Các phương pháp nghiên cứu bể trầm tích Cửu Long

CHƯƠNG 3: CÁC PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU Như đã biết Bể trầm tích Cửu Long là một bể có triển vọng dầu khí lớn nhất tại nước ta hiện nay tuy nhiên lượng dầu khí mà chúng ta khai thác được chỉ chiếm một phần nhỏ trữ lượng của Bể. Bởi vậy để thu được sản lượng dầu khí cao nhất có thể chúng ta cần phải lựa chọn các phương pháp nghiên cứu có hiệu quả. Trên cơ sở tổng hợp tài liệu vùng nghiên cứu và với mục tiêu của luận án đề ra chúng tôi lựa chọn tổ hợp các phương pháp sau: Phương pháp phân tích bể trầm tích Phương pháp minh giải và phân tích địa chấn địa tầng Phương pháp phân tích Karota Phương pháp lập và phân tích mặt cắt phục hồi Phương pháp phân tích hệ thống dầu khí Phương pháp xác định môi trường lắng đọng và phân hủy VCHC Phương pháp đánh giá độ giàu VCHC của đá mẹ Phương pháp xác định loại Kerogen . PHƯƠNG PHÁP PHÂN TÍCH BỂ TRẦM TÍCH Khi nghiên cứu bất kỳ một bể trầm tích nào đó thì phần không thể thiếu được là làm sáng tỏ ranh giới bồn trầm tích, phân loại kiểu bồn trầm tích, các thành phần trầm tích lấp đầy trong bể và sự phát triển của bể trong từng thời kỳ. Để làm sáng tỏ các yếu tố trên của một bể trầm tích thì phương pháp “Phân tích bể trầm tích” là một công cụ hữu hiệu để nghiên cứu vì bằng phương pháp này các quá trình tiến hóa địa chất của một bồn trầm tích được nghiên cứu dựa trên chính đặc điểm của các trầm tích lấp đầy trong bể. Các khía cạnh nghiên cứu về trầm tích cụ thể là thành phần thạch học, các cấu trúc ban đầu và kiến trúc bên trong được tổng hợp và hình thành nên lịch sử chôn vùi của bồn trầm tích. Sự tổng hợp này có thể cho thấy bồn trầm tích được hình thành trong từng giai đoạn khác nhau cùng với quá trình lấp đầy trầm tích bao gồm từ vận chuyển lắng đọng như thế nào và nguồn trầm tích lấp đầy bể. Cũng như các mô hình người ta có thể phát triển và giải thích các cơ chế thành tạo bể trầm tích. Các ranh giới mảng Thạch quyển được chia thành một số mảng có đường ranh giới xuống tận quyển mềm. Các mảng này tách ra khỏi đới có độ nhớt thấp tại nóc của quyển mềm. Các mảng đều chuyển động tương đối so với nhau. Các mảng tồn tại ở trạng thái rắn, các biến dạng thường xảy ra dọc theo các ranh giới mảng. Có 3 loại ranh giới mảng/ rìa tích cực tồn tại gồm: phân kỳ, hội tụ và chuyển tiếp. Phân kỳ Các ranh giới phân kỳ xuất hiện ở nơi các mảng chuyển động tách rời nhau và thường điển hình bởi các trung tâm giãn sống núi giữa đại dương. Các sống núi giữa đại dương mới được thành tạo ở nơi vỏ lục địa bị tách rời nhau và mang vật liệu từ manti lên bề mặt. Khi sự phân kỳ tiếp tục xảy ra, các rìa lục địa bị tách giãn và không hoạt động về mặt kiến tạo, tạo thành các rìa thụ động hoặc sườn của các đại dương bị tách giãn. Hội tụ Các ranh giới hội tụ xuất hiện khi các mảng chuyển động gần lại với