Jump to content


seanary

Tham gia 12 Nov 2008
Offline Online cuối Sep 21 2017 01:40 PM
-----

#28165 tài liệu chuẩn bị cho học thực tập địa hóa

Posted seanary on 09 March 2013 - 08:48 PM

http://diahoahocdc01...tap-1.html#more
gửi các ạn khóa k11, chúc các bạn học tốt!
chào!


#26690 câu hỏi vui có thưởng, một chầu caffe.

Posted seanary on 29 August 2012 - 10:43 PM

Đố các bạn hình dưới đây là tinh thể của góc kim loại nào, với thuốc thử gì?
Ai đoán đúng được uống caffe miễn phí, ngược lại thua phải bao tui một chầu caffe ok, liên hệ 0903052119.
chỉ áp dụng cho lớp 09 và 010 heheh.
Posted Image


#26255 chuc mung cac ban va anh chi dau cao hoc khoa k22 nha

Posted seanary on 26 June 2012 - 10:26 AM

Posted Image


#26113 ngon goc magma tham khao

Posted seanary on 12 June 2012 - 02:33 PM

http://diahoahocdc01...-goc-magma.html

lớp choàng chính là manti.
manti chia ra làm 2 phần manti trên và manti dưới
phần trên cùng của manti trên gọi là quyển mềm.


#25856 he thong 3 hop phan

Posted seanary on 25 May 2012 - 03:36 PM

http://diahoahocdc01...3-hop-phan.html
cac ban vao day xem bai sua he thong 3 hop phan nha
chao cac ban
chuc cac ban lam bai tot


#25814 Hỏi về "Dòng chảy xa bờ"

Posted seanary on 22 May 2012 - 11:55 PM

View Postquangngai, on 22 May 2012 - 07:41 PM, said:

cám ơn các bạn (anh/chị). hi. Thông tin rất hữu ích.
Sẵn tiện cho mình hỏi luôn, dòng ven bờ với dòng xa bờ, và các dòng hải lưu. Chúng có liên quan gì với nhau k? Các dòng này khác nhau như thế nào? Có ảnh hưởng với nhau ra sao?
chào bạn.
dòng chảy ven bờ là một dòng nước được hình thành do sóng đánh xuyên góc với bờ, và lôi vật liệu ven bờ tạo nên những dãy cát song song bờ như ở miền trung bộ mình đó. còn dòng hải lưu thì mang tính toàn cầu, nó là những dòng biển nóng hoặc lạnh, theo minh nó hình thành để cân bằng thui, giống như gió, nơi nào không khí nóng sẽ tạo ra những luồn gió di chuyển đến những vùng có nhiệt độ thấp hơn, như gió tín phong, gió lào,... còn dòng "xa bờ" = rip current thì nó chỉ là dòng tạm thời , theo mình thì nên dịch là dòng "phá hủy" vì nguyên nhân dòng này tạo ra để phá hủy những ngáng ngầm để thoát nước tự nhiên, cân bằng lượng nước, giống như hồ nước trên cao thường tìm đường chảy xuống vùng thấp hơn bằng cách phá hủy những vật liệu trên đường nó đi, (đào lòng).
mình mạo mụi như vậy các bạn , các anh chị, nào gốp ý giúp em.


#25793 Hỏi về "Dòng chảy xa bờ"

Posted seanary on 22 May 2012 - 02:19 AM

Chào các bạn!
trước hết cho mình hỏi có phải dòng chảy xa bờ mà bạn nói có phải là "rip current".
Nếu là rip current thì hình ảnh này sẽ được giải thích rõ hơn cho các bạn
Posted Image

nếu nhìn rộng hơn thì nó có thể là lạch triều
Posted Image
chúng ta biết rằng các ngáng cát hay (các giồng cát)
những giồng cát ngầm nằm gần như song song với bờ, chính các ngáng cát ngầm này tạo nên những cơn sóng bạc đầu.khi sóng và nước lên, thì nước sẽ dồn vào phía bờ, mà do các ngáng cát đã giữ chúng lại. vì thế chúng cần một nơi thoát ra để cân bằng. Nước sẽ tìm nơi nào có cấu trúc xung yếu sẽ phá vỡ ngáng cát ngầm đi và sẽ tạo ra một rãnh thoát nước, nơi thoát nước này trập trung nước thoát ra nên sẽ tạo nên dòng chảy mạnh và người tấm biển dễ bị cuốn đị,

nếu những ngáng cát này nằm thấp dưới mặt nước thì chúng ta cũng không biết có ngáng bên dưới đâu. mà chỉ biết có sự hiện diện của chúng nhờ vào những cơn sóng bạc đầu. khi nước rút , chúng ta đi tắm ra bãi thì tự nhiên có vùng nước rất sâu đi ra một chút thì chúng lại cạn là do những ngáng cát luân phiên với những vùng trũng giữa ngáng,


#25787 tram tich 09 dc

Posted seanary on 21 May 2012 - 09:21 PM

cac ban 09 vao day xem mot so tai lieu tram tich
http://tramtichhoc.blogspot.com/


#25770 ý nghĩa pp phan tich quang pho ban dinh luong

Posted seanary on 20 May 2012 - 06:05 PM

Ý nghĩa của phương pháp quang phổ bán định lượng là:
Là phương pháp dùng quang phổ để nhận diện các nguyên tố hóa học, vừa mang tính định tính vừa mang tính định lượng (tương đối).
Phương pháp này ưu điểm là rẻ tiền, thực hiện dễ, định lượng tương đối hàm lượng các nguyên tố trong mẫu
Phương pháp này có độ nhạy cao (trong giới hạn của phương pháp) đối với các nguyên tố kim loại nặng như: pb, As, Hg,...

xin các huynh đệ bổ xung thêm. thanks


#25045 vật liệu trầm tích sét ?

Posted seanary on 02 April 2012 - 11:44 PM

mời các bạn bàn luận về chủ đề này?
Bạn nào có thể trả lời được hay không?
  • sét khác với kaolinit, sét kaolin không?



#25029 Tiềm Năng Dầu và Khí ở bể Cửu Long (tt)

Posted seanary on 01 April 2012 - 01:05 AM

CHƯƠNG IV:HỆ THỐNG DẦU KHÍ

  • ĐÁ MẸ

Theo đặc điểm trầm tích và quy mô phân bố của các tập sét ở bể Cửu Long có thể phân chia ra 3 tầng đá mẹ:
•  Tầng sét Miocen dưới (N11) có bề dày từ 250 m ở ven rìa và tới 1.250 m ở trung tâm bể.
•  Tầng sét của Oligocen trên (E32) có bề dày từ 100m ở ven rìa và tới 1.200 m ở trung tâm bể.
•  Tầng sét Oligocen dưới + Eocen? (E31 + E2) có bề dày từ 0 m đến 600m ở phần trũng sâu của bể.
Đặc điểm đá mẹ của các tầng được thể hiện trong bảng 1 Sự biến đổi chiều dày của 2 tầng đá mẹ và là tầng sinh chính của được thể hiện ở hình 13.

Hình 13. Sơ đồ đẳng dày của tầng sinh dầu trong trầm tích Oligocen Eocen – Bể Cửu Long.
  • Đặc điểm thạch học, trầm tích của các tầng đá mẹ cụ thể như sau:


    Giới
    Hệ
    Thống
    Phụ thống
    Hệ tầng
    Điệp
    Thạch học
    Trầm tích

    KAINOZOI


    ANTROPOGEN


    TRÊN Q1





    DƯỚI Q2





    NEOGEN


    PLIOCEN N2

    Biển Đông



    MIOCEN N1
    N13
    Đồng Nai



    N12
    Côn sơn



    MIOCEN N1
    N11
    BẠCH HỔ
    Bh3
    Trên là Rotalia (30-300m)làm tầng chắng tốt
    Môi trường biển nông ven bờ.
    Chủ yếu là sét
    Bh2
    Trên có thành phần sét bột kết
    Dưới là cát lẫn sét bột
    Bh1
    Cát chủ yếu, lẫn sét bột

    PALEOGEN


    OLIGOCEN E3
    E32
    Trà Tân

    Chuyển dần lên trên là sét (40 -70%) với bột, ít cát, có vật liệu phun trào.
    Môi trường bồi tích sông, đồng bằng, đầm lầy, vũng vịnh, biển nông.
    Tỷ lệ cát/sét thấp cho biết môi trường đầm hồ.
    Bắt đầu là cát hạt mịn
    E31
    Trà Cú

    Phần lớn sét (60%), giàu hữu cơ, sét chứa nhiều vụn thực vật và sét chứa than.
    Sét bị biến đổi thứ sinh, nén ép mạnh tạo đá phiến xám sẫm, xen kẻ lớp mỏng với sét bột sét vôi
    Thành phần kaolinit,ilit,clorit


    Môi trường khác nhau: từ sườn tích, lũ tích, bồi tích sông, đầm lầy, vũng vịnh
    EOCEN E2
    E2
    Cá Cối



    PALEOCEN E1
  • Đặc điểm địa hóa đá mẹ:

Từ kết quả phân tích địa hóa các giếng khoan phân bố như trên (hình 14), tổng hợp số liệu(bảng 1) ta có những nhận xét cho từng tầng đá mẹ ở bể Cửu Long.
Bảng 1: Các thông số chủ yếu của đá mẹ sinh dầu bể Cửu Long


Tầng Miocene dưới: các tập sét nghèo vật chất hữu cơ, Cacbon hữu cơ (TOC): 0.64-1.32%), trung bình là 0.94%, vật liệu hữu cơ thuộc loại thực vật bậc cao, kerogen kiểu III, chủ yếu sinh khí và ít dầu (hình 15). Chỉ số HI dao động từ 40.2 – 566, trung bình là 218.2. Chỉ số S1 dao động từ  0.04-1.11 kg/T, trung bình là 0.28 kg/T. Chỉ số S2 dao động từ 0.27-7.24 kg/T, trung bình là 2.47 kg/T. Tổng tiềm năng HC (S1+S2 ) của đá mẹ thay đổi từ 0.48-7.45 kg/T, trung bình là 2.75 kg/T, PI dao động từ: 0.04-0.23, Tmax biến đổi từ: 422-435oC, Ro<0,6% cho thấy vật chất hữu cơ trong đá mẹ chưa trưởng thành (hình 116). Tỉ số Pr/Ph thay đổi từ 2.37- 4.31, trung bình là 3.23 thể hiện môi trường trầm tích có tính khử yếu (hình 17).

