong Châu (N1

1 pch)

Trầm tích hệ tầng Phong Châu gồm xen kẽ giữa

các lớp cát kết, cát bột kết có những lớp sét chứa dấu

vết than hoặc những lớp đá vôi mỏng (103-TG-1X,

103PV- HOL-1X).

Trên tài liệu địa chấn, trầm tích hệ tầng Phong

Châu là tập địa chấn phản xạ song song, độ liên tục tốt

nằm kề áp với các khối nâng cao ở ngoài khơi vịnh

Bắc Bộ. Trầm tích hệ tầng Phong Châu có bề dày thay

đổi từ 400-1400m, chúng phủ bất chỉnh hợp trên các

trầm tích hệ tầng Đình Cao và các đá cổ hơn.

1.3.4. Trầm tích Miocene giữa (N12) - Hệ tầng Phủ

Cừ (N12 pc)

Trầm tích thuộc hệ tầng Phủ Cừ có thành phần

trầm tích gồm cát kết, sét bột kết, than và đôi nơi gặp các lớp mỏng cacbonat. Trên

mặt cắt địa chấn, trầm tích của hệ tầng Phủ Cừ thuộc tập địa chấn gồm có các pha

sóng phản xạ, dạng song song hay hỗn độn, biên độ lớn, tần số cao thường liên quan

đến các tập than. Hệ tầng Phủ Cừ có chiều dày từ 1500-2000 m nằm chỉnh hợp trên

hệ tầng Phong Châu. So với các phức hệ cổ sinh của hệ tầng Phong Châu, phức hệ cổ

sinh của hệ tầng Phủ Cừ phong phú hơn rất nhiều với tất cả các dạng: cổ thực vật (vết

in lá cây), bào tử phấn hoa, Foraminifera, Ostracoda, Mollusca. Các trầm tích của hệ

tầng Phủ Cừ được hình thành trong môi trường đồng bằng châu thổ chuyển dần sang

châu thổ, châu thổ ngập nước (tiền châu thổ) theo hướng tăng dần ra vịnh Bắc Bộ.

1.3.5. Trầm tích Miocene trên (N13)

Hệ tầng Tiên Hưng (N13 th)

Trầm tích hệ tầng Tiên Hưng có thành phần chủ yếu là cát kết ,ở phần trên

thường có mặt các lớp cát kết hạt thô và sạn sỏi sét bột kết, xen kẽ các lớp than nâu.

Than ở hệ tầng Tiên Hưng ít hơn, mức độ chứa than giảm đi rõ rệt, trầm tích tam giác

châu ngập nước, tính biển tăng theo khu vực ngoài khơi vịnh Bắc Bộ. Trên mặt cắt

địa chấn, trầm tích hệ tầng Tiên Hưng được biểu hiện bằng tập địa chấn có độ phân

Hình 1. 2. Cột địa tầng tổng hợp

khu vực phía Bắc bể Sông Hồng

9

lớp kém và phản xạ yếu, trục đồng pha ngắn biên độ cao, uốn nếp và có nhiều tập

biểu hiện của than. Môi trường tích tụ của trầm tích của hệ tầng Tiên Hưng chủ yếu là

đồng bằng châu thổ (dải Khoái Châu - Tiền Hải), đồng bằng châu thổ có xen những

pha biển ven bờ (trũng Đông Quan) và tam giác châu ngập nước phát triển theo

hướng ra vịnh Bắc Bộ (Dậu and nnk, 2013).

1.3.6. Trầm tích Pliocene (N2) - Hệ tầng Vĩnh Bảo (N2 vb)

Nằm bất chỉnh hợp trên trầm tích Tiên Hưng, trầm tích hệ tầng Vĩnh Bảo đánh

dấu một giai đoạn phát triển của trầm tích Đệ tam trong vùng trũng Hà nội, vịnh Bắc

Bộ và toàn khu vực Biển Đông Việt Nam.

1.3.7. Trầm tích Đệ Tứ (Q) - Hệ tầng Hải Dương, Kiến Xương

Trầm tích Đệ Tứ phủ bất chỉnh hợp trên trầm tích Pliocen bao gồm cuội, sạn,

cát bở rời (hệ tầng Kiến Xương) chuyển lên là cát, bột, sét và một số nơi có than bùn

(hệ tầng Hải Dương) là các trầm tích lục địa xen các pha biển ở Miền võng Hà Nội,

trong khi đó ở vịnh Bắc Bộ tính biển của trầm tích này chiếm ưu thế (Dậu and nnk,

2013) (Dậu and nnk, 2013).

CHƢƠNG 2. PHƢƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU

2.1. CƠ SỞ LÝ THUYẾT

2.1.1. Tổng quan tình hình nghiên cứu thạch học than trên thế giới và ở

Việt Nam

1.1.1.1. Lịch sử nghiên cứu thạch học than trên thế giới

Trên thế giới, việc nghiên cứu thạch học hữu cơ được tiến hành từ những năm

đầu của thế kỷ 20. Đối tượng chính của thạch học than là “maceral”. Thuật ngữ

maceral được nhà khoa học Anh quốc Marie Stopes đưa ra trong các tài liệu của mình

trong những năm 1919 và 1935 để chỉ các thành phần tạo nên than xác định được

dưới kính hiển vi, tương đương với các khoáng vật tạo nên đá (Suárez-Ruiz and

Crelling, 2008, Stopes, 1919, Stopes, 1935).

Có 3 nhóm maceral gồm huminite/vitrinite, liptinite và inertinite. Hệ thống

phân loại hiện đang được chấp nhận và thông dụng nhất là hệ thống phân loại của

ICCP, thể hiện trong một số phiên bản của “Sổ tay quốc tế của thạch học than (ICCP,

1963, ICCP, 1971, ICCP, 1975, ICCP, 1993) (International Handbook of Coal

Petrology). Hệ thống này có được điều chỉnh – bổ xung trong một số ấn phẩm gần

đây của (ICCP, 1998, ICCP, 2001)và của Sýkorová cùng các cộng sự (Sýkorová et

al., 2005).

Hệ thống phân loại được áp dụng trong khuôn khổ đề tài này là của Hiệp hội

Thạch học than Quốc tế ICCP công (Potter, 1998) đang được sử dụng rộng rãi trên

toàn thế giới (Kwiecińska and Petersen, 2004, ICCP, 1998, ICCP, 2001, Sýkorová et

al., 2005).

10

1.1.1.2. Lịch sử nghiên cứu thạch học than ở Việt Nam.

Tại Việt Nam, ngành khoa học nghiên cứu thạch học than đã được phát triển

từ những năm 60-80 của thế kỷ trước; chủ yếu nghiên cứu nhãn than và các đặc tính

vật lý của than phục vụ các ngành công nghiệp nặng. Đến nay, công tác nghiên cứu

này đang bị mai một và không theo kịp tiến trình phát triển của nó so với thế giới do

thiếu đội ngũ kế cận và thiết bị.

Ứng dụng thạch học hữu cơ trong nghiên cứu đánh giá tiềm năng sinh dầu khí

của các tập trầm tích lục nguyên chứa than tuổi Oligocene khu vực phía Bắc bể Sông

Hồng bắt đầu được tiến hành từ những năm đầu của thế kỷ 21 trong khuôn khổ dự án

hợp tác nghiên cứu giữa Tập đoàn Dầu khí Việt Nam – Viện Dầu khí Việt Nam và

Cục địa chất Đan Mạch.

(Petersen et al., 2001) đã chỉ ra khả năng sinh dầu của sét đầm hồ và than

Oligocen tại khu vực Đồng Ho – Hoành Bồ - Quảng Ninh. Than Oligocen Đồng Ho

thuộc loại than humic chứa trên 80% là các maceral nhóm huminite; kerogen loại III;

độ phản xạ huminite của than dao động trong khoảng từ 0,31% đến 0.44% trong dầu

nhúng; tổng hàm lượng carbon hữu cơ trên 60%; chỉ số hydrogen (chỉ số biểu trưng

cho khả năng sinh dầu hoặc khí của đá mẹ) của than <300 cho thấy mẫu có tiềm năng

sinh khí. Tuy nhiên, kết quả chiết bitum và các chỉ số GOR – tỉ số khí/dầu, năng

lượng hoạt hóa (Ea)- kết quả phân tích thủy nhiệt phân (trưởng thành giả)- của mẫu

than trên cho thấy chúng có khả năng sinh dầu với tỷ lệ không lớn.