nhau. Có hai loại hội tụ mảng đó là hút chìm và va chạm mảng. Các ranh giới hút chìm xảy ra ở nơi các mảng đại dương bị chui xuống dưới các mảng lục địa hay các mảng đại dương khác. Ranh giới này điển hình bởi rãnh đại dương phát triển mạnh, và cung núi lửa phân bố ở mảng trượt phía trên Các ranh giới va mảng xuất hiện ở nơi mảng lục địa cấu thành nên các mảng chờm nghịch hoặc chui xuống. Đặc biệt là các mảng lục địa có tính nổi dẫn đến kết quả là không bị chui xuống, tạo ra sự phá hủy trên diện rộng, cường độ lớn cùng với quá trình sinh ra các đai tạo núi, ví dụ như Himalaya. Cũng với bản chất nổi, thạch quyển lục địa trở nên dày hơn do có sự chồng gối nhau và quá trình va mảng nhanh chóng bị kết thúc. Chuyển tiếp Ranh giới chuyển tiếp thường xảy ra ở những mảng tiếp giáp nhau dịch chuyển song song và ngược chiều với nhau do đó bị chi phối bởi các đứt gãy chuyển dạng. 3.2 PHƯƠNG PHÁP MINH GIẢI VÀ PHÂN TÍCH ĐỊA CHẤN ĐỊA TẦNG Nội dung phương pháp địa chấn địa tầng được trình bày trong nhiều tài liệu tham khảo. Ở đây, học viên chỉ khái quát một số vấn đề chính phục vụ cho quá trình nghiên cứu Để chính xác hóa cấu trúc địa chất của trầm tích Kainozoi bể Cửu Long và bên cạnh các số liệu địa chất, địa vật lý giếng khoan (GK) đòi hỏi phải khai thác triệt để và chi tiết hơn các số liệu địa chấn. Phân tích mặt cắt địa chấn cần phải dựa vào hai nguyên tắc sau: Xác định mối liên hệ giữa các đặc điểm của trường sóng địa chấn với lát cắt địa chất quan sát được ở các GK để từ đó xây dựng các mẫu chuẩn. Tiếp theo dựa vào các mẫu chuẩn lựa chọn được tiến hành nhận dạng địa chất trường sóng địa chấn. Vì các GK thường được bố trí rải rác ở những điểm nhất định, mặt khác chúng chỉ tồn tại ở những khối nhô của móng nên để phân tích các tài liệu địa chấn, chắc chắn chủ yếu phải dựa vào các chỉ tiêu và nguyên tắc của phương pháp địa chấn địa tầng. Chỉ dựa vào các nguyên tắc và chỉ tiêu của địa tầng địa chấn chúng ta mới có khả năng xác định chính xác các vị trí của các ranh giới và theo dõi chúng trong toàn bộ không gian. Theo chúng tôi ngay cả những trường hợp khi đã xác định được những tồn tại các ranh giới địa tầng theo các số liệu địa chất GK thì việc chính xác hoá chúng trên các mặt cắt địa chấn dựa vào các chỉ tiêu địa chấn địa tầng vẫn cần thiết. Trong những điều kiện cấu trúc địa chất phức tạp, đặc biệt khi những điều kiện tướng và môi trường thay đổi phức tạp như ở phần dưới lát cắt của các mỏ Rồng và Bạch Hổ thì việc liên kết đơn thuần các số liệu GK chắc chắn sẽ không đơn giản. Vì vậy khai thác các mặt cắt địa sẽ được triển khai để giải quyết các nhiệm vụ sau: + Chính xác hoá các ranh giới phức tập (sequence). + Xác định các ranh giới phân tập và nhóm phân tập, các miền hệ thống trầm tích trong tập địa chấn. + Xác định tướng và môi trường của các tập địa chấn. Chính xác hóa ranh giới các phức tập Chính