Hệ thống dầu khí - Đá sinh dầu, đá chứa và đá chắn

Địa chất dầu khí là áp dụng địa chất vào lĩnh vực tìm kiếm, thăm dò và khai thác dầu khí. Địa chất dầu khí liên quan đến nguồn gốc, sự xuất hiện, dịch chuyển và quá trình thăm dò dầu khí. Trong thực tế địa chất dầu khí còn liên quan đến việc áp dụng các lĩnh vực địa hóa, địa vật lý, cổ sinh, địa chất cấu tạo, địa tầng phục vụ cho việc phát hiện dầu khí.

Trên hình 1.40 là sơ đồ thể hiện mối quan hệ giữa địa chất dầu khí và các ngành khoa học địa chất (cấu tạo, trầm tích, thạch học, địa hóa, cổ sinh...) và các ngành khoa học cơ bản (vật lý, hóa học, sinh học...) khác nhau.

Hình 1.40 - Mối quan hệ giữa địa chất dầu khí và các ngành khoa học khác

Hệ thống dầu khí được xác định là một hệ thống tự nhiên với tất cả các yếu tố địa chất, quá trình liên quan đến khả năng hình thành, di chuyển và tích tụ dầu khí. Hệ thống dầu khí bao gồm mối quan hệ không gian và thời gian của các thành phần. Các yếu tổ không gian gồm các loại đá sinh, đá chứa, đá chắn, lớp đá phủ cho phép các yếu tố sinh, chứa, chắn được chôn vùi và các dạng bẫy chứa. Các quá trình thời gian bao gồm sự hình thành của bẫy và quá trình sinh, di cư, tích tụ dầu khí. Các yếu tố và các quá trình trên phải xảy ra trong một thời gian và không gian cho phép vật chất hữu cơ (VCHC) chứa trong đá mẹ chuyển hóa thành các tích tụ dầu khí.

Cho đến nay, có nhiều phương pháp khác nhau để đánh giá hệ thống dầu khí. Tùy thuộc vào mức độ nghiên cứu, hệ thống dầu khí được đánh giá tổng quan đến chi tiết như không gian lãnh thổ, bể trầm tích, tập hợp cấu tạo triển vọng đến từng cấu tạo độc lập. Các phương pháp đánh giá hệ thống dầu khí dựa trên cơ sở các yếu tố khác nhau như lượng sinh thành hydrocarbon của vùng/thể tích thành hệ đá, các tiên đoán địa chất, sự cân bằng vật chất địa hóa, ngoại suy trên cơ sở tài liệu lịch sử khai thác, tổng hợp mô hình địa chất và thống kê.... Đối với từng đối tượng và phạm vi cụ thể, chúng ta có thể áp dụng một hoặc tổ hợp các phương pháp trên.

Bể trầm tích, hệ thống dầu khí, tập đá chứa và cấu tạo tiềm năng có thể được xem như các mức độ khác nhau của quá trình thăm dò dầu khí (hình 1.41). Thăm dò bể trầm tích nhấn mạnh địa tầng phân tập và kiểu cấu tạo của đá trầm tích. Nghiên cứu hệ thống dầu khí xác định mối quan hệ chủ yếu giữa khối đá mẹ hoạt động và kết quả tích tụ dầu khí. Nghiên cứu tập đá chứa xác định đặc điểm địa chất tương tự của các loại bẫy chứa hiện tại và nghiên cứu cấu tạo tiềm năng xác định các bẫy riêng biệt hiện tại. Một hệ thống dầu khí bao gồm tất cả các yếu tố địa chất và quá trình thiết yếu tích tụ dầu khí trong tự nhiên. Hình 1.42 là một thí dụ lát cắt địa chất thể hiện các yếu tố như đá mẹ, sự dịch chuyển, đá chứa, đá chắn, bẫy và quá trình địa chất hình thành chúng.

Hình 1.41 - Các giai đoạn trong thăm dò dầu khí

Hình 1.42 - Lát cắt địa chất chỉ ra mức độ địa tầng của hệ thống dầu khí

Đá sinh dầu, đá chứa và đá chắn

Xác định hình thái và đặc điểm các đá mẹ, đá chứa, đá chắn, là nhiệm vụ rất quan trọng trong quá trình minh giải tài liệu thăm dò địa chấn.

a. Đá mẹ

Đá sinh dầu hay đá mẹ là các loại đá mà từ đó dầu và khí được tạo ra hoặc có khả năng được tạo ra. Nó thường là đá trầm tích hạt mịn (đá sét, đá marnơ, đá silic) giàu chất hữu cơ được lắng đọng trong một thời gian dài, tại các môi trường như biển sâu, đầm hồ và đồng bằng sông. Đá phiến dầu có thể được coi là một loại đá giàu chất hữu cơ nhưng chưa trưởng thành nên không có hoặc có ít dầu được tạo ra.

Đá mẹ được phân chia dựa vào loại kerogen mà chúng chứa, từ đó quyết định loại dầu khí được tạo ra.

- Loại 1: được hình thành từ xác tảo lắng đọng trong điều kiện thiếu oxy ở các hồ sâu. Thường tạo ra dầu sau quá trình chịu ứng suất nhiệt trong khi chôn vùi.

