Các bể trầm tích liên quan đến tiềm năng dầu khí - Phần 1

Trên hình 2.5 thể hiện các bể trầm tích liên quan đến tiềm năng dầu khí (a) và bản đồ các tuyến địa chấn 2D và các vùng khảo sát địa chấn 3D (b).

Hình 2.5 - Các bể trầm tích và bản đồ phân lô dầu khí ở Việt Nam - a. Các bể trầm tích và bản đồ phân lô dầu khí; b. Bản đồ các khảo sát địa chấn 2D và 3D

Bể Sông Hồng

Đây là bể trầm tích Đệ Tam có diện tích phân bố lớn nhất ở Việt Nam và cũng là bể trầm tích có cấu trúc địa chất phức tạp, môi trường trầm tích đa dạng và hệ thống dầu khí thay đổi mạnh từ Bắc xuống Nam, từ Đông sang Tây. Bể Sông Hồng được chia thành 4 đới khác nhau từ Bắc xuống Nam gồm đới Bạch Long Vĩ, đới Bắc, đới Trung tâm và đới Nam. Các đới này có lịch sử phát triển địa chất khác nhau, nhưng có sự gắn bó, tương hỗ nhau và không có ranh giới rõ nét giữa các đới, nên về mặt không gian có thể xếp chung bốn đới này vào cùng một bể. Về kiến tạo, đới Bạch Long Vĩ thuộc bể Bắc Vịnh Bắc Bộ (Beibu Wan), có 2 pha tách giãn vào Eocen và Miocen sớm và 2 pha nén ép vào Oligocen muộn và Miocen muộn, chỉ vào Pliocen - Đệ tứ đới này mới nhập chung vào đới Bắc trong tổng thể bể Sông Hồng. Nguồn trầm tích đến từ nhiều hướng, từ môi trường lục địa đến chuyển tiếp, chủ yếu là đầm hồ, vũng vịnh với tốc độ trầm tích vừa phải nên có sự phân dị cát sét và độ chọn lọc khá tốt. Ba đới Bắc, Trung tâm và Nam có sự phát triển gắn bó và tương hỗ nhau về nguồn gốc địa động lực, chung nhau pha tách giãn vào Oligocen dạng kéo toác (pull-apart) kéo dài đến Miocen sớm và có không gian trầm tích hình thoi từ Bắc xuống Nam. Tuy nhiên, do bản chất đá móng thay đổi khác nhau, nên dọc theo bờ Tây của bể này, có sự phân dị cao thấp tạo ra một số trũng địa phương nằm trong đới Trung tâm và đới Nam.

Vào cuối Miocen muộn, do chuyển động đảo chiều của hệ thống đứt gãy Sông Hồng, đới Bắc bể bị thúc vào lục địa tạo ra sự nén ép với cường độ giảm dần từ Bắc xuống Nam, trong khi đó ở Nam Đới Trung tâm và đới Nam quá trình tách giãn vẫn tiếp tục, tạo điều kiện cho sự hình thành dải diapir sét dọc theo trục trung tâm bể cho đến tận Pliocen trong đới có áp suất cao. Về trầm tích, môi trường trầm tích có tính biển xuất hiện sớm nhất ở đới Nam, chuyển dần về đới Trung tâm và đới Bắc, nhưng về nguồn trầm tích phần lớn lại đổ từ đới Bắc từ bờ Tây xuống đới Nam, vì thế có sự phân dị khác nhau về thành phần trầm tích, đa phần là lục nguyễn ở đới Bắc, xen kẹp lục nguyên với carbonat ở đới Trung tâm và nhiều carbonat ở đới Nam. Mặt khác, do khối lượng nguồn trầm tích từ phía Đông lớn hơn rất nhiều so với phía Đông (từ đảo Hải Nam) nên không gian trầm tích trong đới Trung tâm vào Miocen muộn, Pliocen là một không gian không đối xứng, thoải ở sườn Tây và dốc ở sườn Đông, tạo điều kiện cho trầm tích turbidit hình thành từ sườn lục địa phía Đông.

Về hệ thống dầu khí, do có lịch sử phát triển địa chất và môi trường trầm tích phân dị khác nhau nên có thể chia không gian bể Sông Hồng thành nhiều hệ thống dầu khí theo các tiêu chí như đá mẹ Oligocen hay Miocen, đá mẹ sinh dầu hay sinh khí, không bị ảnh hưởng hay có ảnh hưởng giao thoa với hệ thống khí CO₂. Các hệ thống dầu khí này gồm: 1) hệ thống sinh dầu (và khí) đới Bạch Long Vĩ; ii) hệ thống sinh khí đới Bắc; ii) hệ thống sinh khí có ảnh hưởng mạnh của hệ thống khí CO₂ đới Trung tâm và iv) hệ thống sinh khí có giao thoa với hệ thống khí CO₂ đới Nam.