xác hóa ranh giới các phức tập có ý nghĩa quan trọng không chỉ ở chỗ phân chia lát cắt thành các tập địa chấn có tuổi khác nhau mà còn đối sánh được với khung thời địa tầng trong mối quan hệ với sự thay đổi mực nước biển và chuyển động kiến tạo. Các ranh giới phức tập được xác định bằng các phương pháp sau: - Dựa vào các số liệu địa vật lý GK, và các băng địa chấn tổng hợp (syntetic seismo grams) các số liệu thạch học sẽ tiến hành xác định ranh giới địa tầng địa chấn trên các mặt cắt địa chấn ở tất cả các vị trí có giếng khoan cắt qua. - Đối sánh các ranh giới phức tập với thang thời địa tầng, thạch địa tầng và sinh địa tầng. Như chúng ta đã biết các ranh giới địa chấn địa tầng trên các mặt cắt địa chấn phải thỏa mãn các tiêu chuẩn sau: Phân chia mặt cắt theo chiều thẳng đứng ra các phần có các trường sóng khác biệt về hình dạng, thế nằm, tính liên tục, tính quy luật, độ dày của các mặt phản xạ sóng Về cường độ và tần số của ranh giới phản xạ trong lát cắt Về sự có mặt của các thể địa chất (phun trào, xâm nhập, diapia v.v.) và các dạng trường sóng đặc trưng. Về đặc điểm hoạt động phá huỷ kiến tạo Có thế nằm của các mặt phân lớp đè vào 2 phía của ranh giới đặc trưng cho các bất chỉnh hợp địa tầng địa chấn như gá đáy, chống nóc ở hai phía (bi-directional onlap, toplap) bào mòn, cắt xén (erosion, truncation), đào khoét canion v.v. Tuân thủ tính nhịp của các chu kỳ trầm tích trong lát cắt. Đối với các tập biển thì phía trên các ranh giới được bắt đầu từ các tập hạt thô thuộc tướng cát, sạn bãi triều, cát nón quạt cửa sông kiểu châu thổ biển tiến phủ trực tiếp trên mặt bào mòn biển tiến (Ravinenment). Vì vậy, phía dưới mặt bào mòn phải là tập hạt mịn liên quan tới các tập biển tiến và tập biển cao (Trangressive systems tract hay tập highstand systems tract) Dựa vào các phương pháp mô tả trên, đối với các mặt cắt địa chấn chúng tôi đã xác định được các ranh giới địa chấn địa tầng. Riêng bể Cửu Long đặt tên trùng với tên các ranh giới địa chấn đã được Vietsovpetro gọi tên. Từ dưới lên trên là bề mặt móng âm học SH11, SH10, SH8, SH5, SH3, SH2, SH1. Xác định móng âm học Móng âm học được thể hiện ở dưới bởi các đặc điểm sau của trường sóng địa chấn: Trường sóng trắng, tự do với các sóng phản xạ lập từ móng và các sóng phản xạ, phản xạ từ bề mặt của các đứt gãy cắt qua các thành tạo trước Kainozoi. Bề mặt phản xạ kém liên tục, chứng tỏ bề mặt móng bị các hoạt động đứt gãy và bị quá trình phong hoá phá huỷ rất mạnh. Địa hình mặt móng bị phân cắt bởi các khối nâng nằm xen kẽ giữa các địa hào, bán địa hào Đè lên trên móng âm học là các thành tạo trầm tích có các đặc điểm sau: Thể hiện tính phân lớp liên quan tới quá trình trầm tích Tồn tại các mặt phân lớp dạng onlap, nằm đè kề áp vào các sườn các khối nhô; ngoài ra tồn tại các trục đồng pha dạng chống và gá đáy hai phía liên quan đến các quạt