Hình 14: Sơ đồ vị trí giếng khoan tìm kiếm, thăm dò ở bể Cửu Long

Hình 15: Tiềm năng sinh hydrocarbon của VCHC tầng Miocene dưới

Dựa trên tài liệu các kết quả phân tích và tài liệu thu thập được, xây dựng sơ đồ phân bố TOC (%) của tầng Miocene dưới (hình 18), ta thấy TOC (%) tập trung ở các khu vực chính thuộc đới trũng Tây Bạch Hổ, đới trũng Đông Bạch Hổ và đới trũng Bắc Bạch Hổ.

Hình 18. Sơ đồ phân bố TOC (%) tầng Miocene dưới

Hình 19. Sơ đồ phân bố S2 tầng Miocene dưới


Trên sơ đồ phân bố lượng HC tiềm năng S2 của tầng Miocene dưới, tập trung nhiều ở khu vực đới trũng Tây Bạch Hổ và đới trũng Bắc Bạch Hổ (hình 19).

Tầng Oligocene trên: gồm các tập sét chứa vật liệu hữu cơ phong phú nhất. Có lẽ phần
lớn khối lượng tầng đá mẹ vẫn giữ lượng lớn hydrocarbon mới được sinh ra và chúng chưa bị đuổi ra khỏi  đá mẹ (do khả năng hấp phụ của sét ở mức biến chất thấp). TOC: 1.14-4.0%, trung bình là 2.07%, được đánh giá là đá mẹ rất tốt, vật liệu hữu cơ phần lớn được tích luỹ trong điều kiện cửa sông, biển mở, vũng vịnh (kerogen kiểu II), một phần nhỏ vật chất hữu cơ có nguồn gốc hồ (kerogen kiểu I); có mặt loại thực vật bậc cao (kerogen kiểu III). Vật liệu hữucơ của đá mẹ ở đầu giai đoạn trưởng thành (Ro=0,6÷0,8%), và cho sinh các vỉa dầu đầu tiên (hình18,19). Ở những trung tâm của các trũng vật liệu hữu cơ nằm trong pha sinh dầu (cửa sổ sinh dầu).

Hình 20: Tiềm năng sinh hydrocarbon của VCHC tầng Oligocene dưới + Eocene trên

Hình 21: Đồ thị xác định loại VCHC tầng Oligocene dưới + Eocene trên

Hình 22: Đồ thị xác định môi trường tích luỹ VCHC Oligocene dưới + Eocene trên

Trên hình22 cho thấy TOC(%) tập trung ở hai khu vực chính thuộc trung tâm bể, càng vào sâu trung tâm bể lượng TOC(%) càng cao. Lượng S2 trong đá mẹ nhìn chung đạt mức rất giàu từ độ sâu 3000m (hình 24), cho thấy S2 tăng dần từ rìa vào trung tâm bể, mà cao nhất là ở trũng phía Đông mỏ Bạch Hổ.

Hình23:  Sơ đồ phân bố TOC (%) tầng Oligocene dưới + Eocene trên

Hình 24:  Sơ đồ phân bố S2 tầng Oligocene dưới + Eocene trên

  • Độ trưởng thành của vật liệu hữu cơ.

Theo số liệu phân tích nhiệt phân cho thấy VCHC ở tầng Miocene dưới chưa đạt ngưỡng trưởng thành (Ro<0.6%; Tmax <440oC); VCHC ở tầng Oligocene trên đạt đến giai đoạn đầu trưởng thành (Ro=0.6÷0.8%; Tmax=440÷446oC); chỉ có VCHC  ở phần  đáy tầng Oligocene trên và tầng Oligocene dưới + Eocene trên đạt tới mức trưởng thành muộn (Ro=0.8÷1.35%; Tmax >460oC). Kết quả phản xạ vitrinit được xác định theo độ sâu của các giếng khoan, cho thấy độ trưởng thành VCHC chứa trong đá mẹ tại các lô trong khu vực bể Cửu Long khác nhau.
  • Đánh giá về đá mẹ

Qua kết quả xử lý và tổng lợp các tài liệu địa hóa của một số giếng khoan thuộc bể Cửu Long ta có một số nhận xét như sau:
Ở bể Cửu Long có ba tầng được xác định là đá mẹ đó là Miocene dưới, Oligocene trên, Oligocene dưới + Eocene trên, được phân chia bởi các tập cát - sét giữa chúng. Trầm tích tầng Miocene dưới, chứa VCHC kém phong phú hơn cả, kerogen thuộc kiểu III là chính, có ưu thế sinh condensat và khí. Đá mẹ chưa trưởng thành và được tích luỹ trong môi trường lục địa và á lục địa, vì vậy rất đặc trưng môi trường khử yếu.
Trầm tích tầng Oligocene trên, chứa VCHC rất tốt, kerogen thuộc kiểu II, ít kiểu I, III, có ưu thế sinh dầu. Đá mẹ bắt đầu trưởng thành và được tích luỹ trong điều kiện môi trường cửa sông vũng vịnh, đặc trưng bằng môi trường khử. Tuy nhiên, phần đáy đã rơi vào pha chủ yếu sinh dầu. Trầm tích tầng Oligocene dưới + Eocene trên, chứa VCHC tốt, kerogen thuộc kiểu II, ít kiểu I và III có ưu thế sinh dầu. Đá mẹ trưởng thành, ở khu vực sâu hơn 3280m thấy có dấu hiệu đã đạt ở mức trưởng thành muộn (Ro=0,8÷1,35%), ở đới này cường độ sinh dầu mạnh và giải phóng HC ra khỏi đá mẹ, còn phần đáy ở các trũng rơi vào pha khí ẩm và condensat.
Như vậy, ở bể trầm tích Cửu Long cung cấp dầu chủ yếu cho các bẫy chứa là vật chất hữu cơ thuộc trầm tích Oligocene dưới + Eocene trên và phần đáy Oligocene trên.
  • Đặc điểm các loại dầu

Tính chất lý hóa của các loại dầuTrong phạm vi bể Cửu Long phổ biến là loại dầu parafin với hàm lượng từ 18% đến25,3% và hàm lượng lưu huỳnh rất thấp (0,02- 0,15%) thuộc loại dầu ngọt. Trong các vỉa dầu Miocen và Oligocen trên thường thấy hàm lượng nhựa tăng cao (11-13,4%), asphalten cũng cao (1,29-2,62%). Tỷ trọng thuộc loại trung bình và nặng ?=0,86-0,92 g/cm3. Trong các vỉa dầu ở Oligocen dưới và móng nhựa thường ít hơn (6,5-8,6%) và ít asphalten hơn (0,65-1,28%), tỷ trọng thường nhỏ thuộc loại dầu nhẹ (?= 0,82 – 0,83 g/cm3). Trong các vỉa dầu Miocen dưới, Oligocen trên hàm lượng lưu huỳnh tuy thấp, song vẫn cao hơn so với các vỉa dầu ở Oligocen dưới và móng. Ngược lại, tỷ số HC saturat/HC aromat lại thấp chỉ đạt 7,36 - 8,53, trong khi đó ở các tầng dưới tỷ lệ này đạt 10,12-14,10. (Bảng 9.1).Hàm lượng vi nguyên tố trong dầu (V), Ni rất thấp: V = 0,08-3,55 ppm, Ni = 2,5- 3,6 ppm, rất ít khi đạt 26,96 ppm. Các giá trị lớn thường gặp ở dầu được sinh ra ở mức độ biến chất thấp của VCHC. Các đặc điểm nêu trên cho thấy VCHC sinh ra dầu đa phần được trầm đọng ở vùng cửa sông, chuyển tiếp (nước lợ) có xen vật liệu than paralic và vùng biển nông (biển mở) (Hình 9.18) và không có VCHC trong đá carbonat (Hình 9.19).
Các kết quả xác định đồng vị carbon trong dầu Bạch Hổ bởi chuyên gia người Anh (Warden P.C.) vào năm 1989, Viện TaTnipineft, năm 1992 và trường Tổng hợp Dầu Khí mang tên Gubkin I.M, năm 1990 và 1994 cho thấy giá trị d13C dao động trong khoảng từ 25 đến 31,50/00. Như vậy các giá trị đồng vị của dầu, cũng như các thành phần nhóm của chúng chứng tỏ dầu ở mỏ Bạch Hổ và có thể ở toàn bộ bể Cửu Long cũng có các giá trị tương tự, phù hợpvới VCHC có nguồn gốc vi khuẩn, rong tảo, cỏ biển và một phần nhỏ thực vật trên cạn [9].Nói chung, các vỉa dầu của bể Cửu Long được tích tụ với áp suất bão hòa thuộc loại trung bình đạt từ 16 đến 24 MPa, rất ít khi đạt 29,0 - 30,0 MPa. Hàm lượng khí thường từ 40 m3 đến 200m3 ít khi đạt tới 300 m3
/m3 dầu hoặc cao hơn. Hệ số nén thường đạt 1.8-2.6 E-6/Mpa
  • Nguồn gốc dầu