Kết quả phân tích mẫu dầu trong giếng khoan B10-STB-1X trên khu vực miền

võng Hà Nội cũng cho thấy có sự liên quan đến đá mẹ có chứa vật chất hữu cơ có

nguồn gốc lục địa – có thể là than (Petersen et al., 2004). Dải phân bố n-alkane của

mẫu đặc trưng cho dầu paraffinic có nguồn gốc từ đá sét. Tỷ số Pristane/phytane

3,36; tỷ lệ C29 cao trên 45%; sự vắng mặt của C30 sterane – chỉ thị cho vật chất hữu cơ

nguồn gốc biển – và hàm lượng lưu huỳnh cực thấp chứng minh cho nguồn lục địa

của vật chất hữu cơ sinh loại dầu này.

Sét dầu Đồng Ho và sét trong đới nghịch đảo Oligocen Bạch Long Vĩ có khả

năng sinh ra sản phẩm dầu tương tự với mẫu dầu tại B10-STB-1X. Gần đây nhất, kết

quả phân tích thạch học hữu cơ kết hợp với các phân tích địa hóa truyền thống các

mẫu sét tại giếng khoan Enreca 3 trên đảo Bạch Long Vĩ một lần nữa khẳng định khả

năng sinh dầu của đá mẹ Oligocen khu vực bắc bể Sông Hồng và gợi mở hướng mới

cho đối tượng tìm kiếm thăm dò dầu khí trong khu vực. Sét Oligocen tại GK Enreca-3

có tiềm năng sinh dầu cực tốt; TOC trung bình khoảng trên 2% - ngưỡng đá mẹ cực

giàu; HI trung bình trên 500mgHC/gTOC; Tmax trung bình 3410C cho thấy mẫu chưa

trưởng thành. Thành phần maceral quan sát trong mẫu chủ yếu là vật chất hữu cơ nguồn

11

gốc tảo như VCHC vô định hình có khả năng phát quang, Lamalginite, Telalginite; các

maceral có nguồn gốc VCHC lục địa như resinite hay huminite chiếm tỷ lệ khoảng 5-

18% (hình 11) (Petersen, 2013).

2.1.2. Cơ sở lý thuyết

Than là loại đá dễ cháy chứa trên 50% trọng lượng và trên 70% thể tích là các

vật chất dạng cacbon hình thành do quá trình nén ép các tàn tích thực vật tương tự

như các tích tụ than bùn. Sự khác nhau về vật liệu thực vật (type- loại than), mức độ

biến chất (rank-nhãn than) và độ tinh sạch của than (grade- cấp than) là các đặc trưng

chính của than” (Schopf, 1956).

Theo nguồn gốc, than được chia thành 2 loại là than sapropelic và than humic.

Than sapropelic được hình thành từ quá trình thối rữa của VCHC. Than humic được

phân chia (phân nhãn than) dựa trên độ phản xạ vitrinite; gồm 5 nhãn than chính lần

lượt là than nâu (lignite) than á bitum than bitumthan antraxit tương ứng với

độ phản xạ vitrinite tăng dần. Quá trình chuyển đổi nhãn than như trên gọi là quá

trình than hóa hay quá trình trưởng thành nhiệt (coalification /maturation).

2.1.2.1. Môi trƣờng thành tạo than bùn

Hầu hết các tập than đều thành tạo trong môi trường đầm lầy “mire” – thuật

ngữ này được sử dụng để chỉ chung tất cả các môi trường tạo than như đầm lầy cây

thân gỗ và cây bụi (swamp); đầm lầy cây bụi và cây cỏ (marsh); đầm lầy thấp có sậy

và cỏ trên đất than bùn nông (fen) và đầm lầy có cây thân gỗ, cây bụi, sậy trên đất

than bùn sâu (bog)…(Taylor et al., 1998, Moore, 1989, Thắng and Dực, 2006).

Theo chế độ thủy văn, môi trường thành tạo than được chia thành 3 nhóm là

môi trường thành tạo than bùn có ảnh hưởng của biển (marine-influenced peats), môi

trường thành tạo than có ảnh hưởng của dòng chảy nước ngọt (freshwater

rheotrophic) và môi trường thành tạo than bùn chỉ chịu ảnh hưởng của nước mưa

(Frank, 1999).

Các thông số maceral như chỉ số bảo tồn mô (TPI), chỉ số keo hóa (GI), chí số

mô thực vật (VI) và chỉ số độ ảnh hưởng của nước ngầm được ứng dụng phổ biến để

xác định cổ môi trường thành tạo than bùn

2.1.2.2. Quá trình than hóa của vật chất hữu cơ trong trầm tích

Các giai đoạn của quá trinh than hóa được thể hiện trong Error! Reference

source not found.

12

Hình 2. 1. Tổng hợp các giai đoạn của quá trình than hóa

2.1.2.3. Thành phần vật chất hữu cơ trong than

Macerals là những thành phần vi hữu cơ thường được xác định trong than và

được phân biệt với nhau trên cơ sở tính chất quang lý của chúng. Hệ thống phân loại

macerals của ICCP được ứng dụng phổ biến nhất hiện nay (Sýkorová et al., 2005,

Kwiecińska and Petersen, 2004, ICCP, 2001, ICCP, 1998), gồm:

Nhóm Huminite/Vitrinite: bắt nguồn từ tàn tích thực vật humic bị than hóa, chủ

yếu là lignin and cellulose. Dưới ánh sáng phản xạ, mảnh vitrinite có màu xám và

dưới kích thích UV chúng có thể có phát quang yếu (Taylor et al., 1998).

Nhóm Liptinite: bắt nguồn từ phần nhựa cây và sáp thực vật – tàn tích của thực

vật giàu hydro như cutin, resin, chất béo, sáp và vỏ tế bào của bào tử, phấn hoa và

tàn tích của vi khuẩn. Trong các nhóm maceral, nhóm Liptinite có hệ số phản xạ

thấp nhất dưới ánh sáng trắng. Dưới kích thích UV, liptinite phát huỳnh quang

trong đó màu huỳnh quang của bào tử được sử dụng như là một thông số để xác

định mức độ trưởng thành nhiệt (Taylor et al., 1998).

Nhóm Inertinite: trong hầu hết trường hợp bao gồm các nguyên liệu thực vật giống

vitrinite nhưng bị biến đổi thứ sinh hoặc bị oxy hóa trước và trong khi bị than hóa.

Điểm đặc trưng của inertinite là mức độ phản xạ cao hơn so với các mảnh vitrinite

trong mẫu và không có phát quang dưới kích thích UV (Taylor et al., 1998).

13

2.2. PHƢƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU

2.2.1. Phƣơng pháp phân tích thạch học hữu cơ

Bản chất của thạch học hữu cơ là xác định các chất hữu cơ trong than/trầm tích

bằng cách quan sát chúng dưới kính hiển vi sử dụng chế độ ánh trắng và ánh sáng

huỳnh quang trong dầu nhúng.

Để chuẩn bị mẫu phân tích thành phần maceral trong than sử dụng ánh sáng

phản xạ, mẫu than được làm nhỏ đến cỡ hạt từ 850μm đến 1000μm và đổ khuôn

(đường kính 30mm) với hỗn hợp nhựa epoxy và chất đóng rắn (pha theo tỷ lệ gợi ý

của nhà sản xuất). Khuôn mẫu sau khi đóng rắn hoàn toàn được mài và đánh bóng bề

mặt (ISO7404-2, 1985) ; được tiến hành phân tích thành phần maceral trên hệ thống

kính hiển vi sử dụng ánh sáng phản xạ (ánh sáng trắng và ánh sáng huỳnh quan) với

vật kính được nhúng dầu (n823

= 1,518 để tăng chiết xuất của môi trường) có độ

phóng đại từ 25 -50- 100 lần và thị kính với độ phóng đại 10 lần (ISO7404-3, 1994a).

Tổng số điểm được chấp nhận phải lớn hơn 500 với mẫu than và lớn hơn 250 với

mẫu kerogen; kết quả thể hiện dưới dạng % (ASTM, 2005).

2.2.2. Phƣơng pháp phân tích độ phản xạ Vitrinite

Độ phản xạ vitrinite là thống số trưởng thành thông dụng nhất hiện nay. Độ

phản xạ là phần trăm (%) ánh sáng tới (ánh sáng trắng) phản xạ lại từ bề mặt phẳng

được mài bóng của bề mặt nghiên cứu. Chỉ các ánh sáng phản xạ nằm trong vùng ánh

sáng xanh nhìn thấy (bước sóng 546 nanomet) được chấp nhận để đo trong phép phân

tích này. Độ phản xạ được đo trên các mảnh collotelinite.