Trên hình 2.6 là sơ đồ vị trí bể Sông Hồng, thí dụ lát cắt địa chấn thể hiện các đứt gãy và lát cắt địa chấn hướng Tây Bắc - Đông Nam thể hiện trầm tích carbonat (Nguyễn Hiệp, 2007).

Hình 2.6 - Bể trầm tích Sông Hồng - a. Sơ đồ vị trí bể Sông Hồng; b. Thí dụ lát cắt địa chấn thể hiện các đứt gãy; c. Lát cắt địa chấn hướng TB-ĐN thể hiện trầm tích carbonat

Bể Hoàng Sa

Khu vực quần đảo Hoàng Sa, nằm ở phía Đông đới nâng Tri Tôn của Nam bể Sông Hồng và kẹp giữa trũng Nam Hải Nam và trũng Phú Yên. Về cấu trúc địa chất bao gồm một dải nâng ở phía Bắc (đới phân dị Bắc Hoàng Sa) và một dải các địa hào nhỏ hẹp ở phía Nam (đới phân dị Nam Hoàng Sa). Đây có thể là một phần lục địa sót trước giãn đáy Biển Đông tương tự như khu vực Trường Sa, nhưng có khoảng cách xa hơn so với vỏ đại dương và có thể nằm trên vỏ lục địa.

Về lịch sử địa chất, khu vực này bị đập vỡ hình thành các bán địa hào vào Paleogen với trầm tích tướng lục địa. Vào cuối Oligocen bị cố kết thành một khối và lún chìm dưới mực nước biển. Ở đây có cả hai loại trầm tích đó là carbonat trên các đới nâng (đới phân dị Bắc Hoàng Sa) và lục nguyên tướng biển trong các trũng nhỏ hẹp (đới phân dị Nam Hoàng Sa).

Trên hình 2.7 là bản đồ phân vùng cấu trúc vùng bể Hoàng Sa và hình ảnh một tuyến địa chấn đi qua cấu tạo 142B có triển vọng dầu khí. Hình 2.8 là bản đồ cấu tạo nóc móng bể Hoàng Sa (Nguyễn Hiệp, 2007).

Hình 2.7 - Phân vùng cấu trúc và tuyến địa chấn qua bể Hoàng Sa - a. Phân bố cấu trúc; b. Tuyến địa chấn đi qua cấu tạo 142B

Hình 2.8 - Bản đồ cấu trúc nóc móng bể Hoàng Sa

c. Bể Phú Khánh

Đây là bể trầm tích ngoài khơi miền Trung, có vùng thềm rất hẹp dọc theo bờ biển, phần lớn diện tích bể nằm ở sườn thềm và nước sâu trong vỏ chuyển tiếp và kề áp vào vỏ đại dương của tách giãn Biển Đông. Có thể chia bể Phú Khánh thành hai phần chính là trũng Phú Yên ở phía Tây và đới nâng Khánh Hòa ở phía Đông (Nguyễn Hiệp, 2007).

Trũng Phú Yên được hình thành đồng thời với giai đoạn dập vỡ vỏ Trái Đất trước giãn đáy Biển Đông. Móng của trũng Phú Yên hiện rất khó minh giải qua tài liệu địa chấn do không có sự khác biệt về kháng trở âm học, cho thấy có thể móng trước Đệ tam là các trầm tích lục nguyên Creta. Các trầm tích syn-rift có thể là Eocen? - Oligocen có tướng lục địa đầm hồ. Tiếp theo là các trầm tích chuyển tiếp từ lục địa sang tướng biển bắt đầu từ Miocen sớm đến hiện nay với trầm tích lục nguyên ở các địa hào hẹp và carbonat trên các địa lũy nằm xen kẹp giữa các địa hào. Các trầm tích carbonat kết thúc sự phát triển khi có nguồn trầm tích lục nguyên từ phía Tây phủ chồng lên trên dưới dạng các nêm lấn.

Về hệ thống dầu khí, bể Phú Khánh nói chung và trũng Phú Yên nói riêng tồn tại ít nhất hai hệ thống dầu khí, một sinh dầu, một sinh khí có kèm theo ảnh hưởng của CO₂ với mức độ khác nhau. Tuy nhiên, việc minh giải tài liệu còn hạn chế nên chưa thể khẳng định bể thiên về sinh dầu hay sinh khí, khối lượng tiềm năng sinh của đá mẹ còn sai số lớn.