Khi nghiên cứu các chỉ số sinh học (biomarker) cho thấy các vỉa dầu trong Miocen dưới và Oligocen trên liên quan tới tính biển nhiều hơn, có lẽ liên quan tới đá mẹ là tầng Oligocen trên. Còn các vỉa dầu Oligocen dưới và móng liên quan tới vùng chuyển tiếp (nước lợ) cửa sông và đồng bằng ngập nước có thể liên quan tới tầng đá mẹ Oligocen dưới - Eocen và phần thấp(đáy) Oligocen trên.Chỉ tiêu B1 có giá trị giao động từ 123,9 đến 956,3 trung bình 406,22. Chỉ tiêu M4 cũng có giá trị cao trong dầu Miocen dưới 33 - 54 trung bình 40,23 còn trong dầu Oligocen và móng đạt 80 - 235, trung bình phổ biến là 98. Chỉ tiêu S8 trong dầu Oligocen và móng đạt giá trị lớn 48 - 227,3, trung bình 118. Điều này chứng tỏ dầu trong bể Cửu Long đa phần có nguồn gốc từ VCHC rong tảo và vi khuẩn. Các giá trị cao thường thấy trong dầu Oligocen và
móng, còn thấp hơn đôi chút thường thấy trong dầu Miocen dưới.Chỉ tiêu H11 (C23tricyclic/C30hopane) có giá trị cao trong tất cả các loại dầu (105,3-125) phản ánh VCHC được trầm lắng trong môi trường có muối. Chỉ tiêu Pr/Ph thường có giá trị 1,6-2,3. Các chỉ tiêu B1, M4, S8, H11 đều có giátrị tương tự như trong kerogen, đặc biệt rất gần gũi với kerogen của trầm tích Oligocen dưới - Eocen và phần đáy của Oligocen trên, chúng đều phản ánh dầu được sinh ra từ VCHC được tích lũy ở vùng chuyển tiếp tức là vùng nước lợ, cửa sông, biển nông, nơi rất phát triển rong tảo, cỏ biển và vi khuẩn.



Hình 25 Giản đồ phân bố C7 Alkan/Cyclo-Alkan trong dầu thô bể Cửu Long

Hình 26. Giản đồ phân bố cấu tử Steran C27-C28-C29 trong dầu thô bể Cửu Long
(? - ở lô 15-1; • - ở các lô khác)


Tuy nhiên chỉ tiêu H15 = Oleanane/C30hopane có giá trị nhỏ (H15 = 10,8-16,98). Điều này, cũng chỉ ra có sự có mặt của VCHC thực vật bậc cao.Trong dầu Miocen dưới và Oligocentrên thường gặp chỉ tiêu H6 = Ts/(Ts+Tm)với giá trị trung bình: 0,4 - 0,6 và chỉ tiêu MPI-1: 0,45 - 0,68. Còn trong dầu Oligocen dưới và móng H6: 0,6 - 1,13 còn MPI-1:0,7 - 1,25. Điều này chứng tỏ dầu trong Oligocen dưới và móng được sinh ra trong điều kiện biến chất cao hơn. Khi xem xét các chỉ tiêu B1, H11, S8 va đặc biệt CPI-1, MPI-1 và H6 giữa kerogentrong đá và dầu cho thấy ở một số lô như 15-1, lô 17 chúng có giá trị trong đá thấp hơn nhiều so với dầu. Phải chăng kerogen ơ các vùng ven rìa của các khối nói trên chưa rơi vào đới trưởng thành hoặc ở đới trưởng  thành sớm. Như vậy, dầu được sinh ra ở đới sâu hơn đã di cư và nạp vào các bẫy chứa
ở vùng này.
Khi so sánh các chỉ số sinh học giữa dầu và kerogen cho thấy chúng cùng có nguồn gốc. Ví dụ Pr/Ph, B1, M4, S8 và H11 trong dầu cũng như trong kerogen đều có các giá trị gần tương tự, đặc biệt ở các lô 09 và phần sâu của các lô 16, 15. Thậm chí chỉ tiêu H15 chỉ ra có sự tham gia, tuy không lớn, của VCHC nguồn gốc thực vật bậc cao trong kerogen cũng như trong dầu.
Quy luật phân bố các cấu tử C27- C28- C29 sterane trong kerogen cũng tương tự như trong dầu.Đặc điểm khí condensatCác vỉa condensat gặp ở mỏ Rồng, Rạng Đông, Sư Tử Trắng có tỷ trọng khá thấp 0,76-0,82 g/cm3. Trong đó có một số vỉa bao gồm cả các phân đoạn nhẹ của dầu như ở Đông Bắc Rồng.Lượng HC bão hòa chiếm phần lớn (95 - 98%), lượng nhưa rất nhỏ (<0,68%) và asphalten cũng nhỏ hơn (<0,3%). Chỉ số alkanes đạt cao nhất (81 - 85%), song hệ số biến chất của chúng H6 =Ts/(Ts+Tm) cũng chỉ đạt mức trung bình (0,64 - 0,68), MPI-1 chỉ đạt 0,86-1,10. Chỉ tiêu Pr/Ph bằng 2.09-2.11 và các chỉ tiêu khác như B1, H11, S8, M4 cũng có các giá trị cao tương tự như trong dầu. Như vậy, các vỉa khí condensat trong bể Cửu Long có khả năng được tạo thành từ hai nguồn: tách ra từ các vỉa dầu phân bố dưới sâu, rồi di cư lên trên, nơi có bẫy chứa nứt, nẻ... hoặc từ các tầng sinh đã và đang trong cửa sổ sinh khí condensat.
Tuy nhiên, trong quá trình di cư và tách ra khỏi vỉa dầu nên các cấu tử C27 - C28 - C29 sterane bị phân bố lại, tạo nên C27  có gía trị cao nhất. Trong 3 cấu tử trên thì C27 có trọng lượng phân tử nhỏ nhất, cấu trúc gọn hơn và nhiệt độ sôi thấp nhất. Vì vậy, C27 tách ra từ vỉa dầu nhiều hơn và di cư nhanh hơn, do đó đến điểm tích tụ mới nó có hàm lượng lớn hơn. Trong thành phần khí và condensat chủ yếu khí metan (78 - 93%) còn lại là các khí nặng khác như etan, propan, butan và hydrocarbon lỏng từ C5-C12. Trong các vỉa condensat này thường  đun sôi tới 200 - 220oC đã thu được hầu như toàn bộ hydrocarbon.Nếu tính lượng thu hồi khí nặng trong khí kèm dầu và vỉa khí condensat thì: C3+ = 0,4478kg/m3, C4+ = 0,37kg/m3, C5 + = 0,63kg/m3. Trong dòng khí tách ra metan có thể chiếm tới 74 ÷ 82%, C2+: 18 ÷ 26%, C3+: 9 ÷ 14%, C4+: 6 ÷10% và C5+: 4,2 ÷7,8%.
Bảng 3.. Các chỉ tiêu lý hóa và địa hóa cơ bản của kerogen và dầu thô bể Cửu Long



Bảng 4.Thành phần khí hòa tan trong dầu và nước vỉa

  • Đặc điểm các loại khí thiên nhiên

Khí thiên nhiên bao gồm các khí Hydrocarbon (HC) và khí không HC (CO2, N2, He, Ar, H2S). Cho đến nay mới chỉ phát hiện 2 loại khí hydrocarbon (HC): Loại khí sinh hóa và khí dầu condensat. Loại khí sinh hóa gặp ở các tầng nông (Pliocen - Đệ Tứ, một phần nhỏ ở Miocen trên) trong điều kiện nhiệt độ thấp và dưới tác dụng phân hủy của vi khuẩn. Tuy nhiên hàm lượng khí này nhỏ lại bị phân tán bởi nước vỉa. Vì vậy, chúng không tích lũy thành những tích tụ lớn gây nguy hiểm trong qúa trình khoan.Loại khí sinh ra do nhiệt xúc tác cùng với dầu và condensat quan sát thấy ở các tầng sâu từ Miocen dưới, đặc biệt trong Oligocen và tầng sâu hơn. Vì rằng vật chất hữu cơ có ưu thế sinh dầu nên khí ở đây phần lớn đi kèm với dầu tạo nên tỷ lệ khí hoà tan trong dầu từ 40 m3 khí đến 200m3 khí/m3 dầu. Lượng khí sinh ra nhiều ở tầng Oligocen trên đôi khi đạt tới 400-500 m3 khí/m3 dầu đi kèm với đới có dị thường áp suất cao. Ở các đới sinh khí condensat đương nhiên lượng khí và HC lỏng nhẹ được sinh ra và bổ sung cho các tích tụ dầu nằm gần kề trực tiếp tăng khả năng bão hòa của khí vào dầu và giảm tỷ trọng của chúng. Trong các vỉa khí tự do và nước có khí hòa tan càng gần tới vỉa chứa dầu các tỷ  số iC4/nC4, iC5/nC5 và  SC2+ càng tăng và ngược lại tỷ số CH4/SC2+ càng giảm. Trong các vỉa chứa nước và khí tự do tỷ số CH4/SC2+ tăng cao hơn nhiều so với nó trong vỉa dầu, ngược lại SC2+ càng giảm, còn trong các vỉa dầu lượng SC2+ tăng đáng kể.Thành phần khí hòa tan trong dầu và
trong vỉa nước được thể hiện như trong bảng 4.
Khí CO2 thường gặp trong khí đồng hành, khí condensat với hàm lượng nhỏ thường chỉ đạt 0,67 - 2,19%. Ở một số cấu tạo có liên quan tới tái hoạt động magma hàm lượng khí CO2, có thể tăng tới 6-7%, song rất hiếm (cấu tạo Bà Đen, cánh Tây của cấu tạo Rồng và v.v). Trong phạm vi bể Cửu Long ở các địa tầng Miocen dưới, Oligocen không tồn tại các vỉa carbonat. Vì vậy, không tồn tại cơ sở sinh khí CO2 từ đá carbonat.
Khí N2 rất ít gặp thường với các giá trị rất nhỏ 0,48  - 2,31%. Đặc biệt ở các vỉa dưới sâu hầu như không gặp chúng.Khí He gặp ở một số vỉa với hàm lượng rất thấp, từ vết đến 0,022 - 0,17%.Khí Ar cũng rất hiếm gặp, chỉ từ vết tới 0,027÷0,086%. Hai loại khí He, Ar và cả khí CO2 có mặt ở một số mỏ mặc dù hàm lượng thấp cho thấy ở những nơi đó chúng có liên quan tới đứt gãy sâu hay do tái hoạt động yếu của magma hoặc hậu núi lửa.