aluvi. Xác định ranh giới các nhóm phân tập và phân tập Mỗi phức tập được giới hạn bởi hai ranh giới đáy và nóc. Hai ranh giới đó chính là hai bề mặt gián đoạn trầm tích hoặc bề mặt chuyển tiếp hai môi trường đột ngột tạo nên mặt phản xạ sóng địa chấn mạnh. Các trường sóng địa chấn ở phần thấp các phức tập trường sóng có trục đồng pha cong, thô đứt đoạn, đôi khi hỗn độn thường bị bào mòn cắt xén (truncation) và có cấu tạo bên trong phủ chồng lùi (downlap) biểu thị trầm tích hạt thô thuộc hệ thống trầm tích biển thấp, môi trường lòng sông, nón quạt cửa sông và prodelta. Phức hệ biển thấp thường tạo thành 3 phức hệ tướng tương ứng với 3 parasequence set (PS). Ở phần trên các trường sóng đồng nhất hơn, ranh giới liên tục hơn phản ảnh trầm tích hạt mịn, môi trường biển nông có chế độ thủy động lực khá yên tĩnh tương ứng với 2 PS. Phức hệ biển cao ứng với 1PS. Xác định tướng Tướng được xác định chủ yếu dựa trên cơ sở phân tích cổ địa hình và mực nước biển cổ. Các điều kiện đó chi phối điều kiện thành tạo các trầm tích có tướng khác nhau. Chính vì vậy việc xác định tướng phải dựa vào 2 tiêu chí: Phân tích các đặc điểm của trường sóng như: - Hình dạng thế nằm của các trục đồng pha - Tính liên tục, đứt đoạn của các trục đồng pha - Tính quy luật, hỗn độn của các trục đồng pha - Biên độ tần số của các sóng Dựa vào các quy luật phân bố không gian và các đặc trưng của trường sóng tương ứng với môi trường thủy động lực vận chuyển và lắng đọng trầm tích: lục địa, châu thổ hay biển. Ví dụ, tướng cát – sạn lòng sông sẽ biểu hiện các trường sóng phân bố xiên thô đồng hướng. Tướng cát bột sét tiền châu thổ và tướng sét sườn châu thổ xen kẽ sẽ biểu hiện các trường sóng đồng pha liên tục cấu tạo nêm tăng trưởng định hướng về phía biển. Ngoài ra, còn lưu ý là xem xét các đặc điểm kiến tạo, chiều dày và các số liệu karota ở các giếng khoan. Nghĩa là để phân tích tướng phải sử dụng tổ hợp: địa chấn, carota, trầm tích, cổ sinh. Trong điều kiện cụ thể của bể Cửu Long theo các số liệu hiện có thì tồn tại 5 loại tướng chủ yếu sau: - Tướng cát sạn lục địa thuộc tướng trầm tích biển thấp (biển thoái) (aLST) - Tướng bột sét pha cát châu thổ biển thoái thuộc hệ thống biển thấp (biển thoái) (amLST) - Tướng sét bột pha cát châu thổ biển tiến thuộc hệ thống biển tiến (amTST) - Tướng sét, sét vôi và vôi ám tiêu biển tiến cực đại thuộc hệ thống biển tiến (mTST) - Tướng cát bột sét châu thổ biển thoái thuộc hệ thống biển cao (amHST) Tướng lục địa đặc trưng cho các thành tạo Eocen và Oligocen dưới. Ở đó quá trình trầm tích liên quan với giai đoạn tách giãn (synrift). Trên các mặt cắt địa chấn tướng này trường sóng được đặc trưng bởi các trục đồng pha ngắn đứt đoạn đôi chỗ xiên chéo và uốn cong dạng gò đồi và xiên chéo nhiều chỗ tồn tại các trục đồng pha dạng đào khoét lòng sông. Trường sóng trên đặc trưng cho môi trường trầm tích