2.2.3. Phƣơng pháp phân tích nhiệt phân tiêu chuẩn Rock_Eval

Chu trình phân tích được thể hiện trong

Hình 2. 2. Các thông số nhiệt phân (TOC, S1, S2,

HI, PI, Tmax) được sử dụng để đánh giá chất

lượng đá mẹ, loại vật chất hữu cơ trong đá mẹ và

mức độ trưởng thành nhiệt của chúng.

2.2.3. Phƣơng pháp sắc ký

Một lượng mẫu đá đã nghiền nhỏ (khoảng

40g) được đun trong dung môi hữu cơ trong 12h

đến 24h sử dụng bộ chiết hồi lưu Soxhlet. Dung

môi sau đó được cho bay hơi để thu lại bitum.

Lượng bitum thu được sẽ được tách thành phần

hydrocacbon no (HCno), hydrocacbon thơm (HC

thơm), hợp chất phân cực bằng phương pháp sắc ký lỏng.

Thành phần hydrocarbon no C15+ sau đó sẽ được tiến hành phân tích sắc ký khí

để xác định các sự có mặt hay vắng mặt của các hóa thạch địa hóa như napthenes

(steranes, triterpanes, pentacyclic triterpans), isoprenoid (pristine, phytane), và alkane

Chu trình

phân tích

Chu trình

ghi kết quả

Ứng dụng trong

thăm dò dầu khí

Thời gian

Thời gianNhiệt phân

kerogenHóa hơi các HC

tự do có sẵn

trong đá

Giảm

nhiệt

Giải phóng

CO2

Tăng nhiệt độ

Bẫy CO2

Nhiệ

tđộ

Mức độ trƣởng thành

Hệ số sản phẩm PI

S1/S1+S2

Tmax 0 C

Tiềm năng dầu và khí

Tiềm năng sinh

S1+S2 (kg/tấn đá)

Loại VCHC

S2/ TOC Chỉ số Hydrogen

S3/TOC Chỉ số Oxygen

Dấu hiệu Dầu hoặc khí

S1 (g/tấn đá)

Hình 2. 2. Sơ đồ chu trình nhiệt phân

tiêu chuẩn Rock Eval (Tissot and

Welte, 1978, Ower, 1990)

14

mạch thẳng (Ower, 1990). Nguyên tắc của tách chất trong sắc ký khí là do sự phân bố

giữa pha tĩnh và pha động thông qua cơ chế hấp phụ, phân bố hoặc sự kết hợp cả hai

cơ chế này. Các quá trình hấp phụ và giải hấp xảy ra liên tục giữa hai pha. Tùy thuộc

vào pha tĩnh là rắn hay lỏng mà có sắc ký khí – rắn, sắc ký khí – lỏng.

2.2.4. Phƣơng pháp mô hình hóa bể (sử dụng phần mềm PetroMod 2D)

Phương pháp mô hình hóa bể trầm tích được ứng dụng rất rộng rãi trong

nghiên cứu thăm dò dầu khí hiện nay. Nguyên tắc cơ bản của xây dựng mô hình địa

hoá đá mẹ là trên cơ sở số liệu về lịch sử chôn vùi trầm tích, đặc điểm thạch học, độ

giàu và chất lượng vật chất hữu cơ, chế độ địa nhiệt... tại giếng khoan sẽ mô phỏng

quá trình sinh hydrocacbon của đá mẹ. Kết quả mô phỏng sẽ được kiểm tra bằng kết

quả phân tích mẫu tại chính giếng khoan đó. Điều kiện biên trong số liệu đầu vào như

dòng nhiệt, nhiệt độ bề mặt trầm tích, độ sâu mực nước cổ sẽ được điều chỉnh tới khi

kết qua đầu ra của mô hình phù hợp với số liệu kiểm tra tại giếng khoan. Tham số

điều kiện biên của mô hình 1D tại các giếng khoan sẽ được sử dụng cho mô hình 1D

của những điểm lân cận và mô hình 2D.

CHƢƠNG 3. ĐẶC ĐIỂM THẠCH HỌC HỮU CƠ KHU VỰC NGHIÊN CỨU

Mẫu than và sét than phân tích được lấy trong trầm tích Miocene dưới- giữa tại

giếng khoan 102-CQ-1X, 102-HD-1X – ngoài khơi phần đông bắc bể Sông Hồng và

trong trầm tích Miocene trên tại giếng khoan 01-KT-TB-08 trong lô MVHN-01-KT-

TB – Miền võng Hà Nội.

3.1. NHÃN THAN (COAL RANK)

Nhãn than là chỉ tiêu để đánh giá mức độ

biến chất của một loại than và được phân chia

dựa trên giá trị độ phản xạ vitrinite đo được

trong mẫu than (ASTM, 1992). Mẫu than

Miocene dưới khu vực giếng khoan 102-CQ-

1X ở độ sâu khoảng 2000-2500m nằm trong

đới than á bitum; các mẫu than độ sâu trên

2500 trở xuống nằm trong đới than bitum chất

bốc cao. Mẫu than ở sát đáy Miocene dưới ở khu vực giếng khoan 102-CQ-1X (độ

sâu 1750-1760m) nằm trong đới than á bitum trong khi mẫu than ở vị trí địa tầng

tương tự tại giếng khoan 102-HD-1X (độ sâu 3000-3010m) lại nằm trong đới than

bitum chất bốc cao. Mẫu than Miocene trên GK 01-KT-TB-1X trên lô MVHN-01-KT

do nhà thầu Arrow tiến hành năm 2008 có độ phản xạ từ 0,4-0,45 % Ro – tương ứng

với nhãn than á bitum C (than đang trong giai đoạn đầu của quá trình khử nước –

dehydration (Hình 3. 1).

0.5 1 2

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

102-CQ-1X Miocene dưới

102-CQ-1X Miocene giữa

102-HD-1X Miocene giữa

01-KT-TB-08 Miocene trên

Ch

ƣa

trƣ

ởn

g t

hà

nh

Trƣ

ởn

g t

hà

nh

Cử

asổ

tạ

o d

ầu

Tạ

ok

hí ẩ

n v

à C

on

d.

Tạ

ok

hí k

hô

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

0,1 1 10

Miocen trên-01-KT-TB-08

Miocen dưới - 102-CQ-1X

Miocen giữa -102-CQ-1X

Miocen giữa - 102-HD-1X

Th

an

nâ

u

Th

an

bù

n

Th

an

áb

itu

m

Th

an

bit

um

ch

ất b

ốc c

ao

Th

an

bit

um

ch

ất b

ốc

TB

Th

an

bit

um

ch

ất b

ốc t

hấ

p

Th

an

bá

n a

xtr

axit

Th

an

axtr

axit

Độ phản xạ vitrinite %Ro Độ phản xạ vitrinite %Ro

Độ

sâu

(m)

a b

Hình 3. 1. Nhãn than theo độ phản xạ

vitrinite (ASTM, 1992).

15

3.2. THÀNH PHẦN MACERAL

3.2.1. Miocene dƣới

15 mẫu than, sét than và sét trong trầm tích Miocene dưới tại giếng khoan 102-

CQ-1X được phân tích thành phần maceral.

Maceral nhóm Huminite

Trong các mẫu than - sét than từ độ sâu 1990m đến 2250m của giếng khoan

102-CQ-1X, thành phần của huminite chiếm trên 80%, trong đó chủ yếu là Ulminite

(U), Densinite (D), Corpohuminite (Co) và ít Gelinite với những tỷ lệ hợp phần

khác nhau.

Maceral nhóm Vitrinite

Sự thay đổi về loại maceral từ nhóm huminite sang nhóm vitrinite bắt đầu xuất

hiện ở các mẫu than và sét than từ độ sâu 2310-2320m trở xuống.

Sự có mặt của huminite thưa dần thay vào đó là sự có mặt của maceral nhóm

vitrinite. Thay đổi thành phần rõ nét nhất bắt đầu từ mẫu sét ở độ sâu 2580-2590m và

2590-2600m. Các mẫu ở độ sâu 2660-2670m, 2680-2690m và 3000-3010m, các

thành phần vitrinite chủ yếu là collodetrinite, collotelinite và corpogelinite.

Collodetrinite (Cd) chiếm tỷ lệ nhiều nhất trong mẫu than từ 2500m đến 3010m.

Collotelinite chiếm tỷ lệ nhỏ hơn so với collodetrinite trong các mẫu than từ 2580-

2590m đến 3000-3010m và có độ bảo tồn không tốt. Ngoài ra còn có một phần nhỏ là

Telinite với cấu trúc mô gỗ còn được thể hiện khá rõ ràng. Cg trong các mẫu từ 2580-

2590m trở xuống chủ yếu xuất hiện ở dạng lấp đầy trong cấu trúc tế bào của Cutinite

(Cu) và suberinite (Su).