Hình 27. Sơ đồ đẳng dày tầng sinh dầu trong trầm tích Oligocen  Eocen – Bể cửu Long
  • Quy mô phân đới sinh dầu của các tầng đá mẹ

Sơ đồ phân bố gradient địa nhiệt (?T) tính từ đáy biển xuống tới móng (Hình hình 28) cho thấy ở đới nâng trung tâm có gradient địa nhiệt cao nhất, bao gồm các cấu tạo Rồng, Bạch Hổ và Rạng Đông ở đới nâng phía Đông. Ngoài ra các cấu tạo dương thuộc đới phân dị Tây Bắc và Đông Bắc cũng có gradient địa nhiệt cao. Điều này được lý giải bằng sự lún chìm sâu và các hoạt động núi lửa. Nếu tính cho từng tập trầm tích thì thấy rằng các tập trầm tích Oligocen dưới và móng ở phần trung tâm có gradient cao nhất, đạt tới giá trị ?T = 3,8÷4,20C/100m (Hình hình 28). Còn các tầng trên như Oligocen trên giảm xuống còn ?T = 3,5÷3,90C/100m, ở tầng Miocen dưới giảm xuống còn  ?T = 3,02÷3,60C/100m. Trong các tập trầm tích Miocen giữa, trên, Pliocen - Đệ Tứ chỉ tiêu  ?T càng giảm mạnh chỉ còn 2,0÷2,80 C/100m. Nguyên nhân ở các tầng trên gradient địa nhiệt giảm mạnh vì có các tầng nước lưu thông với nhau do trầm tích chưa được gắn kết hay gắn kết yếu. Còn các tầng sâu thường có các lớp chắn nên


lượng nhiệt được giữ lại đáng kể ở dưới các lớp sét tại các cấu tạo, đặc biệt ở đới nâng trung tâm. Những hoạt động magma phun trào xảy ra vào Pliocen - Đệ Tứ ở các lô 01, 02, 15-1 và 15-2 (như đảo Phú Quý, Hòn Tro, mỏ/cấu tạo Hồng Ngọc, Emerald, Topaz...). Điều đó chứng tỏ ở đới phân dị phía Bắc xảy ra tái hoạt động magma. Các hoạt động này cung cấp lượng nhiệt đáng kể làm chuyển biến VCHC sinh ra hàng loạt hydrocarbon dãy dầu. Trong các tầng đá mẹ Oligocen - Eocen luôn có hệ số PI khá cao và đạt 0,36 - 0,41 đặc biệt tầng đá mẹ dưới cùng (E31 + E2). Sau khi xem xét quy luật phân bố của các chỉ tiêu Ro, Tmax và đặc biệt chỉ tiêu thời nhiệt (TTI) cho thấy thời điểm sinh dầu của 2 tầng đá mẹ dưới bắt đầu từ thời Miocen sớm, nhưng cường độ sinh dầu và giải phóng chúng ra khỏi đá mẹ chỉ xảy ra vào cuối thời kỳ Miocen giữa - đầu Miocen muộn tới nay (Hình 29).
Tóm lại, quy mô sinh dầu của các tầng đá mẹ trong bể Cửu Long:
•  Đới sinh dầu mạnh của tầng Oligocen trên bao gồm chủ yếu phần trung tâm có diện tích khoảng 193 km2. Diện tích đới sinh condensat chỉ tập trung ở phần lõm sâu nhất là 24,5 km2
.Bảng 9.3. Các đặc tính cơ bản của các tầng đá mẹ bể Cửu Long


Hình 29. Sự biến đổi các chỉ số sinh dầu theo mặt cắt ngang qua trung tâm bể lõm sâu nhất là 24,5 km2.


•  Đới sinh dầu mạnh và giải phóng dầu của tầng Oligocen dưới-Eocen mở rộng ra ven rìa so với tầng Oligocen trên và đạt diện tích lớn hơn. Đới sinh dầu chiếm diện tích khoảng 576- 580 km2.
Còn diện tích vùng sinh condensat đạt 146 km2.


  • Đá chứa

Đá chứa dầu khí trong bể Cửu Long bao gồm: đá granitoid nứt nẻ, hang hốc của móng kết tinh, phun trào dạng vỉa hoặc đai mạch và cát kết có cấu trúc lỗ rỗng giữa hạt, đôi khi có nứt nẻ, có nguồn gốc và tuổi khác nhau.
Đá chứa granitoid nứt nẻ-hang hốc của móng kết tinh rất đặc trưng cho bể CửuLong. Hình ảnh đá bị giập vỡ và biến đổi có thể quan sát rõ tại các điểm lộ (Hình 9.26a, B), với xu hướng giập vỡ và biến đổi mạnh (phong hóa) ở phần trên của mặt cắt. Nứt nẻ, hang hốc được hình thành do hai yếu tố: nguyên sinh - sự co rút của đá magma khi nguội lạnh và quá trình kết tinh; thứ sinh - hoạt động kiến tạo và quá trình phong hoá, biến đổi thủy nhiệt tương đương với giá trị độ rỗng nguyên sinh (Fns) và thứ sinh (Fts).
Trên thực tế Fns thường kín, là những khoảng không nằm giữa các tinh thể, ít có ý nghĩa thấm chứa. Nhưng chúng lại có ý nghĩa đáng kể, tạo thành các đới xung yếu, dễ bị dập vỡ khi có tác động từ bên ngoài [31].

Hình 30a,b. Granit bị dập vỡ bởi nhiều hệ thống nứt nẻ, trong đó các nứt nẻ biên   bounding) song song với các đứt gãy đóng vai trò chủ đạo: a- của tại núi Lớn, Vũng Tàu (tác giả Đ.V. Canh) và b- tại bãi biển Long Hải (tác giả - T.X. Thắng)

Đối với đá chứa móng nứt nẻ độ rỗng thứ sinh đóng vai trò chủ đạo, bao gồm độ rỗng nứt nẻ (Fnn) và độ rỗng hang hốc (Fhh) (Hình 31). Hoạt động thủy nhiệt đi kèm với hoạt động kiến tạo đóng vai trò hai mặt đối với việc tăng, giảm tính di dưỡng của đá chứa: làm tăng kích thước các nứt nẻ, hang hốc đã được hình thành từ trước, nhưng cũng có khi lấp đầy hoàn toàn hoặc một phần các nứt nẻ bởi các khoáng vật thứ sinh (Hình 31).
Trong mặt cắt các đới nứt nẻ xen kẽ với các đới chặt xít, chiều dày thay đổi từ vài centimet tới vài chục mét, đôi khi đạt tới trên trăm mét. Giá trị độ rỗng, nứt nẻ và tỷphần chiều dày hiệu dụng trên chiều dày chung theo tài liệu giếng khoan nhìn chung
có xu hướng giảm dần theo chiều sâu và tại phần trên của mặt cắt thường có mức độ dập vỡ, biến đổi mạnh hơn [1, 10] (Hình 32).
Đá móng nứt nẻ gồm granit, granit-gneis, granodiorit, diorit, adamelit, monzodiorit, abro, monzogabro bị các đai mạch diabas, basalt-andesit porphyr cắt qua và bị biến đổi ở mức độ khác nhau. Thành phần granit gồm 12-34% thạch anh, 9-38% kali feldspar, 14-40% plagioclas (từ albit tới oligoclas) và 2-10% mica (biotit và muscovit). Một số nứt nẻ, hang hốc bị lấp



Hình 31a,b. Granit nứt nẻ, biến đổi mạnh tại độ sâu 3.838.2m, GK BH425 (a) và theo lát mỏngnhuộm màu (B).