với năng lượng cao đến trung bình gồm các nón quạt sườn tích, cát sét sông hồ (nước ngọt), nhiều khi chuyển sang tướng nón quạt cửa sông sét bột vũng vịnh nửa kín. Phần lát cắt địa chấn Miocen, trường sóng địa chấn có các đặc điểm khác biệt đáng kể so với phần lát cắt liên quan đến các thành tạo Oligocen nằm dưới. Trường sóng của phần lát cắt Miocen có các đặc điểm sau: - Trường sóng trắng hơn, ranh giới phản xạ yếu hơn - Các trục đồng pha kém liên tục Phân lớp song song xen lẫn các trục đồng pha xiên chéo đặc trưng cho môi trường biển nông delta và lagun. PHƯƠNG PHÁP KAROTA Phương pháp này được sử dụng để phân chia các tập cát, sét theo sự phân dị của đường cong gama, PS và điện trở, chính xác chiều sâu ranh giới địa tầng và các “tướng cộng sinh”. Phương pháp được dựa trên cơ sở sự khác nhau về tính chất vật lý của các lớp đất đá dọc thành giếng khoan. Các đường cong gama, điện trở, thế tự nhiên, tốc độ có hiệu ứng rõ rệt với sự thay đổi của các tham số địa chất như thành phần vật chất, kiểu kiến trúc, cấu trúc và chất lưu và được sử dụng nhiều trong công việc nhận biết tướng đá và môi trường trầm tích. Trong đó có ba dạng đường cong gama thường được sử dụng rộng rãi hơn cả để nhận biết tướng và môi trường: Dạng hình chuông ứng với giá trị GR có xu hướng tăng dần lên trên của các thân cát lòng sông, kênh lạch biển tiến; Dạng hình phễu ứng với giá trị GR có xu hướng giảm dần lên trên phản ánh trầm tích của các cồn cát, cát của đồng bằng châu thổ; Dạng trụ hay răng cưa ứng với giá trị GR thấp và ổn định. Giá trị đường cong GR có quan hệ tuyến tính với hàm lượng sét và độ hạt trong các thành tạo trầm tích, vì thế quan hệ này được sử dụng để xác định hàm lượng sét và độ hạt trầm tích theo tài liệu khoan. PHƯƠNG PHÁP LẬP VÀ PHÂN TÍCH MẶT CẮT PHỤC HỒI Mặt cắt phục hồi là mặt cắt được thành lập từ các mặt cắt hiện tại chuyển dần từng giai đoạn về quá khứ cho đến khi thu được mặt cắt địa chất đầu tiên của bồn trước khi lắng đọng trầm tích. Trên cơ sở xác định ranh giới các bồn thứ cấp, mỗi thời kỳ, mỗi giai đoạn, bóc tách dần các trầm tích đã tạo ra, trả về vị trí cổ địa lý cho từng giai đoạn để có được các bồn thứ cấp. Trên hình 2.18 và hình 2.19 là kết quả sau khi phục hồi hai mặt cắt địa chấn tuyến S18 và S5 bể Cửu Long. Từ kết quả của các mặt cắt phục hồi, chúng ta có thể trình bày lịch sử tiến hóa địa chất của bể Cửu Long từ khi nó được hình thành cho đến ngày nay một cách định lượng. PHƯƠNG PHÁP PHÂN TÍCH HỆ THỐNG DẦU KHÍ Bẫy cấu trúc, ở đây đứt gãy là dịch chuyển lớp không thấm lấp một phần của lớp có độ thấm cao. Dầu hỏa (màu đỏ) tích tụ hoàn toàn bên dưới lớp chắn. Khi lượng dầu di cư vào đây nhiều nó sẽ thoát lên trên bề mặt theo lớp có độ thấm cao. Địa chất dầu khí phân tích bồn trầm tích dựa trên bảy dấu hiệu như sau: Đá mẹ hay đá sinh dầu Bể chứa Tầng chắn Các loại bẫy Thời gian