Maceral nhóm Liptinite

Trong các mẫu than Miocene dưới, thành phần maceral nhóm liptinite khá

phong phú về chủng loại. Trong các mẫu sét và sét than độ sâu 2150-2160m; 2310-

2320m và 2660-2670m, hàm lượng liptinite lần lượt là 4,24%, 3,87% và 3, 95%.

Thành phần liptinite trong các mẫu sét và sét than ở độ sâu 2580-2590m, 2590-

2600m là 8,3% và 6,4% trong đó chủ yếu là cutinite, liptodetrinite, một ít resinite và

VCHC vô định hình. Đặc biệt trong mẫu sét độ sâu 2240-2250m có quan sát thấy cả

alginite- loại maceral có nguồn gốc từ tảo- có mặt khá nhiều và phân bố chủ yếu trên

những đám nền vật chất hữu cơ vô định hình có khả năng phát quang; thành phần

liptinite lên đến 9,96% cho thấy sự thay đổi yếu tố nguồn vật liệu ở thời điểm này

trong Miocene sớm tại vị trí xung quanh giếng khoan 102-CQ-1X.

Trong các mẫu than 1990-2000m, 2080-2090m, 3000-3010m, hàm lượng

maceral nhóm liptinite cũng khá cao, dao động trong khoảng từ 7,6% đến 9,8%. Các

loại chủ yếu là sporinite, resinite cutinite và ít suberinite cùng mảnh vụn của các

liptinite khác (liptodetrinite).

16

Sự phân bố cộng sinh của bituminite maceral trong các khe nứt của vitrinite ở

các mẫu than từ 2580-2590m trở xuống cũng là một đặc trưng riêng của các mẫu than

ở khu vực này.

Mẫu than ở độ sâu 2680-2690m có thành phần liptinite lên đến 17,7% trong đó

sporinite chiếm 3,8%; resinite chiếm 3,2%, suberinite chiếm 2,8% và đặc biệt là sự có

mặt của exudatinite (2,2%) – một loại maceral thứ sinh sinh ra từ thời kỳ bắt đầu quả

giai đoạn bitum hóa, khi mà các vật chất giống dầu được sinh ra từ lipid trong liptinite

và vitrinite giàu hydro trong cấu trúc- cho thấy tiềm năng sinh dầu của mẫu than ở địa

tầng này. Tại thời điểm hình thành, exudatinite rất mềm, do đó có thể lấp đầy vào các

kẽ nứt được tạo ra do quá trình bitum hóa tạo ra. Trong các mẫu than ở độ sâu lớn hơn,

thành phần exudatinite giảm đi nhiều. Tuy nhiên, dấu hiện cho thấy sự có mặt của dầu

(oil expulsion) (Teichmüller, 1974) trong các mẫu than này được quan sát thấy rất

nhiều trong các mẫu từ độ sâu 2150-2160m trở xuống đến 3000-3010m. Chúng phân

bố chủ yếu trong các khe nứt kín hoặc khe nứt liên thông trong các mảnh vitrinite. Độ

phản xạ vitrinite của các mẫu trên cho thấy chúng đang trong giai tạo dầu sớm.

Maceral nhóm Inertinite

Inerinite là nhóm bao gồm các maceral có độ phản xạ cao hơn, trơ ì hơn so với

vitrinite và liptinite trong than; thường được coi là nhóm không có khả năng sinh

hydrocacbon. Inertinite khá phổ biến trong các nẫu than và trầm tích khu vực này;

hàm lượng % của chúng dao động trong khoảng từ 2,8%-10,3%; chủ yếu là fusinite,

semifusinite, funginite và ít inertodetrinite. Trên bề mặt khối mẫu đã mài bóng,

inertinite có màu xám đến trắng xám; độ nổi rất cao so với nhựa đúc và cao hơn so

với vitrinite.

Khoáng vật

Thành phần khoáng vật trong mẫu than, sét than và sét Miocene dưới tại giếng

khoan 102-CQ-1X chủ yếu là pyrite, cacbonat và khoáng vật sét (Hình 3.25).

3.2.2. Miocene giữa

Than trong trầm tích Miocene giữa tại 2 giếng khoan 102-CQ-1X và 102-HD-1X

- ngoài khơi vùng nghiên cứu không nhiều; giếng khoan 01-KT-TB-1X chưa khoan

đến địa tầng này. Tổng cộng 02 mẫu (01 mẫu sét và 01 mẫu than) ở phần đáy của trầm

tích Miocene giữa trong giếng khoan 102-HD-1X và 01 mẫu than ở phần đáy của trầm

tích Miocene giữa tại giếng khoan 102-CQ-1X được tiến hành phân tích.

Maceral nhóm Huminite/Vitrinite

Mẫu than tại giếng khoan 102-CQ-1X chủ yếu là huminite trong khi mẫu than tại

giếng khoan 102-HD-1X chủ yếu là vitrinite (do mức độ than hóa- nhãn than cao hơn).

Than Miocene giữa tại giếng khoan 102-CQ-1X chứa 85% maceral nhóm

huminite trong đó chủ yếu là ulminite, densinite, corpohuminite và một lượng nhỏ là

porigelinite.

17

Than Miocene giữa tại giếng khoan 102-HD-1X chứa 77,4% là maceral nhóm

vitrinite trong đó chủ yếu là collodetrinite, gelovitrinite và ít telovitrinite. Độ bảo tồn

của các maceral trong mẫu than này tốt hơn so với các mẫu Miocene dưới.

Collodetrinite trong mẫu có độ đồng nhất tương đối, thường làm nền cho các maceral

nhóm liptinite. Dấu hiệu của dầu di thoát được quan sát thấy khá nhiều trong khe nứt

của các mảnh maceral này (Error! Reference source not found.) Thành phần

vitrinite trong mẫu sét độ sâu 2850-2860m tại giếng khoan 102-HD-1X chiếm

84,26% trong đó chủ yếu là collodetrinite và các mảnh vụn kích thước nhỏ của

maceral trong nhóm; độ bảo tồn khá tốt.

Maceral nhóm Liptinite

Thành phần maceral nhóm liptinite trong mẫu than ở địa tầng này không phong

phú, chiếm tỷ lệ không cao (6% trong than 102-CQ-1X và 4,5% trong than 102-HD-

1X), chủ yếu là sporinite, cutinite và suberinite. Các mảnh resinite trong mẫu không

nhiều và có độ phát quang yếu. Sporinite phân bố chủ yếu ở dang đám, độ bảo tốt,

phát quang mạnh hơn so với mảnh resinite.

Riêng trong mẫu than ở 102-HD-1X có thành phần flourinite, loại maceral

được coi là sản phẩm của tinh dầu có trong thực vật thuộc họ cây lá kim. Điều này

hoàn toàn phù hợp với các phức hệ hóa thạch thực vật họ cây lá kim ôn đới đã được

nhiều nghiên cứu về cổ sinh địa tầng trước đây công bố và có được liệt kê trong

chương 1.3.

Dấu hiệu dầu di thoát cũng quan sát được khá nhiều trong các mẫu than ở

giếng khoan này. Giá trị độ phản xạ vitrinite đo được là 0,68% cho thấy mẫu gần đạt

tới của sổ tạo dầu. Trong mẫu sét, liptinite gồm resinite, cutinite, và ít alginite.

Maceral nhóm Inertinite

Thành phần maceral nhóm inertinite trong mẫu ở địa tầng này nhiều hơn so với

mẫu trong trầm tích Miocene dưới; đặc biệt trong mẫu than ở giếng khoan 102-HD-

1X, inertinite lên đến trên 12%.

3.2.3. Miocene trên

Than Miocene trên phân bố khá phổ biến trong hệ tầng Tiên Hưng -khu vực

Miền võng Hà Nội. Giếng khoan 01-KT-TB-08 được Arrow Energy khoan năm

2009 tại khu vực lô MVHN-01-KT tây phía bắc bể Sông Hồng trong chương trình

khoan thăm dò, đánh giá tiềm năng khí than trong các tầng than Miocene ở Miền

võng Hà Nội.

Maceral nhóm Huminite

Huminite chiếm trên 80% trong mẫu than địa tầng này gồm chủ yếu là

Densinite, Attrinite, Ulminite, và Coporhuminite.

Densinite chiếm tỷ phần lớn nhất trong các mẫu than ở địa tầng này; độ đồng

nhất không cao và thường bị nhiễm bẩn bởi khoáng vật sét hay pyrite. Ulminite trong

18

mẫu chủ yếu là nhóm B có màu xám sáng, độ bảo tồn cấu trúc thành tế bào của mô

gỗ không cao như trong mẫu Miocene giữa ở giếng khoan 102-CQ-1X.