Hình 31. Mẫu lõi GK BH425 (3.838.9m), nứt nẻbị lấp đầy một phần hoặc toàn phần bởi khoáng vật thứ sinh zeolit và calcit




Hình 32. Biến đổi độ rỗng đá móng nứt nẻ mỏ Bạch Hổ theo độ sâu

đầy bởi các khoáng vật thứ sinh như calcit,thạch anh, clorit, epidot, pyrit, zeolit, thỉnh thoảng là oxit sắt. Đá monzodiorit thạch anh và monzodiorit gồm 2-10% thạch anh,15-20% feldspar kali, 40-50% plagioclass (chủ yếu là oligoclas), 1-3% mica biotit
và muscovit). Granit bị biến đổi có chứa kaolinit chiếm từ 10 tới 30%, và các khoángvật kiềm. Sự thay đổi thành phần khoáng vật tạo đá cùng các khoáng vật thứ sinh sau này có liên quan mật thiết với quá trình thủy nhiệt và phong hóa. Đá móng có thể phân thành các đới dựa trên mức độ phong hoá, biến đổi thứ sinh biểu hiện qua giá trị điện trở sâu sườn (Hình 38): 1. Đới phong hoa có điện trở suất nhỏ hơn 200 ohm.m dày từ vài mét tới vài chục mét như trên Bạch Hổ, Rạng Đông, Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng.
Bên cạnh đó, ở Đông Nam Rồng gặp lớp dăm kết núi lửa gồm các mảnh diorit thạch anh, biotit, hornblen dày tới 150m được gắn kết bởi chính vật liệu diorit và tuf núi lửa có giá trị điện trở suất giống như đối với đá phong hoá. Lớp dăm kết này cùng với đá móng phía dưới tạo thành một thể chứa (reservoir) thống nhất [7]; 2. Đới bị biến đổi mạnh có điện trở suất nhỏ hơn 2.000 ohm.m, có sự phân dị nhỏ giữa LLS và LLD, phân dị lớn giữa RHOB và NPOR; 3. Đới biến đổi ít có điện trở suất cao hơn 2.000 ohm.m, phân dị lớn giữa LLS và LLD, phân dị ít hoặc không phân dị giữa giữa RHOB và NPOR; 4. Đới đá tươi có điện trở suất cao hơn 5.000 ohm.m, phân dị lớn giữa LLS và LLD, phân dị ít hoặc không phân dị giữa giữa RHOB và NPOR. Giá trị độ rỗng trung bình theo thể tích đá trên các mỏ đang khai thác thay đổi trong khoảng 0.8-2.5% [2, 38]. Nhìn chung đá chứa móng nứt nẻ có chất lượng tốt, nhiều giếng khoan cho dòng tới hơn 1.000m3/ngày, thậm chí đạt 2.000m3/ngày. Theo tài liệu nghiên cứu bằng hình ảnh trên cơ sở điện trở suất (FMI) hoặc theo siêu âm (CAST-V) những nứt nẻ lớn và các đới đá dập vỡ và biến đổi được phân định khá rõ (Hình 34).
Dầu khí cũng được phát hiện trong đá

Hình 33. Đặc trưng đá granit nứt nẻ theo tài liệu log thông thường GK BH433

magma phun trào hang hốc, nứt nẻ ở Đông Bắc Rồng dưới dạng vỉa dày từ vài mét tới 80 m nằm kẹp trong đá trầm tích của các tập CL5. Đá phun trào bắt gặp trên hầu hết các cấu tạo, đặc biệt phát triển mạnh về phía Tây và Tây Nam bể. Đó là basalt, andesit
và diabas được nhận biết theo giá trị GR rất thấp, sự tăng của điện trở và PEF, NPOR và RHOB. Basalt và andesit với thành phần từ 5-25% ban tinh (phenocryst) và đá nền 75-85% gồm plagioclass vi tinh, thuỷ tinh núi lửa, ít orthoclas, pyroxen [13, 33]. Diabas porphyrit gặp ở Đông Bắc Rồng [3]. Những đá này thường là chặt xít, nhưng đôi nơi phát triển hang hốc, thông nối với nhau khi có nứt nẻ cắt qua (Hình 35). Nhìn chung chất lượng đá chứa không cao, độ rỗng chung có thể đạt tới 8-14%. Cát kết là một trong những loại đá chứa chính của bể Cửu Long có tuổi từ Oligocen sớm tới Miocen muộn ứng với các tập từ CL6 tới CL5 có nguồn gốc từ lục địa tới biển nông ven bờ.
Cát kết Oligocen dưới là arkos-lithic, đôi chỗ nằm xen với các tập đá núi lửa dày, ứng với hệ tầng Trà Cú có nguồn gốc quạt bồi tích, sông ngòi nằm trên đá móng kết tinh ở phần cao của móng và chuyển sang sét tiền châu thổ (prodelta) và đầm hồ ở phần sâu của bể. Tập CL6 có dạng nghiêng (clinoform), hỗn độn, phát triển trên địa hình cổ và ở phần rìa bể và mỏng dần về phía trung tâm, phát triển mạnh ở xung quanh cấu tạo Bạch Hổ, Rồng, vùng Tây Bắc bể, ở vùng các cấu tạo Tam Đảo, Ba Vì [17], vắng mặt trên phần móng nhô cao. Cát hạt thô, chứa cuội, sạn đến trung bình có màu xám, xám nâu với độ lựa chọn kém với xi măng gắn kết là kaolinit, thuỷ mica, clorit và carbonat kiểu lấp đầy và tiếp xúc. Đặc trưng log có phân dị khá rõ giữa các tập cát kết và sét - bột kết. Trong trường hợp cát kết bị chặt xít điện trở suất của chúng có thể đạt tới một vài trăm ohm.m (Hình 33).
Độ rỗng của cát kết Oligocen dưới có thể đạt tới 18%, trung bình là trong khoảng 12 - 16%. Độ thấm dao động trong khoảng 1 - 250 milidarcy. Tại phần giữa và phần trên của mặt cắt Oligocen dưới cát kết có chất lượng tốt hơn. Theo chiều sâu tính chất thấm chứa của đá có xu hướng giảm (Hình34).

Hình 34. Đặc trưng đá granit nứt nẻ theo tài liệu log hình ảnh

Hình 35. Đặc trưng lỗ hổng của đá phun trào tại GK R8 (3.212,2m


36) [38]. Đặc biệt dưới 3.800m, do bị thạch anh và clorit hoá mạnh nên độ rỗng thường chỉ ở mức dưới 14-15%, trừ một số trường hợp như tại mỏ Đông Rồng và Sư Tử Trắng, độ rỗng của đá vẫn được bảo tồn tốt, chúng có thể vẫn giữ ở mức 15 - 16%. Việc độ rỗng của cát kết Oligocen dưới có xu hướng giảm đi theo chiều sâu chủ yếu là
do ảnh hưởng của quá trình  tạo đá (diagen) và ép nén mạnh.

Cát kết Oligocen trên (tập CL5-CL5.3) hạt mịn xen lớp mỏng với sét, bột kết, đôi chỗ với các tập đá núi lửa, phát triển rộng trên diện tích của bể. Các vỉa dầu được phát hiện chủ yếu tập trung trong cát kết tập CL5-3 như trên mỏ Bạch Hổ, Rồng,Rạng Đông, Sư Tử Đen. Cát kết chủ yếu là arkos, arkos-lithic, vật liệu trầm tích nguồn cung cấp liên quan tới các khối magma axit ở gần, tích tụ trong môi trường đầm hồ cửa sông, đầm lầy, vũng vịnh thuỷ triều trong điều kiện khử với ảnh hưởng của biển tăng dần về hướng Đông Bắc. Phần trên của tập CL5-2 chủ yếu là sét, cát bột kết xen kẽ các tập sét nâu đen giàu vật chất hữu cơ, ở phần dứơi các vỉa cát kết xen lớp với bột sét kết, các vỉa carbonat mỏng và than. Đá chứa của tập CL5-3 là cát bột kết xen lớp với các tập sét nâu thành tạo trong môi trường delta: lòng sông, đồng bằng ngập lụt, tiền châu thổ (prodelta) và biển nông. Khoáng vật sét thường gặp như trong Oligocen

Hình 36. Đặc trưng log của lát cắt Oligocen dưới


Hình 37. Biến đổi độ rỗng theo chiều sâu của các thành tạo Oligocen dưới


dưới, ngoại trừ zeolit, hàm lượng carbonat trong xi măng cao. Độ rỗng 12-21%, trung bình 14%, độ thấm từ 2-26 mD. Đặc trưng log của lát cắt được thể hiện trên hình 33. Nhìn chung lát cắt có mức độ phân dị kém do ảnh hưởng của điều kiện thành tạo các vỉa cát bột kết và dị thường áp suất. Tuy nhiên, về phía Tây Bắc bể (mỏ Sư Tử Đen) chất lượng đá chứa có xu hướng tốt hơn [2, 34]. Cát kết chứa dầu Miocen dưới gặp ở phần trên (CL4-1) và phần dưới (tập CL4-2) của tập mặt cắt tập CL4-2. Chúng phát triển rộng khắp trong phạm vi bể chủ yếu có nguồn gốc sông ngòi, delta, đồng bằng ngập lụt, vũng vịnh bãi triều. Ở đây các vỉa cát kết xen kẻ với bột và sét. Cát grauvac feldspar với arkos-lithic và lithic màu nâu,xám sáng, xám xanh, độ hạt mịn tới thô.
Vỉa dầu trong cát kết bắt gặp trên mỏ Bạch Hổ và Đông Bắc Rồng với các tầng sản phẩm 23-27.Độ rỗng 13-25%, trung bình là 19%, độ thấm trung bình 137 milidarcy [38, 39]. Xi măng dạng tiếp xúc là chủ yếu. đặc trưng log của phần này được thể hiện trên hình 37. Các vỉa cát kết chứa dầu trong phần mặt cắt này thường có điện trở suất đạt tới 10 ohm.m. Tuy nhiên, chúng lại khó phân chia theo tài liệu xạ tự nhiên (GR) do kém phân dị.
Phần trên tập CL4-1 được thành tạo trong môi trường biển nông do bị ảnh hưởng của biển tiến mang tính khu vực, gồm xen lớp của các vỉa cát mỏng với bột và sét có thành phần chính là montmorilonit. Cát kết hạt thô (đôi khi có sạn) tới trung bình, mịn, gắn kết yếu tới bở rời. Dầu trong những vỉa