hình thành Độ chín muồi Di trú Nhìn chung, tất cả các yếu tố này phải được đánh giá nhằm mục đích khai thác các giếng dầu. Các giếng này chỉ thể hiện một phần trong lòng đất và các đặc điểm thể hiện không gian 3 chiều của nhiều giếng là cơ sở để nghiên cứu địa chất dầu khí. Hiện nay, Các dữ liệu địa chất 3D chất lượng cao đã được sử dụng để tăng độ chính xác của các giải đoán. Việc đánh giá đá sinh dầu sử dụng các phương pháp của địa hóa học để định lượng các đá giàu chất hữu cơ tự nhiên có khả năng tạo thành các hydrocacbon, từ đó đánh giá chủng loại và số lượng hydrocacbon có thể được sinh ra. Bể chứa là các đơn vị thạch học có tính thấm và chứa nhiều lỗ rỗng hoặc tập hợp các đơn vị thạch học có khả năng chứa hydrocacbon. Việc phân tích các bể chứa ở mức độ đơn giản nhất đòi hỏi công tác đánh giá độ lỗ rỗng (để tính thể tích hydrocacbon hiện trường) và độ thấm (để tính xem lượng hydrocacbon có di chuyển dễ dàng ra khỏi bể chứa) của bể chứa. Một số chuyên ngành liên quan sử dụng để phân tích bể chứa là địa tầng học, trầm tích học, và kỹ thuật vỉa. Tầng chắn, là một đơn vị thạch học có độ thấm thấp có vai trò ngăn không cho hydrocacbon di chuyển ra khỏi bể chứa. Các tầng chắn phổ biến là evaporit, đá phấn và đá phiến sét. Việc phân tích các tầng chứa liên quan đến công tác đánh giá bề dày, và sự phân bố (có kéo dài va liên tục hay không), từ đó các ảnh hưởng của nó có thể được định lượng. Bẫy là một đặc điểm về cấu trúc hay về địa tầng mà chắc chắn rằng có sự liền kề của bể chứa và tầng chắn nhằm giữ không cho hydrocacbon thoát ra khỏi bể chứa (theo tác dụng của lực đẩy nổi). Phân tích độ chín muồi liên quan đến việc đánh giá lịch sử chịu nhiệt của đá mẹ nhằm dự đoán số lượng và thời gian hydrocacbon sinh ra và đẩy đi. Cuối cùng, các nghiên cứu cẩn thận về di trú để đưa ra thông tin làm thế nào các hydrocacbon di chuyển từ nơi sinh dầu (đá mẹ) đến bể chứa và giúp định lượng lượng hydrocacbon có thể sinh ra của đá mẹ trong một khu vực cụ thể. 3.5.1 Phân tích đá sinh dầu Bằng các phân tích về đá mẹ, một số lập luận cần phải được thiết lập. Đầu tiên là phải trả lời câu hỏi liệu rằng có đúng là thực sự có mặt đá mẹ trong khu vực nghiên cứu không. Sự xác định và phác họa các đá sinh dầu có tiềm năng còn tùy thuộc vào các nghiên cứu về địa tầng học, cổ sinh học và trầm tích học khu vực nhằm xác định khả năng có mặt của các trầm tích giàu chất hữu cơ được tích tụ trong quá khứ. Nếu có khả năng xuất hiện các đá sinh dầu cao thì bước tiếp theo là đánh giá độ chín muồi nhiệt của đá mẹ, và tính toán thời gian chín muồi của đá. Sự chín muồi của các đá mẹ (xem diagenesis và nhiên liệu hóa thạch) phụ thuộc rất lớn vào nhiệt độ, theo đó phần lớn nhiệt độ chủ yếu để có thể tạo ra dầu nằm trong dải 60° đến 120°C. Sự sinh khí cũng bắt đầu ở nhiệt độ tương tự, nhưng có thể diễn ra tiếp tục ở nhiệt độ cao