Coporhuminite gặp ở dạng cộng sinh đặc trưng với suberinite, độ đồng nhất cao, thể

hiện rất rõ nét.

Maceral nhóm Liptinite

Do mức độ than hóa của các mẫu than địa tầng này thấp nên maceral nhóm

liptinite trong mẫu còn khá phong phú về loại như sporinite, resinite, cutinite,

suberinite, fluorinite và ít alginite.

Sự có mặt của fluorinite cũng cho thấy ít nhiều tính tương đồng trong môi

trường cũng như nguồn gốc vật liệu thành tạo than trong giai đoạn từ Miocene giữa

đến Miocene muộn .

Maceral nhóm Inertinite

Thành phần maceral nhóm Inerinite dao động trong khoảng từ 1,3-4,7% - thấp

hơn nhiều so với các mẫu than trong Miocene dưới và Miocene giữa cho thấy sự ổn

định về mức độ ngập trong điều kiện môi trường thành tạo than trong Miocene sớm ở

khu vực này. Các maceral quan sát thấy chủ yếu là funginite và fusinite với hình dạng

được bảo tồn khá tốt. Thành phần khoáng vật trong mẫu chiếm 1,6-4,2% chủ yếu là

khoáng vật sét và pyrite.

3.3. ĐIỀU KIỆN CỔ MÔI TRƢỜNG THÀNH TẠO THAN

Môi trường và vật liệu ban đầu thành tạo than chính là hệ sinh thái đất ngập

nước như đầm lầy nội lục (limnic) hoặc môi trường đầm lầy có liên thông đến biển

(paralic); tùy thuộc vào loại môi trường sẽ có những tướng than nhất định. Các chỉ số

maceral như chỉ số bảo tồn mô (TPI); chỉ số gel hóa (GI) (Diessel, 1992); chỉ số ảnh

hưởng của nước ngầm (GWI), chỉ số thực vật (VI) (Calder et al., 1991) là công cụ

quan trọng để nghiên cứu phát triển của tướng than.

3.3.1. Mô hình tƣớng môi trƣờng thành tạo than Diessel (Diessel, 1992, Diessel,

1986)

Các mẫu than Miocene dưới tại giếng khoan 102-CQ-1X được hình thành

trong đầm lầy phát triển cây bụi và cây cỏ; môi trường đồng bằng tam giác châu dưới.

Riêng mẫu than ở độ sâu 2150-2160m có thành phần maceral nhóm telovitrinite cao

hơn hẳn các mẫu ở trên và dưới nó cho thấy sự thay đổi điều kiện môi trường cũng

như nguồn cung vật liệu trong thời điểm này; môi trường tích tụ than bùn có giai

đoạn bị khô hạn và có sự phát triển nhiều hơn của các thực vật thân gỗ. Mẫu than

Miocene dưới ở độ sâu 1990-2000m và mẫu than Miocene giữa độ sâu 1770-1780m

có chỉ số TPI và GI tương tự nhau (và tương tự với mẫu ở độ sâu 2150-2160m) cho

thấy môi trường thành tạo than trong giai đoạn cuối Miocene sớm và đầu Miocene

giữa không có sự thay đổi đáng kể; điều kiện môi trường thành tạo tương tự giai đoạn

hình thành mẫu than 2150-2160m.

19

Mẫu than Miocene giữa độ sâu 3000-3010m tại giếng khoan 102-HD-1X thành

tạo trong môi trường đồng bằng tam giác châu dưới; tỷ lệ khoáng vật trong cả mẫu

than và sét than đều khá cao (>6%), chủ yếu là pyrite và khoáng vật cacbonat. Đặc

điểm các chỉ số cũng như của các loại maceral trong mẫu có nhiều nét tương đồng

với mẫu than Miocene dưới ở cùng độ sâu 3000-3010m tại giếng khoan 102-CQ-1X.

Các mẫu than Miocene trên trong giếng khoan thăm dò khí than 01-KT-TB-1X

trên Miền võng Hà Nội đều thành tạo trong môi trường đồng bằng tam giác châu

dưới, mức độ ngập nước cao hơn dẫn đến mức độ gel hóa cũng cao hơn. Hàm lượng

khoáng vật dao động từ khoảng 2-4%. Sự có mặt của fusinite, sporinite trong tất cả

các mẫu than nghiên cứu khẳng định sự ảnh hưởng của nước ngọt trong các môi

trường thành tạo than (Taylor et al., 1998, Cohen and Spackman, 1977) khu vực này.

3.3.2. Mô hình tƣớng môi trƣờng thành tạo than Calder (Calder et al., 1991,

Calder, 1993)

Trong số các mẫu than nghiên cứu, mẫu than Miocene dưới ở giếng khoan

102-CQ-1X độ sâu 2060-2070m, 2080-2090m và ở độ sâu 2680-2690m, 3000-3010m

có sự tương đồng đáng kể ở tất cả các chỉ số maceral. Chỉ số VI của bốn mẫu trên đều

<3 (từ 0,3 đến 0,84); TPI từ 0,22 đến 0,52; GI từ 7,6 đến 15,2 cho thấy các mẫu này

được thành tạo trong môi trường nội lục ven sông- hồ (limnic), độ ngập nước cao, với

chủ yếu là cây bụi và thực vật thân thảo, mức độ bảo tồn cấu trúc của vật liệu trầm

tích thấp.

Đóng góp của thực vật thân gỗ môi trường lục địa (telmatic/terrestrial) tăng lên

trong các mẫu than ở các độ sâu 2660-2670m, 2590-2600m, 2580-2590m, 2150-

2160m trầm tích chứa than Miocene dưới giếng khoan 102-CQ-1X. Chỉ số TPI tăng,

VI cao (>3), GWI thấp (từ 0,2 đến 1,6); GI từ 16,8 đến 21,2 cho thấy môi trường

thành tạo chịu sự ảnh hưởng của nước ngầm, độ ngập nước thấp hơn so với các mẫu

ở trên và dưới khoảng mẫu này.

Mẫu than ở phần nóc Miocene dưới (1990-2000m) và mẫu than Miocene giữa

ở 102-CQ-1X có chỉ số ảnh hưởng của nước ngầm (GWI) cực thấp, chỉ số bảo tồn

mô (TPI) và chỉ số gel hóa (GI) xấp xỉ nhau cho thấy chúng được thành tạo trong

cùng môi trường đầm lầy khô.

Mẫu than Miocene trên giếng khoan 01-KT-TB-1X thành tạo trong các đầm lầy

thấp ven các sông suối, ao hồ phát triển thực vật thân thảo nghèo lignin (phần dưới)

chuyển dần sang môi trường đầm lầy bị nâng lên chịu ảnh hưởng của nước ngầm (phần

trên) có sự phát triển của thực vật bậc cao

Nhìn chung, các mẫu than nghiên cứu đều thành tạo trong môi trường đồng

bằng tam giác châu dưới, vật liệu tạo than chủ yếu là cây bụi, cây cỏ và ít thực vật

thân gỗ.

20

CHƢƠNG 4. ĐẶC ĐIỂM ĐỊA HÓA VÀ TIỀM NĂNG SINH DẦU - KHÍ

CỦA TRẦM TÍCH CHỨA THAN VÀ SÉT THAN MIOCENE

KHU VỰC NGHIÊN CỨU

Theo định nghĩa phổ thông nhất hiện nay, đá mẹ sinh dầu- khí là tầng trầm tích

hạt mịn giàu vật chất hữu cơ đã trưởng thành, sinh và di thoát một lượng

hydrocacbon đủ lớn để tạo thành các tích tụ dầu - khí. Các tầng đá mẹ này được coi là

đá mẹ hiệu dụng đang hoạt động nếu vẫn trong đang trong giai đoạn trưởng thành,

sinh, di thoát dầu khí; và là đá mẹ hiệu dụng đã ngừng hoạt động nếu tầng trầm tích

này bị nâng lên, nguội lạnh. Đá mẹ tiềm năng là thuật ngữ để chỉ các loại trầm tích

hạt mịn có đủ độ giàu vật chất hữu cơ nhưng chưa đạt đến độ sâu (nhiệt độ - áp xuất)

cần thiết để bước vào giai đoạn trưởng thành (Hunt, 1980). Các kết quả nghiên cứu

tìm kiếm thăm dò dầu khí từ trước đến nay trên khu vực phía bắc bể trầm tích Sông

Hồng cho thấy, trầm tích Miocene có chứa than/sét than phát triển chủ yếu trong các

giếng khoan khu vực lô 102 và 103; do đó các đánh giá sẽ tập trung vào khu vực này.