- Loại 2: được hình thành từ các sinh vật phù du và vi khuẩn ở biển và bảo quản trong điều kiện thiếu oxy. Nó tạo ra cả dầu và khí sau quá trình crack nhiệt trong thời gian chôn vùi.

- Loại 3: được hình thành từ thực vật trên mặt đất bị phân hủy bởi vi khuẩn và nấm dưới điều kiện có oxy hoặc thiếu oxy. Nó có xu hướng tạo ra chủ yếu là khí hoặc các loại dầu nhẹ. Hầu hết than đá và đá phiến sét thường là đá sinh loại này.

b. Đá chứa

Đá chứa dầu khí là loại đá có không gian rỗng trong thể tích đá có thể chứa chất lưu như nước, dầu hoặc khí. Có hai kiểu đá chứa là đá lục nguyên có không gian rỗng giữa hạt chủ yếu là cát kết, bột kết và đá chứa nứt nẻ là các đá magma và đá carbonat do nén ép kiến tạo đã hình thành một hệ thống khe nứt liên thông với nhau và có khả năng chứa dầu khí tốt.

Tiềm năng chứa được đánh giá theo giá trị độ rỗng, độ thấm. Trên hình 1.43 thể hiện mô hình đá chứa gồm khung đá, lỗ rỗng.

Hình 1.43 - Khung đá và lỗ rỗng liên quan đến vỉa chứa

Độ rỗng (φ) là tỷ lệ thể tích không gian rỗng liên thông với nhau (Vr) có khả năng chứa khí và chất lưu trên tổng thể tích của khối đá. (Vt):

φ (%) (Vr/Vt).100%

Độ rỗng gồm độ rỗng nguyên sinh được hình thành trong quá trình trầm tích và độ rỗng thứ sinh được phát triển trong đá sau quá trình lắng đọng. Những loại đá cho chất lưu đi dễ dàng, ví dụ như cát kết, thường có nhiều lỗ rỗng với kích thước lớn và kết nối tốt. Tùy thuộc vào thành phần của đá, môi trường trầm tích và mức độ biến đổi trầm tích mà có giá trị độ rỗng khác nhau.

Đối với đá cát kết, độ rỗng giữa hạt phụ thuộc vào kích cỡ hạt, độ mài tròn, độ chọn lọc, xi măng gắn kết, biến đổi khoáng vật. Trong các bể trầm tích ở Việt Nam, cát kết là một trong các loại đá chứa chính có tuổi từ Oligocen đến Miocen trong trầm tích Kainozoi với độ rỗng thay đổi trong khoảng 12-13 đến 27, 28%.

Đối với đá carbonat độ rỗng chủ yếu phụ thuộc vào hang hốc, quá trình dolomit, nứt nẻ, xi măng hóa... Đối với đá móng granit, magma, phun trào độ rỗng nứt nẻ, hang hốc liên đến quan các yếu tố nguyên sinh như quá trình kết tinh, nguội lạnh,.. và quá trình thứ sinh như do hoạt động kiến tạo hình thành các đới phá hủy, nứt nẻ, quá trình phong hóa và biến đổi thủy nhiệt. Các quá trình này có tác động làm hình thành và thay đổi kích thước các đới nứt nẻ.

Độ thấm là khả năng cho phép chất lưu (dầu hoặc khí) dịch chuyển qua không gian rỗng liên thông với nhau. Độ thấm gồm độ thấm tuyệt đối và độ thấm tương đối. Các loại đá thấm kém như sét kết, bột kết thường có độ hạt nhỏ, lỗ rỗng nhỏ và không liên kết với nhau. Độ thấm của đá chắn tốt thường từ 10% đến 10⁶ đến 10^-8 Darcy.

c. Đá chắn

Đá chắn là tập trầm tích hạt mịn (sét, bột sét...) có diện phân bố, bề dày và độ chặt sít đủ lớn để giữ dầu khí trong các vỉa chứa. Tùy vào mức độ phân bố mà có thể phân thành tầng chắn khu vực hoặc địa phương. Vì có độ rỗng và độ thấm rất kém, tầng đá chắn thường nằm trên và xung quanh vỉa dầu khí và không cho dầu khí đi lên phía trên rồi thoát ra bề mặt. Chất lượng đá chắn phụ thuộc vào thành phần thạch học và mức độ bảo tồn sau các hoạt động kiến tạo. Ở bể Cửu Long tầng chắn khu vực khá điển hình là tập sét Rotalid (chứa Rotalia).

Trên hình 1.44 là mô hình cấu trúc địa chất với các uốn nếp, đứt gãy và các vỉa chứa dạng bẫy cấu trúc liên quan đến nếp lồi, bẫy địa tầng... Hình 1.45 là mô hình thể hiện ranh giới khí/dầu, dầu/nước trong một vỉa chứa.

Hình 1.44 - Hình ảnh cấu trúc địa chất với các vỉa chứa dầu khí

Hình 1.45 - Hình ảnh ranh giới khí/dầu, dầu/nước trong một vỉa chứa

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

Tướng đá và môi trường trầm tích

Quá trình trầm tích vùng biển nước sâu

Các yếu tố trầm tích vùng biển nước sâu

Trầm tích bể hồ