hơn khoảng 200°C. Một cách khác để xác định khả năng sinh dầu/khí đó là tính toán lịch sử chịu nhiệt của đá mẹ. Phương pháp này được thực hiện với sự kết hợp của các phân tích về địa hóa học của đá mẹ (để xác định các kiểu kerogen trong đá mẹ và các đặc chín muồi của chúng) và các phương pháp mô hình hóa vỉa để lập mô hình gradient nhiệt trong cột trầm tích. 3.5.2 Phân tích bể chứa Sự tồn tại của đá chứa (đặc biệt là các loại các kết và đá vôi nứt nẻ) được xác định bởi sự kết hợp của các nghiên cứu khu vực (như phân tích các giếng khác trong khu vực), địa tầng học và trầm tích học (để định lượng kiểu mẫu, thế nằm và độ kéo dài của đá trầm tích) và các minh giải địa chấn. Khi đã xác định được bể có khả năng chứa hydrocacbon, các đặc điểm vật lý quan trọng của bể sẽ được chú ý nghiên cứu như độ rỗng và độ thấm. Theo truyền thống, các yếu tố này được xác định thông qua nghiên cứu về các mẫu cục được thu thập trong những cấu trúc nằm liền kề với vỉa mà lộ ra trên mặt đất và bằng kỹ thuật đánh giá hệ tầng sử dụng các công cụ có dây thả vào giếng khoan để đo. Các tiến bộ về thu thập dữ liệu địa chấn và thuộc tính địa chấn của các đá nằm bên dưới mặt đất có thể được sử dụng để suy ra các đặc điểm vật lý/trầm tích của đá chứa. PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH MÔI TRƯỜNG LẮNG ĐỌNG VÀ PHÂN HỦY VẬT CHẤT HỮU CƠ Thường thì từ loại VCHC có thể đoán biết được môi trường lắng đọng và phân hủy của chúng. Tuy nhiên không phải lúc nào cũng chính xác vì: kerogen loại I có thể sinh ra cả ở đầm hồ và biển, còn kerogen loại II, loại III có thể vận chuyển từ lục địa ra biển rồi cùng lắng đọng với trầm tích trong môi trường biển. Kerogen có cùng nguồn gốc được lắng đọng trong môi trường biển sẽ được bảo tồn tốt hơn, có chất lượng tốt hơn. Tham số hữu hiệu nhất dùng để xác định môi trường lắng đọng, môi trường phân hủy VCHC là các tỷ số Pristan/Phytan, Pristan/nC17, Phytan/nC18 được tính toán từ phân tích dải sắc ký khí n-alkan C15+ , chỉ số CPI (chỉ số cacbon chẵn lẻ), tương quan hàm lượng sắt Fe2+ và Fe3+. Người ta dùng biểu đồ biểu diễn mối tương quan giữa các tham số như iC19/nC17; iC20/nC18, Fe2+ và Fe3+ để phân định môi trường. PHƯƠNG PHÁP ĐÁNH GIÁ ĐỘ GIÀU VẬT CHẤT HỮU CƠ (VCHC) CỦA ĐÁ MẸ. Độ giàu VCHC thể hiện khối lượng VCHC có trong đá sinh có khả năng sinh ra các hydrocacbon (HC). Trong phân tử của các HC thì khối lượng chiếm chủ yếu là cacbon, vì vậy để xác định lượng VCHC có trong đá sinh người ta xác định lượng cacbon hữu cơ có trong đá sinh. Độ giàu VCHC được thể hiện thông qua tổng hàm lượng cacbon hữu cơ có trong đá trầm tích – TOC%. Thông qua thường lượng cacbon hữu cơ có trong đá mẹ được xác định bằng máy LECO – 3000 và tính theo công thức sau. TOC% = m*CO2 x (mC/mCO2) / (mR + mCaCO3 ) x 100% Trong đó : m *CO2: Khối lượng CO2 thoát ra do đốt mẫu mC/mCO2: tỷ lệ khối lượng