4.1. ĐẶC ĐIỂM ĐỊA HÓA

4.1.1. Trầm tích Miocene dƣới

4.1.1.1. Độ giàu vật chất hữu cơ

Giếng khoan 102-CQ-1X

Tổng hàm lượng cacbon hữu cơ TOC trong các mẫu sét than (06/77 mẫu) dao

động từ 5,0 đến 21,02% khối lượng (trung bình 14,13% khối lượng), tổng tiềm năng

sinh (S1+S2) dao động trong khoảng từ 13,46 đến 89,6 mgHC/gTOC (trung bình

54,27 mgHC/gTOC), HI trong khoảng từ 285 đến 409 mgHC /gTOC (trung bình 352

mgHC/gTOC) (Geochem, 1994).

Tổng hàm lượng cacbon hữu cơ TOC trong các mẫu than (19/77 mẫu) dao

động từ 5,0 đến 21,02% khối lượng (trung bình 14,13% khối lượng), tổng tiềm năng

sinh (S1+S2) dao động trong khoảng từ 13,46 đến 89,6 mgHC/gTOC (trung bình

54,27 mgHC/gTOC), HI trong khoảng từ 285 đến 409 mgHC/gTOC (trung bình 352

mgHC/gTOC) (Geochem, 1994).

Các mẫu than nghiên cứu trong phạm vi luận án có tổng hàm lượng cacbon

hữu cơ dao động từ 69,9 đến 90,0% khối lượng, S1+S2 dao động trong khoảng 194

đến 442 mgHC/gTOC, HI từ 251 đến 471 mgHC/gTOC. Các mẫu sét than có tổng

hàm lượng cacbon hữu cơ dao động từ 5,34 đến 22,13% khối lượng, S1+S2 dao động

trong khoảng 13,46 đến 85,46 mgHC/gTOC, HI từ 238 đến 369 mgHC/gTOC.

Tương quan quan hệ giữa tổng hàm lượng cơ với chỉ số tiềm năng sinh

(S1+S2) (Peters and Cassa, 1994), các mẫu sét có tiềm năng sinh cả dầu và khí ở

mức độ từ trung bình đến tốt, các mẫu sét than có khả năng sinh hỗn hợp dầu khí tốt

và các mẫu than ở vùng có tiềm năng sinh khí cực tốt. Tuy nhiên, trên biểu đồ quan

21

hệ giữa tổng hàm lượng cacbon hữu cơ với chỉ số hydrogen, các mẫu than và sét

than (70% số mẫu) cho thấy tiềm năng sinh cả dầu và khí cực tốt; 11/12 mẫu than

phân tích bổ xung phân bố ở vùng sinh dầu cực tốt .

Giếng khoan 103-TG-1X

Tổng hàm lượng cacbon hữu cơ TOC trong các mẫu sét than (04/189 mẫu) dao

động từ 7,07 đến 24,05% khối lượng (trung bình 11,97% khối lượng), tổng tiềm năng

sinh (S1+S2) dao động trong khoảng từ 12,26 đến 109,75 mgHC/gTOC ( trung bình

53,6 mgHC/gTOC), HI trong khoảng từ 179 đến 628 mgHC /gTOC. Mức độ phổ

biến và chất lượng hữu cơ của các mẫu than Miocene dưới tại giếng khoan này không

cao như ở giếng khoan 102-CQ-1X. Tổng hàm lượng cacbon hữu cơ trong than dao

động từ 40,44 đến 71,52 % khối lượng, S1+S2 từ 141 đến 330 mgHC/gTOC, HI

trong khoảng 219 đến 461 mgHC/gTOC (Total, 1990a).

Các mẫu sét ở phần trên của trầm tích Miocene dưới chủ yếu có khả năng sinh

khí từ nghèo đến trung bình. Các mẫu sét giàu vật chất hữu cơ và các mẫu sét than có

tiềm năng sinh khí và hỗn hợp cả dầu – khí ở mức tốt đến rất tốt. Các mẫu than có

tiềm năng tương tự than ở 102-CQ-1X .

Giếng khoan 103-TH-1X

Độ dày trầm tích Miocene dưới trong giếng khoan 102-TH-1X lên đến gần

1000m, có 1 tập than mỏng phân bố ở gần đáy giếng khoan- khoảng độ sâu trên

3300m và 1 tập ở phần giữa- khoảng độ sâu trên 2990m.

Hai mẫu than ở khoảng độ sâu 2990m có đặc điểm địa hóa gần như tương

đồng, TOC khoảng 86 %khối lượng, tổng tiềm năng sinh S1+S2 trên 350

mgHC/gTOC, HI 394-398 mgHC/gTOC. Than và sét than phân bố xen kẹp nhau và

xen kẹp với các lớp trầm tích hạt mịn ở phần đáy giếng khoan có chất lượng khá tốt;

TOC chiếm 12-32 %khối lượng trong mẫu sét than (3 mẫu) và chiếm 65-85% khối

lượng trong mẫu than (4 mẫu); tổng tiềm năng sinh (S1+S2) dao động từ 37,23 đến

104,5 mgHC/gTOC trong mẫu than và từ 228-356 mgHC/gTOC trong mẫu than. Chỉ

số hydrogen của mẫu than và sét than đều lớn hơn 300mgHC/gTOC (Total, 1990b).

Các mẫu sét cso tiềm năng sinh khí là chính, mẫu than gần giống với than/sét than ở

102-CQ-1X – thể hiện tiềm năng sinh cả dầu và khí.

4.1.1.2. Loại kerogen, nguồn gốc và môi trƣờng lắng đọng, phân hủy vật chất

hữu cơ

Kerogen trong mẫu sét chủ yếu là loại III, trong mẫu sét than và than là loại

III cùng loại hỗn hợp III-II và II-III. Mẫu đã bước vào giai đoạn trưởng thành. Các

mẫu than 102-CQ-1X có tiềm năng sinh dầu phân tích trong luận án (HI từ 321-471

mgHC/gTOC) có hàm lượng liptinite maceral dao động từ 9,4 đến 17,7% phân bố

trong vùng kerogen loại II và loại hỗn hợp II-III. Các mẫu sét than nằm trong vùng

kerogen loại III.

22

Chất chiết từ các mẫu than và sét than 102-CQ-1X và 102-HD-1X thể hiện rất rõ

nguồn gốc thực vật bậc cao, môi trường lắng đọng lục địa - tính oxy hóa cao. Điều

này cũng phù hợp với nhận những phân tích về môi trường thành tạo than theo các

chỉ tiêu maceral đã đề cập trong chương 3.

4.1.1.3. Mức độ trƣởng thành

Mức độ trưởng thành của trầm tích

Miocene dưới khu vực 103 cao hơn so với

lô 102; phần lớn các mẫu đã vào đới trưởng

thành, mẫu ở đáy giếng khoan đã vào cửa sổ

tạo dầu. Phần lớn trầm tích Miocene dưới

trong giếng khoan 102-CQ-1X đã vào đới

trưởng thành; một vài mẫu ở nóc Miocene

dưới mới chớm trưởng thành (Hình 4. 4).

Như vậy, trầm tích chứa than Miocene dưới

ở khu vực này đã là đá mẹ sinh dầu khí thực thụ.

Tóm lại, đá mẹ chứa than/sét than Miocene dưới khu vực nghiên cứu có tiềm

năng sinh khí và hỗn hợp dầu- khí; được thành tạo trong môi trường lục địa điển

hình- nguồn gốc vật liệu thực vật (khu vực lô 102) chuyển dần ra môi trường ngập

nước ven biển (khu vực lô 103).

4.1.2. Miocene giữa

4.1.2.1. Độ giàu vật chất hữu cơ

Giếng khoan 102-CQ-1X

Mẫu than ở phần nóc của trầm tích Miocene giữa có tổng hàm lượng cacbon

hữu cơ khá cao, dao động từ 55,45 đến 71,7%khối lượng, tổng tiềm năng sinh

(S1+S2) trong khoảng 121 đến 221 mgHC/gTOC, HI từ 160-298 mgHC/gTOC; các

mẫu than ở vùng có tiềm năng sinh khí (và một ít dầu) cực tốt. Nhìn chung, ở 102-

CQ-1X, tiềm năng sinh của trầm tích Miocene giữa kém hơn so với trầm tích

Miocene trên.

Giếng khoan 102-HD-1X

Trầm tích Miocene giữa tại giếng 102-HD-1X dày 1200m, chưa khoan vào

trầm tích Miocene dưới. Thành phân chủ yếu là các tập cát kết – cát bột kết nghèo vật

chất hữu cơ xen kẹp với các lớp bột- sét kết giàu vật chất hữu cơ. Ở phần đáy giếng

khoan, bắt gặp tập than rất mỏng.