Hình 38.  Đặc trưng log của các thành tạo Miocen dưới, tập CL4-2


cát này gặp khá phổ biến trên hầu khắp các cấu tạo như: Trung tâm Rồng (các tầng sản phẩm 21-22), Rạng Đông, Phương Đông, Hồng Ngọc, Pearl, Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng. Độ rỗng dao động trong khoảng 14-28%, độ thấm trong khoảng 1-1.300 milidarcy. Đây là các vỉa cát chứa sản phẩm có giá trị điện trở suất thấp từ 3 đến 7 hm.m, nên gặp khó khăn khi minh giải và phân tích tài liệu log.
  • Đá chắn
Dựa theo đặc điểm thạch học, cấu tạo, chiều dày, diện phân bố của các tầng sét trong mặt cắt trầm tích bể Cửu Long có thể phân ra thành 4 tầng chắn chính, trong đó có 1 tầng chắn khu vực và 3 tầng chắn địa phương (Hình 39) [36, 37].
Tầng chắn khu vực - tầng sét thuộc nóc hệ tầng Bạch Hổ hay còn gọi là tập sét Rotalid (tầng sét chứa nhiều Rotalia). Đây là tầng sét khá sạch, phát triển rộng khắp bể Cửu Long. Nóc của tập này trùng với mặt phản xạ địa chấn CL40 (nóc tập CL4-1). Chiều dày khá ổn định, khoảng 180 - 200 m. Đá có cấu tạo khối, hàm lượng sét cao (90 - 95%), kiến trúc thuộc loại phân tán, mịn. Khoáng vật chính của sét là montmorilonit, thứ yếu là hydromica, kaolinit, hỗn hợp (hydromica-mont.) và ít clorit. Hệ số phân lớp nhỏ hơn 0,1. Trong đá hiếm gặp vật liệu hữu cơ. Đây là tầng chắn tốt cho cả dầu lẫn khí. Các vỉa dầu đã phát hiện nằm trong và dưới tập chắn này như 21 - 22 (mỏ Rồng), MI-09 - 50 (mỏ Pearl, Hồng Ngọc), hay B10 (Sư Tử Đen), v.v...
Tầng chắn địa phương I - tầng sét nóc tập CL4-2, nằm dưới tầng phản xạ địa chấn CL41. Đây là tập sét tạp, biển nông, nằm phủ trực tiếp trên các vỉa sản phẩm 23, 24 (mỏ Rồng và Bạch Hổ), MI60 (Pearl), v.v.
Chiều dày tầng chắn này dao động từ 60 đến 150 m. Hệ số phân lớp: 0,1 - 0,47. Hàm lượng sét trung bình là 51%. Sét phân lớp dày. Đây là tầng chắn thuộc loại tốt, phát triển rộng khắp trong phần trũng sâu của bể.
Tầng chắn địa phương II - tầng sét thuộc hệ tầng Trà Tân giữa và trên (CL5-2 và CL5-1), phát triển chủ yếu trong phần trũng sâu của bể. Chiều dày của tầng sét này dao động mạnh từ không cho đến vài trăm mét, có nơi đạt trên nghìn mét. Sét chủ yếu có nguồn gốc đầm hồ, tiền delta, phân lớp dày và có khả năng chắn tốt. Đây là tầng chắn quan trọng của bể Cửu Long, nó quyết định sự tồn tại (kín) các bẫy chứa là móng nứt nẻ trước Kainozoi. Kết quả khoan tìm kiếm thăm dò cho thấy các thân dầu đã phát hiện trong tầng móng nứt nẻ như các mỏ: Đông Nam Rồng, Bạch Hổ, Rạng Đông, Hồng Ngọc, Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng, v.v... đều có sự hiện diện của tầng chắn này, phủ kín toàn bộ diện tích và đặc

Hình 39. Sự phân bố các tầng chắn trên mặt cắt địa chấn

Hình 40. Minh họa sự dịch chuyển hydrocarbon từ các tầng sinh vào các bẫy trên mặt cắt địa chấn biệt là phần đỉnh móng với chiều dày đạt tới một vài trăm mét.

Tầng chắn địa phương III - tầng sét thuộc hệ tầng Trà Cú. Đây là tầng chắn mang tính cục bộ, có diện tích phân bố hẹp. Chúng thường phát triển bao quanh các khối nhô móng cổ, rất hiếm khi phủ kín cả phần đỉnh của khối nâng móng. Sét chủ yếu là đầm hồ, phân lớp dày, có khả năng chắn khá tốt, đặc biệt các thân cát lòng sông nằm dưới hoặc trong chúng. Những phát hiện dầu (Bạch Hổ, Đông Rồng) và khí condensat (Sư Tử Trắng) là bằng chứng về khả năng chắn của tầng này.
  • Di chuyển và nạp bẫy
Về khả năng sinh dầu khí của các tầng đá mẹ  cho thấy, dầu khí trong bể Cửu Long được sinh ra chủ yếu từ 2 tầng đá mẹ chính: Oligocen trên (E32) và Oligocen dưới + Eocen? (E31 + E2). Đây là các tập đá trầm tích nằm ở phần dưới của lát cắt trầm tích, nên chúng chịu sự tác động của yếu tố cổ địa nhiệt trong quá trình lịch sử phát triển địa chất của bể. Thời điểm sinh dầu của tầng đá mẹ E31 + E2 bắt đầu từ Miocen sớm (Ro>0,6%) song cường độ sinh dầu mạnh và giải phóng dầu ra khỏi đá mẹ (Ro>0,8%) và đặc biệt khối lượng đá mẹ đáng kể nằm trong pha sinh dầu lại xảy ra vào cuối Miocen giữa, đầu Miocen muộn tới ngày nay. Riêng tầng đá mẹ Oligocen trên (E32) thì quá trình sinh dầu có xảy ra muộn hơn và chủ yếu mới bắt đầu từ cuối Miocen. Sau khi dầu được sinh ra, chúng được di chuyển từ các tập đá mẹ vào các tập đá chứa bằng các con đường khác nhau và theo các hướng khác nhau. Con đường mà dầu di chuyển có thể là các tập hạt thô phát triển rộng trong lát cắt và theo diện, tiếp xúc trực tiếp với các tập sét sinh dầu hoặc dọc theo các đứt gãy kiến tạo có vai trò như kênh dẫn. Trên đường di chuyển dầu có thể được giữ lại và trở thành những tích tụ hydrocarbon, nếu tại đó tồn tại yếu tố chắn kín (bẫy chứa), ngược lại chúng bị phân tán và thoát đi [9, 32].
Trong bảng 9.3 cho thấy hệ số PI trong Miocen dưới cao nhất và đạt 0,48 - 0,50. Trong khi VCHC trong Miocen dưới chưa rơi vào đới sinh dầu. Vì vậy, dầu tích tu trong các bẫy này là sản phẩm di cư theo đứt gãy hay các bề mặt bất chỉnh hợp, theo be mặt lớp v.v.. Trong các trầm tích Oligocen có hệ số di cư thấp hơn chứng tỏ gần nguồn sinh (PI = 0,2 - 0,36 cho bẫy Oligocen trên và đạt 0,11-0,41 cho bẫy Oligocen dưới va móng.
Theo lịch sử phát triển địa chất của bể, về cơ bản các dạng bẫy đã được hình thành vào giai đoạn tạo rift và đầu giai đoạn sau tạo rift (Miocen sớm), sớm hơn thời gian dầu khí trong bể bắt đầu được sinh. Như vậy, be Cửu Long có được một điều kiện rất thuận lợi là khi dầu sinh ra từ các tầng sinh thì các bẫy đã sẵn sàng tiếp nhận. Điển hình là các khối nhô móng, thuộc phần Trung tâm be thường được bao quanh bởi các tầng sinh dày: E32, E31 + E2, nên chúng dễ dàng được nạp ngay vào đá chứa và được lưu giữ nếu ở đó đủ điều kiện chắn (Hình 40).
  • Các play hydrocarbon và các kiểu bẫy
Căn cứ vào đặc tính hệ thống dầu khí và đặc điểm chắn chứa của các phát hiện dầu khí, trong bể Cửu Long có thể phân ra 4 play hydrocarbon: đá móng nứt nẻ trước Đệ Tam (play 1), đá phun trào Oligocen (play 5), cát kết Oligocen (Oligocen dưới và trên) (play 2) và cát kết Miocen dưới   (play 3) (Hình 41). Mỗi đối tượng chứa dầu khí thường gắn liền với một vài kiểu bẫy chứa khác nhau.
Play móng nứt nẻ trước Đệ Tam  (play 1) gồm đá magma xâm nhập granitoid và một phần không đáng kể đá biến chất. Đá móng granitoid nứt nẻ, phong hoá là đối tượng chứa dầu khí quan trọng nhất của bể. Những phát hiện dầu khí lớn trong bể đều liên quan đến Play này, ví dụ như: mỏ Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông, Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng, Cá Ngừ Vàng, Hồng Ngọc, các cấu tạo có phát hiện như: Tam Đảo, Đu Đủ, Vải Thiều, Diamond, Turquoise, Emerald, Vừng Đông, Ba Vì, Bà Đen, Cam, Sói...

Hình 41. Các Play trên mặt cắt địa chấn đi qua khu vực Trung tâm và Đông Bắc mỏ Rồng.