nguyên tử cacbon trên khối lượng phân tử khí CO2. mR: khối lượng mẫu đưa vào buồng đốt (g); mCaCO3: khối lượng CaCO3 bị loại bỏ bằng HCl (g). Độ giàu VCHC của đá mẹ đánh giá theo hàm lượng VCHC theo bảng sau: TOC% Độ giàu VCHC Tiềm năng sinh Sét, bột kết Cacbonat < 0,5 < 0,25 Nghèo Không có khả năng sinh dầu, khí 0,5 - 1 0,25 – 0,5 Trung bình Sinh trung bình 1 - 2,5 0,5 – 1 Tốt Sinh tốt 2,5 – 5 1 – 2 Rất tốt Sinh rất tốt > 5 > 2 Cực tốt Sinh cực tốt Phương pháp nhiệt phân Rock – eval là phương pháp xác định lượng HC đã sinh ra (lượng HC tự nhiên) và lượng HC có khả năng còn sinh ra nhưng chưa đủ điều kiện. Các lượng HC này được xác định bằng cách dùng mẫu đá nghiền nhỏ, nhiệt phân trong môi trường N2 hoặc He với chương trình gia tăng nhiệt độ nhất định. Trong 15 phút nhiệt độ đạt đến 5500C, lần lượt ta xác định được: S1: Lượng HC đã sinh ra có chứa trong mẫu, thoát ra ở trong khoảng nhiệt độ từ 0 – 2500C. S2: Lượng HC còn có thể được sinh ra nhưng chưa đủ điều kiện, thoát ra trong khoảng nhiệt độ từ 400 – 5000C. Khi lượng S2 tách ra đạt giá trị cao nhất thì người ta đánh dấu nhiệt độ tương ứng được gọi là Tmax. S3: Lượng CO2 chứa trong mẫu thoát ra ở khoảng nhiệt độ từ 550 - 3500C khi hạ giá trị nhiệt độ xuống. Từ các giá trị S1, S2, S3, ta tính được giá trị của các tham số sau: Chỉ số Hydrogen: HI = S2/TOC (mg/g ; kg/tấn); Chỉ số sản phẩm: PI= S1/(S1+S2) Chỉ số HI dùng để phân loại đá mẹ và kerogen, chỉ số PI xác định sự có mặt của HC tái sinh (PI>0,3) và HC di cư (PI<0,3). PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH LOẠI KEROGEN. Kerogen là các hợp chất hữu cơ phân tán trong đá trầm tích, không hòa tan trong kiềm và các dung môi hữu cơ. Nguồn gốc của kerogen có thể là biển, lục nguyên hoặc tái trầm tích. Theo Tissot và một số tác giả khác thì kerogen được phân loại như sau: Loại kerogen S2/S3 Pristan/Phytan HI (kg/tấn) HC Dẫn xuất Thành phần Tiềm năng Loại I >5 < 0,1 > 300 1,3÷1,7 Rong, tảo Chủ yếu là paraffin và một lượng nhỏ naphthen, aromatic Sinh dầu Loại II 3÷5 1÷4,5 150÷300 0,9÷1,3 Động vật biển Chủ yếu là naphthen và aromatic Sinh dầu – khí Loại III < 3 > 4,5 < 150 < 0,9 Thực vật thượng đẳng Chủ yếu là aromatic mạch chuỗi hoặc mạng Sinh khí Qua kết quả xử lý và tổng hợp các tài liệu địa hóa của một số giếng khoan thuộc bể Cửu Long học viên có một số nhận xét như sau: Ở bể Cửu Long có ba tầng được xác định là đá mẹ đó là Miocen dưới, Oligocen trên,Oligocen dưới + Eocen trên, được phân chia bởi các tập cát - sét giữa chúng. Trầm tích tầng Miocen dưới, chứa VCHC kém phong phú hơn cả, kerogen thuộc kiểu III là chính, có ưu thế sinh condensat và khí. Trầm tích tầng Oligocen trên, chứa VCHC rất tốt, kerogen thuộc kiểu II, ít kiểu I, III, có ưu thế sinh dầu. Trầm tích tầng Oligocen dưới + Eocen trên, chứa VCHC tốt, kerogen thuộc kiểu II, ít kiểu I và III có ưu thế sinh dầu.