Mẫu trong tập than ở đáy giếng và mẫu phân tích bổ xung cho thấy tiềm năng

hữu cơ khá tốt, TOC dao động từ 45,1 đến 70,9 mgHC/gTOC; HI từ 329 đến 464

mg/g, tổng tiềm năng sinh S1+S2 đều lớn hơn 200 mg/g cho thấy tiềm năng sinh dầu

và ít khí cực tốt.

Hình 4. 1. Độ phản xạ vitrinite các giếng

khoan khu vực nghiên cứu

23

Giếng khoan 103-TH-1X & Giếng khoan 103-TG-1X

Trầm tích Miocene giữa ở hai giếng khoan lô 103 chủ yếu là sét nghèo xen kẹp

cát kết, cát bột kết; tiềm năng sinh khí nghèo đến trung bình, vài mẫu có tiềm năng

sinh khí-dầu nhưng cũng không tốt.

4.1.2.2. Loại kerogen, nguồn gốc và môi trƣờng lắng đọng, phân hủy vật chất

hữu cơ

Vật chất hữu cơ trong trầm tích Miocene trên chủ yếu có nguồn gốc lục địa.

Trên biểu đồ quan hệ HI với Tmax, mẫu phân bố tập trung ở vùng kerogen loại III;

mẫu trưởng thành kém.

Kết quả phân tích sắc ký khí khối phổ cho thấy, mẫu sét và than trong giếng

khoan 102-CQ-1X, 102-HD-1X và 103-TH-1X đều chứa vật chất hữu cơ nguồn gốc

lục địa lắng dọng trong môi trường oxy hóa

Kết quả trên khá tương thích với kết quả phân tích thành phần maceral trong

mẫu than và các đánh giá về môi trường thành tạo than theo các thông số maceral đã

đề cập trong chương 3. Thành phần kerogen loại III (huminite/vitrinite maceral)

chiếm từ 77,4 đến 85%; thành phần kerogen trơ ì (inertinite maceral) cao hơn nhiều

so với kerogen nhóm II (liptinite maceral), dao động trong khoảng 7,1 đến 11,4%. Sự

phong phú của maceral nhóm inertinite và khoáng vật trong mẫu thể hiện rất rõ môi

trường oxy hóa trong thời kỳ thành tạo than.

4.1.1.3. Mức độ trƣởng thành

Mẫu ở giếng khoan lô 102 đã vào đới trưởng thành, một số mẫu ở 102-HD-1X

đã vào cửa sổ tạo dầu. Trong khi mẫu ở giếng khoan lô 103 mới vào giai đoạn chớm

trưởng thành và trưởng thành.

4.2. ĐẶC ĐIỂM CỦA CHẤT CHIẾT TRONG THAN VÀ MỐI QUAN HỆ VỚI

CÁC SẢN PHẨM DẦU -KHÍ TRONG KHU VỰC

4.2.1. Đặc điểm của chất chiết từ than

Mẫu than 102-CQ-1X độ sâu 2660-2670m

Tổng hàm lượng vật chất hữu cơ có thể chiết được trong mẫu than khá cao, lên

đến 72.097 ppm trong đó thành phần hydrocacbon bão hòa và thơm chiếm 17.193

ppm, còn lại là hợp phần nặng.

Phân bố của dải sắc ký hydrocacbon bão hòa có thể xác định nguồn gốc vật

liệu hữu cơ trong trầm tích. (Waples, 1985) đã chỉ ra rằng phân bố dải sắc ký

hydrocacbon bão hòa của thực vật lục địa thường có tính trội lẻ, đặc biệt là ở C23, C25,

C27, C29 và C31. Phân bố của dải sắc ký hydrocacbon bão hòa mẫu than tại 102-CQ-

1X cho thấy tính trội lẻ từ C23 đến C35 rất rõ ràng, dạng phân bố waxy đặc trưng của

vật chất hữu cơ nguồn gốc lục địa.

24

Tỷ lệ C29 sterane cao vượt trội so với tỷ lệ C27 và C28. Biểu đồ quan hệ giữa tỷ

số Pr/Ph và C29/C27 sterane cho thấy than được thành tạo trong môi trường có tính oxy

hóa cao, nguồn vật liệu đóng góp chủ yếu là thực vât bậc cao. Trên biểu đồ quan hệ

C27-28-29 sterane, mẫu phân bố ở vùng vật chất hữu cơ nguồn gốc lục địa điển hình.

Sự có mặt của đồng vị βα của C30 hopane (Moretane C30 17β(H), 21α(H)-

Hopane) được coi là chỉ thị cho trầm tích chưa trưởng thành đến trưởng thành ở giai

đoạn sinh dầu sớm. Trong mẫu trên, Ts/(Ts+Tm) thấp cho thấy mẫu mới ở giai đoạn

chớm trưởng thành.

Mẫu than 3000-3010m giếng khoan 102-HD-1X

Dải phân bố n-alkane của chất chiết từ mẫu than ở 102-HD-1X có tính trội lẻ

từ C23 đến C35 nhưng không điển hình như chất chiết của than trong giếng khoan 102-

CQ-1X. Đặc điểm trên cùng với tỷ số Pr/Ph cao (6,71) (Geochem, 1995) chứng minh

cho sự đóng góp của thực vật bậc cao trong quá trình tạo than.

Mối quan hệ giữa các hydrocacbon no có số nguyên tử cacbon chẵn với

hydrocacbon no có số nguyên tử cacbon lẻ CPI (C24-C32) là 1,14 (Geochem, 1995)

cho thấy mẫu có độ trưởng thành cao hơn so với mẫu chất chiết của than Miocene

dưới ở giếng khoan 102-CQ-1X (2660-2670m).

Thành phần C29 regular sterane vượt trội so với C28 - C27 và sự có mặt của

Oleanane cho thấy nguồn vật liệu ban đầu tạo than chủ yếu là thực vật bậc cao. Biểu

đồ quan hệ của ba thành phần trên, mẫu phân bố trong vùng lục địa điển hình.

Tương quan giữa C29/27 với tỷ số Pr/Ph cho thấy môi trường có tính oxy hóa cao .

Chêch lệch giữa Ts và Tm trong mẫu không cao như mẫu than ở giếng khoan 102-

CQ-1X cho thấy độ trưởng thành của mẫu có thể cao hơn. Hình dạng của dải

hopane mở rộng (giảm nhanh) cho thấy tính oxy hóa cao của môi trường thành tạo

than.

4.2.2. Mối quan hệ với các sản phẩm dầu-khí trong khu vực

(Geochem, 1995) trong nghiên cứu đặc điểm địa hóa của trầm tích tại giếng

khoan 102-HD-1X đã chỉ ra rằng, chất chiết trong mẫu than đã nêu trên có sự tương

đồng với các dấu hiệu dầu được phát hiện trong Miocene trên tại giếng khoan lân cận

102-CQ-1X. Ngoài ra, tương quan của C29 với C27- C28 sterane, sự vắng mặt của

nhóm tricylic terpane và sự giảm nhanh của giám norhopane từ C31 đên C35 của các

mẫu dấu hiệu dầu trong Miocene trên với chất chiết từ 2 mẫu than ở 102-CQ-1X và

102-HD-1X cho thấy tính t\ưng đồng về mặt nguồn gốc vật liệu sinh hydrcacbon.

4.3. MÔ HÌNH TRƢỞNG THÀNH

Để đánh giá mức độ trưởng thành của trầm tích chứa than Miocene trên toàn

khu vực nghiên cứu, mô hình quá trình trưởng thành của trầm tích tại 3 giếng khoan

và bốn tuyến mặt cắt đã được thực hiện trên phần mềm Petromod 1D/2D.

25

4.3.2. Kết quả mô hình 1D

Kết quả khảo sát mô hình 1D qua 3 GK 102-CQ-1X, 102-HD-1X và 103-TH-

1X cho thấy các thông số lựa chọn là phù hợp với các thông số kiểm tra. Do đó, các

thông số này se được sử dụng để chạy mô hình 2D, đánh giá mức độ trưởng thành

của đá mẹ Miocene trong khu vực.