Các bẫy thường bắt gặp có liên quan đến các khối móng nhô dạng địa luỹ, hoặc núi sót bị chôn vùi, khép kín 3 chiều bởi các tập trầm tích hạt mịn Oligocen phủ trên và nằm gá đáy bao xung quanh. Bẫy chứa dạng hỗn hợp, có liên quan mật thiết với đứt gãy và phá huỷ kiến tạo. Thân dầu dạng khối, chiều cao thân dầu thường lớn, có thể đạt tới khoảng 2.000m, tuỳ thuộc vào mức độ chắn và biên độ khép kín của khối móng nâng cao. Ranh giới dưới của bẫy có thể là ranh giới dầu nước như ở Đông Nam Rồng, Rạng Đông, nhưng đa phần là đới đá chặt sít nằm phía dưới như: móng Bạch Hổ, Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng, Đông Rồng [12, 38, 39]. Dầu được nạp vào bẫy từ các tầng sinh bao quanh E32 và E31 + E2 . Rủi ro lớn nhất của Play này là ở khả năng bao kín của đá chắn và mức giập vỡ của đá móng.
Play Oligocen (play 2) được chia thành 2 phụ play: Oligocen dưới và Oligocen trên.Oligocen dưới (tập CL6) là một trong những đối tượng thăm dò, khai thác chính của bể Cửu Long. Các vỉa dầu thương mại được phát hiện trên mỏ Bạch Hổ và Rồng. Đá chứa là cát kết thạch anh, feldspar hạt thô màu xám, nâu xám, có nguồn gốc đồng bằng bồi tích, sông ngòi, phát triển ở cánh cấu tạo, nằm gá vào móng bào mòn. Đôi chỗ cát kết cùng với đá móng hợp thành một thân dầu thống nhất. Cát lòng sông cắt xẻ vào nhau, xếp chồng lên nhau tạo thành các tập cát dày. Các thân cát này bị các đứt gãy từ móng cắt qua tạo thành các khối riêng biệt, bẫy chứa dầu kiểu địa tầng hay phi cấu tạo, có ranh giới dầu nước riêng, bị chắn thạch học và kiến tạo [34].
Tầng chắn của phụ play này là tập hạt mịn nằm phần trên của lát cắt. Đôi khi chính các tập sét nội tầng cũng đóng vai trò chắn cục bộ. Cũng như play móng nứt nẻ, dầu của các tích tụ thuộc Oligocen dưới được nạp từ chính tầng sinh cùng tên hoặc già hơn E31 + E2.
Oligocen trên.  Cát kết chứa dầu Oligocen trên (tập CL5) là cát arkos xám sáng, nâu vàng hạt xen lớp mỏng với sét, bột kết, đá vôi và than thành tạo trong môi trường đầm hồ, đồng bằng, sông ngòi. Trên mỏ Bạch Hổ mặt cắt có dị thường áp suất cao. Các vỉa dầu đã phát hiện trên Bạch Hổ, Rồng, Sư Tử Đen, Rạng Đông, Sư Tử Trắng.., thuộc dạng bẫy địa tầng, bị chắn thạch học ở mọi phía. Tầng chắn đồng thời cũng là tầng sinh của play này các tập sét nằm trong lát cắt.
Play Miocen dưới (play 3), cát kết chứa dầu Miocen dưới (tập CL4) có nguồn gốc sông ngòi, đồng bằng và biển nông ven bờ. Tại một số mỏ như Rồng, Rạng Đông, Sư Tử Đen, Hồng Ngọc ở phần trên của tập cát kết arkos hạt mịn, thô mỏng chứa dầu xen lớp mỏng với sét có điện trở suất thấp từ 3,5 tới 7 ohm.m [39]. Ở phần dưới của tập trên các khu vực mỏ Bạch Hổ, Đông Bắc Rồng dầu được phát hiện trong các vỉa cát dày hơn, độ hạt trung bình, thường có điện trở suất từ 7-20 ohm.m. Các bẫy chủ yếu là dạng cấu trúc, dạng vòm, vỉa, bị chắn thạch học và kiến tạo.
Play đá phun trào hang hốc - nứt nẻ (play 5), đá phun trào gặp khá phổ biến trong lát cắt đã mở ra của bể Cửu Long. Các đá thường gặp là basalt diabas, andesit diabas và đá núi lửa. Trong trường hợp chúng nằm phủ trực tiếp lên bề mặt củađá móng phong hoá - nứt nẻ (mỏ Bạch Hổ, Đông Nam Rồng, Hồng Ngọc, v.v.) thì được xem như một phần của play móng nứt nẻ trước Đệ tam, mặc dù chúng có tuổi trẻ hơn nhiều. Khi các thể đá phun trào có cấu trúc hang hốc, đôi khi nứt nẻ, nằm trong mặt cắt trầm tích tuổi Oligocen (Đông Bắc Rồng) thì chúng được xét đến như một play độc lập. Tầng sét phủ trên và bao quanh vừa đóng vai trò tầng chắn vừa là tầng sinh, cung cấp dầu cho bẫy. Dầu còn có thể được cung cấp từ tầng sinh phía dưới, di chuyển theo các đứt gãy. Các bẫy đã được phát hiện thường nhỏ, phát triển cục bộ, kiểu địa tầng, bị chắn thạch học ở mọi phía. Công tác tìm kiếm thăm dò play này có mức độ rủi ro cao do bị hạn chế về quy mô phát triển và do khả năng tồn tại hang hốc, nứt nẻ của đá thấp.
Tóm lại, trong bể Cửu Long có hệ thống dầu khí hoàn chỉnh, với đầy đủ các yếu tố thuận lợi từ khả năng sinh dầu của 2 tầng đá mẹ, các tầng chắn, đá chứa, đến mối tương quan phù hợp giữa thời gian tạo bẫy và sinh dầu.

  • Tiềm năng tài nguyên dầu khí
Tiềm năng tài nguyên dầu khí của bể Cửu Long được đánh giá trong nhiều công trình và bằng nhiều phương pháp khác nhau.
Theo phương pháp thể tích nguồn gốc (phương pháp địa hoá) tài nguyên dầu khí của bể dao động trong khoảng từ 2,357 đến 3,535 tỷ tấn qui dầu.
Dựa theo kết quả đánh giá tiềm năng dầu khí bằng phương pháp thể tích - xác suất cho từng đối tượng triển vọng (Play concept) bể Cửu Long có tổng trữ lượng và tiềm năng dầu khí thu hồi dao động trong khoảng 650 - 750 tr. tấn dầu quy đổi, tương đương trữ lượng và tiềm năng HC tại chỗ khoảng 2,6 đến 3,0 tỷ tấn quy dầu. Trong đó khoảng 70% (Hình 42, 43).
Theo những số liệu thống kê về tài nguyên dầu khí trong bể đã phát hiện và khai thác khoảng 70 % tổng tài nguyên dầu khí của bể. Như vậy, lượng tài nguyên dầu khí còn lại trong bể chưa được phát hiện còn khá lớn và đây sẽ là tiền đề cho việc triển khai tiếp công tác tìm kiếm, thăm dò dầu khí trong bể Cửu Long.
  • Kết luận

Bể Cửu Long là bể trầm tích có tiềm năng chứa dầu khí nhất trên thềm lục địa . Việt Nam. Bể hiện đang ở giai đoạn phát triển đỉnh cao của công tác thăm dò và khai thác dầu khí với khoảng 100 giếng khoan thăm dò và thẩm lượng, khoảng 300 khoan khai thác (phát triển) và đã phát hiện trên 20 tích tụ HC, trong đó 7 mỏ dầu đang khai thác. Bể được hình thành do quá trình giập vỡ, tách giãn, sụt lún đá móng cổ trước Kainozoi và bồi đắp bởi trầm tích lục địa, biển nông, ven bờ từ cuối Eocen đến Pliocen-Đệ Tứ. Trong quá trình phát triển bề (trải qua 3 thời kỳ: trước, đồng và sau tạo rift) đã tạo nên các hệ thống dầu khí quan trọng với các tầng sinh, chứa và chắn tốt.

Đối tượng chứa dầu khí rất đa dạng,không chỉ trong đá cát kết lục nguyên Oligocen và Miocen dưới mà trong cả các đá chứa đặc biệt khác như đá phun trào và móng kết tinh nứt nẻ hang hốc. Móng nứt nẻ chứa dầu là một đối tượng chứa dầu khí chủ yếu và có tính phổ biến ở bể Cửu Long, nhưng lại là đối tượng đặc biệt của thế giới.

Trong mặt cắt của bể được xác nhận có 3 tầng đá mẹ Oligocen dưới - Eocen; Oligocen trên và Miocen dưới, nhưng trong đó chỉ có 2 tầng dưới là đủ điều kiện để trở thành tầng sinh. Loại vật chất hữu cơ của 2 tầng sinh dưới thuộc loại II là chủ yếu, thứ yếu là loại III (Oligocen dưới - Eocen) và loại I (Oligocen trên).

Phân bố các tích tụ hydrocarbon trong bể phụ thuộc vào 2 yếu tố chính: vị trí nằm của bẫy trong hoặc tiếp xúc trực tiếp những vùng sinh dầu, thường là những vùng có chiều dày trầm tích trên 2.000 m và điều kiện khép kín của bẫy. Việc phủ kín các bẫy bởi tập hạt mịn của Oligocen trên với chiều dày đáng kể và dị thường áp xuất được xem như một tiền đề quan trọng về việc tồn tại các tích tụ dầu khí nằm dưới chúng.


Tuy bể đã được thăm dò, khai thác và nghiên cứu từ lâu và đang ở cuối giai đoạn thăm dò đỉnh cao, nhưng các công ty dầu khí vẫn đang cố gắng tiếp tục tìm kiếm những phát hiện dầu khí mới trong những đối tượng có quy mô nhỏ hơn và phức tạp hơn. Những phát hiện mới nhất vào đầu năm 2004 của các giếng khoan: STT-1X; R-23; Am-1X, càng làm sôi động thêm công tác thăm dò dầu khí của bể.

Qua 30 năm tìm kiếm thăm dò và khai thác dầu khí tại bể Cửu Long công tác thăm dò địa chất, khai thác và nghiên cứu đã đạt nhiều thành tựu đáng kể, nhưng vẫn còn tồn tại nhiều vấn đề cần phải tiếp tục đầu tư nghiên cứu.