Trên hình 2.9 là sơ đồ vị trí bể Phú Khánh, thí dụ lát cắt địa chấn từ thềm phía Tây Bắc đến trung tâm bể và mô hình hệ thống dầu khí của bể.

Hình 2.9 - Bể trầm tích Phủ Khánh - a. Sơ đồ vị trí bể Phú Khánh; b. Thí dụ lát cắt địa chấn từ phía TB đến trung tâm bể; c. Mô hình hệ thống dầu khí bể Phú Khánh

Bể Cửu Long

Là bể trầm tích khép kín, dạng rift lục địa, có diện tích nhỏ nhất nhưng lại là bể dầu khí quan trọng nhất của Việt Nam. Bể Cửu Long có hình bầu dục, lồi về phía Đông dạng hạt đỗ thể hiện sự giao nhập của hai khối cấu trúc: Đông Bắc (có hệ thống đứt gãy ĐB-TN) và Tây Nam (có hệ thống đứt gãy Đ-T, B-N). Pha tạo rift có hai hướng khác nhau cùng xảy ra trong Eocen? - Oligocen. Giai đoạn đầu của pha tạo rift hình thành các trũng nhỏ hẹp cục bộ, lấp đầy bởi các trầm tích alluvi (tập địa chấn F, E), có thành phần thạch học rất khác nhau và khó xác định tuổi. Tiếp theo là giai đoạn tách giãn mở rộng (Oligocen muộn) tạo thành một bể trầm tích có ranh giới bốn phía, ít chịu ảnh hưởng của biển, như là một hồ lớn, trầm tích (tập địa chấn D) có nhiều sét ở trung tâm các trũng sâu và thô dần về phía các đới cao và ven bờ. Vào cuối Oligocen, bể Cửu Long chịu một pha nén ép, có sự oằn võng, phân dị các đới cao thấp cùng với sự bào mòn đới cao và lắng đọng ở đới thấp (tập địa chấn C), tạo ra một bất chỉnh hợp khu vực trong toàn bể. Sau đó là pha sụt lún nhiệt và bắt đầu bị ảnh hưởng của biển từ Miocen sớm (tập địa chấn B), biển tiến vào mạnh mẽ nhất vào Miocen trung, tiếp theo là biển lùi dần từ Miocen muộn đến nay.

Về hệ thống dầu khí, bể Cửu Long có hệ thống dầu khí đơn giản về thứ tự hình thành các tập sinh, chứa, chắn cũng như quá trình chôn vùi, trưởng thành nhiệt của đá mẹ so với thời điểm hình thành bẫy dầu khí. Đá mẹ là các tầng sét đầm hồ Oligocen. Đá chứa bao gồm móng nứt nẻ, các đá cát kết khác nhau từ Oligocen đến Miocen trung và có tầng chắn khu vực Miocen hạ, về phía Đông Bắc bể có tầng chắn Miocen trung. Bẫy chủ yếu là dạng cấu trúc, khép kín bốn chiều, được hình thành chủ yếu kế thừa địa hình móng như những khối phân dị nhô cao trong bể kết hợp với pha nén ép vào cuối Oilgocen. Đặc điểm khác biệt trong hệ thống dầu khí của bể Cửu Long là đối tượng triển vọng trong móng granitoid nứt nẻ do các điều kiện tiên quyết đồng thời xảy ra là khối móng có nứt nẻ (có độ rỗng, độ thấm), có tầng đá chắn hiệu dụng trên nóc móng và có khối lượng dầu lớn sinh thoát kề áp.

Trên hình 2.10 là sơ đồ vị trí bể Cửu Long, thí dụ lát cắt địa chấn thể hiện các đứt gãy và lát cắt địa chấn thể hiện các đới nứt nẻ trong móng (Nguyễn Hiệp, 2007).

Hình 2.10 - Bể trầm tích Cửu Long - a. Sơ đồ vị trí bể Cửu Long; b. Thí dụ lát cắt địa chấn thể hiện các đứt gãy; c. Lát cắt địa chấn thể hiện đới nứt nẻ trong móng

Tài liệu tham khảo: Nguyễn Hiệp (Chủ biên) và nnk, 2007, Địa chất và Tài nguyên Dầu khí Việt Nam, Nhà xuất bản Khoa học và Kỹ thuật, 549 tr

Theo Minh giải địa chấn trong thăm dò và khai thác dầu khí

Các loại bẫy dầu khí, chuyển dịch và nạp bẫy

Các giai đoạn thăm dò dầu khí

Quá trình tìm kiếm thăm dò dầu khí ở Việt Nam

Đặc điểm địa chất liên quan đến tiềm năng dầu khí ở Việt Nam