4.3.3. Mô hình 2D và bản đồ trƣởng thành

Kết quả mô hình hóa quá trình trưởng thành của vật chất hữu cơ trên 4 tuyến

mặt cắt được cho thấy:

Tại vị trí giếng khoan 103-TH-1X, đáy trầm tích Miocene dưới bước vào

ngưỡng trưởng thành từ khoảng 14 triệu năm trước và bước vào cả sổ tạo dầu từ

khoảng 10 triệu năm trước và hiện tại vẫn đang trong quá trình sinh dầu; nóc của tập

trầm tích này đang trong đới trưởng thành chưa vào của sổ tạo dầu. Ở trũng lân cận vị

trí giếng khoan, đáy trầm tích Miocene dưới đã vào đới tạo khí ẩm và condensate;

phần nóc đang trong của sổ tạo dầu. Sản phẩm sinh ra từ tập trầm tích Miocene dưới

khu vực này có thể bị di thoát mất trong giai đoạn nghịch đảo kiến tạo cuối Miocene.

Tại vị trí sâu nhất trên tuyến 3 cắt qua giếng khoan 102-TB-1X và ngang qua

đới nghịch đảo Miocene, trầm tích Miocene dưới nằm trọn trong cửa sổ tạo dầu. Phần

dưới của trầm tích Miocene giữa mới vào cửa sổ tạo dầu, phần trên đang trong đới

trưởng thành. Tai khu vực giếng khoan 102-TB-1X, trầm tích Miocene dưới vào đới

trưởng thành từ khoảng 15,5 triệu năm trước và hiện tại, toàn bộ phần trầm tích này

vẫn đang trong đới trưởng thành.

Trên tuyến 4 cắt qua khu vực lô MVHN01-KT (trũng Đông Quan) kéo ra ngoài

ngoài bờ biển đến địa hào Kiến An. Kết quả mô hình hóa quá trình trưởng thành của

đá mẹ cho thấy trầm tích Miocene dưới trưởng thành không cao; mới vào đới trưởng

thành từ khoảng 10,5 triệu năm trước và chạm cửa sổ tạo dầu từ khoảng 4 triệu năm

trước. Hiện tại, một nửa trầm tích Miocene dưới đang trong của sổ tạo dầu, phần trên

đang trong giai đoạn trưởng thành.

Trên bản đồ thể hiện mức độ trưởng thành của nóc và đáy tầng đá mẹ Miocene

dưới, khu vực trũng trung tâm, đáy trầm tích Micene dưới đã sang giai đoạn tạo khí

ẩm và condensate trong khi nóc tập trầm tích này vẫn dang trong cửa sổ tạo dầu. Khu

vực lô 102 và MVHN01-KT, trầm tích Miocene dưới nằm trọn tron đới tạo dầu trong

khi tràm tích Miocene giữa hầu như chưa trưởng thành. Như vậy, đá mẹ Miocene

dưới trong khu vực nghiên cứu là tầng đá mẹ sinh dầu khí thực thụ trong khu vực

nghiên cứu.

4.4. ĐÁNH GIÁ TIỀM NĂNG SINH HYDROCACBON CỦA THAN VÀ SÉT

THAN KHU VỰC NGHIÊN CỨU

Quan điểm coi trầm tích lục nguyên chứa than và sét than là đá mẹ sinh dầu –

khí vẫn còn là vấn đề gây tranh cãi. Bằng chứng chứng minh dầu được sinh ra từ

26

than, sét than rất hạn chế. Cho đến nay, chỉ có một vài tích tụ dầu khí thương mại

được chứng minh là có liên quan đến than. (Peterson et al., 1998, Peterson et al.,

2005) cũng đã chỉ ra rằng than humic và sét than trong hệ tầng Đồng Ho (Oligocene)

có khả năng sinh một lượng đáng kể hydrocacbon bão hòa trong quá trình trưởng

thảnh giả bằng phương pháp thủy nhiệt phân. Giá trị HI trong các mẫu than và sét

than dao động từ 318-409 mg/g.

Thành phần kerogen nhóm II (liptinite maceral – nhóm được cho là có khả

năng sinh dầu) trong các mẫu than trầm tích Miocene giếng khoan 102-CQ-1X dao

động từ 7,6% đến 17,7%. Giá trị HI dao đông từ 316-477mg/g cho thấy tiềm năng

sinh cả dầu và khí trong đó lượng sinh dầu nhiều hơn so với khí. Không có sự tương

đồng về thành phần liptinite và giá trị HI trong mẫu. Liptinite trong mẫu than độ sâu

2590-2600m cao nhất (17,7 %) giá trị HI khoảng 427mg/g. Mẫu than độ sâu 3000-

3010m có 7,6% liptinite – HI 477mg/g.

Dấu hiệu thạch học cho thấy khả năng sinh hydrocacbon giống dầu của than

chính là sự có mặt của exudatinite trong các khe nứt của than (Teichmüller and

Teichmüller, 1979). (Mac Gregor and Mackenzie 1987) cho rằng exudatinite không

chỉ là chỉ thị cho quá trình sinh mà còn chỉ thị cho quá trình di cư của dầu- khí qua

các khe nứt trong than (Wilkins and George, 2002). Thành phần maceral này cũng

được quan sát rất rõ ràng trong mẫu than tại giếng khoan 102-CQ-1X độ sâu 2680-

2690m; chúng phân bố công sinh- lấp dầy trong các khe nửt ngay cạnh cutinite- loại

maceral vẫn được coi là sinh hydrocacbon đầu tiên trong quá trình than hóa cùng với

suberinite. Sự có mặt của bitum lấp đầy trong các khe nứt của than cũng được coi là

dấu hiệu cho hydrocacbon được sinh ra.

Dấu hiệu nổi bật nhất về khả năng sinh hydrcacbon lỏng của than chính là sự

có mặt của dầu di cư trong các khe nứt của than. Dưới ánh sáng trắng phản xạ, các

dấu hiệu này có dạng tán sắc rất đặc trưng; dưới ánh sáng huỳnh quang trong thị

thường khô (không có dầu nhúng) các dấu hiệu này phát quang khá rõ. Trong các

mẫu than nghiên cứu, hiện tượng này quan sát thấy rất nhiều ở các mẫu có độ phản xạ

vitrinite lớn hơn 0,45% ở giếng khoan 102-CQ-1X và trong mẫu than ở 102-HD-1X (

%Ro 0,68%).

Tóm lại, đặc điểm địa hóa và thạch học hữu cơ cho thấy các mẫu than và sét

than trong trầm tích Miocene dưới – giữa tại hai giếng khoan 102-CQ-1X và 102-

HD-1X có khả năng sinh cả dầu và khí. Kết quả nghiên cứu mô hình trưởng thành

khẳng định trầm tích lục địa chứa than và sét than Miocene dưới là đá mẹ sinh dầu

khí trong khu vực.

27

KẾT LUẬN

1. Tổng hợp kết quả nghiên cứu các đặc điểm thạch học hữu cơ và đặc

điểm địa hóa của than/sét than và trầm tích chứa than/sét than Miocene

tại khu vực có thể kết luận:

2. Than khu vực nghiên cứu là than humic. Thành phần maceral trong các

mẫu than và sét than trong cả ba giếng khoan và trong cả ba phân vị địa

tầng khá tương đồng: chủ yếu là huminite/vitrinite; liptinite chủ yếu là

sporinite, cutinite và resinite; ít inertinite; vật liệu tạo than có nguồn gốc

từ thực vật thân thảo, cây bụi và ít thực vật thân gỗ.

3. Than thành tạo trong môi trường đồng bằng tam giác châu dưới, mức độ

oxy hóa cao dẫn đến độ bảo tồn cấu trúc thực vật kém.

4. Mức độ biến chất của than ở mức thấp, nhãn than từ á bitum đến bitum

chất bốc cao; tương đương với trạng thái trưởng thành và bắt đầu vào

của sổ tạo dầu của quá trình sinh dầu khí từ đá mẹ.

5. Chất chiết từ than Miocene giữa tại giếng khoan 102-HD-1X (3000-

3010m) và chất chiết từ than Miocene dưới giếng khoan 102-CQ-1X

(2660-2670m) có nét tương đồng về các đặc trưng của chị thị sinh học;

cho thấy có sự liên quan về nguồn gốc vật liệu sinh thành hydrocacbon.

KIẾN NGHỊ

1. Các kết quả nghiên cứu cho thấy cần nghiên cứu thêm các chỉ tiêu như

bào tử phấn, phân tích các tính chất vật lý của than như hàm lượng tro,

chất bốc, độ ẩm, hàm lượng lưu huỳnh làm rõ thêm về môi trường thành

tạo than,.

2. Trầm tích chứa than và sét than phân bố trong hầu hết các bể trầm tích

thềm lục địa Việt Nam. Cần có các nghiên cứu, đánh giá chi tiết về bản

chất hữu cơ và đóng góp của chúng trong việc sinh thành các tích tụ

hydrocacbon.