Trong nghiên cứu địa chấn, mặc dù những tài liệu xử lý địa chấn trong vài năm trở lại đây chất lượng đã được nâng cao hơn nhờ áp dụng quy trình xử lý PSTM, PSDM và các đặc trưng sóng khác như: sóng tán, đảo ngược địa chấn (seismic inversion), AVO... nhưng thông tin về các đới nứt nẻ trong móng và khoanh định các bẫy địa tầng còn rất hạn chế. Việc sử dụng tài liệu địa chấn cho công tác nghiên cứu vỉa chứa còn ở mức khiêm tốn. Mức độ phân giải của tài liệu địa chấn bề mặt đối với tầng chứa móng nứt nẻ thường rất thấp nên rất khó khăn trong việc liên kết chúng với tài liệu giếng khoan. Mặt khác, ngoài đớiphong hoá có xu hướng gần như song song với mặt móng, các đới nứt nẻ thường xiên chéo và có góc đổ lớn (60-750), vì vậy nên xem xét khả năng áp dụng phương pháp địa chấn giữa các giếng khoan (Cross-well seismic) để hỗ trợ cho việc xây dựng mô hình địa chất vỉa chứa, lựa chọn vị trí khoan khai thác, bơm ép tối ưu.

Trong lĩnh vực nghiên cứu địa chất, cần làm rõ hơn lịch sử địa chất, cổ địa lý tướng đá của bể qua từng thời kỳ, để từ đó xác định cụ thể hơn diện phân bố, qui luật phát triển các tập đá chứa, chắn của từng hệ tầng nhằm hướng tới tìm kiếm thăm dò các bẫy phi cấu tạo. Đối với đá móng nứt nẻ, cơ chế gây giập vỡ và quá trình hình thành, biến đổi khả năng thấm chứa của đá theo diện, chiều sâu và thời gian chưa đạt mức độ nghiên cứu chi tiết và tin cậy cần thiết để giúp cho các nhà tìm kiếm và phát triển mỏ đạt được hiệu quả kinh tế-kỹ thuật cao.

Trong lĩnh vực vật lý vỉa (petrophysics), việc xác định tham số vỉa đối với đá chứa điện trở thấp, gắn kết yếu Miocen dưới và đá móng nứt nẻ còn gặp nhiều khó khăn. Vấn đề đặt ra là làm thế nào để có thể xác định được các tham số như độ rỗng, độ nứt nẻ, độ bão hoà, hệ số đẩy dầu và hệ số nén ép của đá móng nứt nẻ theo log với độ tin cậy khả dĩ, bằng tổ hợp đo log nào? và minh giải chúng như thế nào?.

Trong lĩnh vực khai thác còn tồn tại nhiều vấn đề như sau: làm thế nào để ngăn cách nước trong khai thác tầng móng, dàn đều mặt cắt dòng trong đá chứa lục nguyên hay bơm ép nước khi nào, ở độ sâu nào và bao nhiêu cho các thân dầu móng cụ thể.

Việc lựa chọn và áp dụng những giải pháp công nghệ nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu triển khai còn hạn chế. Quan điểm về việc “Đầu tư công nghệ nâng cao hệ số thu hồi tại các mỏ lớn đang khai thác của vùng đã trải qua đỉnh cao của tìm kiếm thăm dò (mature phase of exploration) có ý nghĩa thực tiễn tương đương với đầu tư đi tìm mỏ mới” cần phải được xem xét. Mặt khác trong số những phát hiện tại bể Cửu Long đa phần có quy mô nhỏ, nếu xác lập được công nghệ khai thác mỏ nhỏ một cách hợp lý thì chúng có thể trở thành mỏ có ý nghĩa thương mại.



Hình 42.  Phân bố trữ lượng và tiềm năng dầu khí theo mức độ thăm dò
Hình 43.  Phân bố trữ lượng theo play



Tài liệu tham khảo



1. Hoàng Đình tiến, địa chất dầu khí và phương pháp tìm kiếm thăm dò, theo dõi mỏ,NXB Đại Học Quốc Gia tp. HCM

2. Nguyễn Văn Nhân, Các mỏ khoáng,NXB ĐHQG Hà Nội.

3. Nguyễn Việt Kỳ, địa chất dầu khí, NXB ĐHQG tp. HCM.

4. Tổng công ty dầu khí việt Nam,Địa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam, Hà Nội, 2005

5. Bùi Thị Luận, các tầng đá mẹ bể Cửu Long thuộc thềm lục địa việt Nam, Bộ môn Địa chất Dầu khí & Khoáng sản- Khoa Địa chất, 2006, (www.geology.hcmus.edu.vn/vietnamese/research/.../btl_tvhn2006.pd...  )




#25028 Tiềm Năng Dầu và Khí ở bể Cửu Long

Posted seanary on 01 April 2012 - 01:01 AM

Mục lục


CHƯƠNG I:  GIỚI THIỆU TỔNG QUAN VỀ BỒN TRŨNG CỬU LONG

I. VỊ TRÍ CỦA BỒN TRŨNG CỬU LONG

II. SƠ LƯỢT LỊCH SỬ NGHIÊN CỨU

III. SƠ LƯỢT LỊCH SỬ PHÁT TRIỂN ĐỊA CHẤT CỦA KHU VỰC

CHƯƠNG II: ĐẶC ĐIỂM CẤU TRÚC VÀ KIẾN TẠO CỦA BỂ

I. CẤU TRÚC BỒN TRŨNG CỬU LONG

II. KIẾN TẠO

CHƯƠNG III:ĐỊA TẦNG VÀ MAGMA

I. ĐỊA TẦNG

II. MAGMA

CHƯƠNG IV:HỆ THỐNG DẦU KHÍ

I. ĐÁ MẸ

II. SỰ DI CƯ

III. ĐÁ CHỨA

IV. ĐÁ CHẮN

V. BÂY

CHƯƠNG V: ĐÁNH GIÁ
CHƯƠNG VI:KẾT LUẬN

CHƯƠNG I: GIỚI THIỆU TỔNG QUAN VỀ BỒN TRŨNG CỬU LONG

I. VỊ TRÍ CỦA BỒN TRŨNG CỬU LONG.

Bể trầm Cửu Long nằm chủ yếu trên thềm lục địa phía Nam Việt Nam và một phần đất liền thuộc khu vực cửa sông Cửu Long. Bể có hình bầu dục, vồng ra về phía biển và nằm dọc theo bờ biển Vũng Tàu-Bình Thuận. Bể Cửu Long tiếp giáp với đất liền về phía Tây bắc, ngăn cách với bể Nam Côn Sơn bởi đới nâng Côn Sơn, phía Tây Nam là đới nâng Khorat-Natuna và phía Đông Bắc là đới cắt trượt Tuy Hòa ngăn cách với bể Phú Khánh. Bể có diện tích khoảng 36.000 km2 được bồi lấp chủ yếu bởi các trầm tích lục nguyên Đệ Tam, chiều dày lớn nhất tại trung tâm bể có thể đạt tới 7-8 km.
Bồn trũng Cửu Long nằm chủ yếu trên thềm lục địa phía Nam Việt Nam và một phần đất liền thuộc khu vực cửa sông Mê Kong, tọa độ địa lý từ 9o – 11o vĩ độ Bắc, 106o30’ – 109o kinh độ Đông. Dạng bồn hình hạt đỗ (hoặc hình trăng khuyết), đặc trưng cho hai pha tách bể có hướng khác nhau điển hình; vồng ra về phía biển đồng thời nằm dọc theo bờ biển Vũng Tàu – Bình Thuận. Bể tiếp giáp với đất liền về phía Tây Bắc, ngăn cách với bể Nam Côn Sơn bởi đới nâng Côn Sơn, phía Tây Nam là đới nâng Khorat – Natuna và phía Đông Bắc là đới cắt trượt Tuy Hòa ngăn cách với bể Phú Khánh ( hình 1 ).

III. ĐỊA HÌNH VÀ CHẾ ĐỘ THỦY ĐỊA CHẤT

I.1.1.  Đặc điểm địa hình

file:///C:/DOCUME%7E1/WINDOW%7E1/LOCALS%7E1/Temp/msohtmlclip1/01/clip_image002.jpg

Hình 2 . Sơ đồ địa hình (độ sâu) và các cấu tạo bồn Cửu Long

    Dạng địa hình của khu vực bồn trũng cửu long chủ yếu là kiểu địa hình âm. Đây là phần ngặp nước biển ( thềm lục địa) có độ sâu từ 0m đến -70m và nghiên sâu dần về phía Đông Nam. Tây Nam bồn trũng Cửu Long là đảo Côn Sơn, Đông Bắc là đảo Phú Quý, đảo Côn Sơn nổi lên mặt nước biển với độ cao tuyệt đối cao nhất là 558m. Đảo Phú Quý có độ cao thấp hơn nhiểu so với đảo Côn Sơn. Phần lớn của đảo được cấu tạo nên từ đá phun trào bazan có tuổi trẻ. Rìa Đông Nam và Tây Bắc là các bãi cạn với độ sâu từ -8m đến -15m. Rìa Đông Nam của bồn trũng Cửu Long có địa hình đáy biển phân dị mạnh.

I.1.2.  Thủy địa chất


Ở phía Nam bể Cửu long có 4 tầng chứa nước dưới đất và 3 kiểu nước chính: (a) nước clorua manhê có thành phần hóa học gần giống nước biển và ở đới biến chất thấp; (B) nước clorua can-xi là biến chất tích cực từ nước biển trong điều kiện gần nguồn; © nước bi-cacbonat natri được giải phóng từ trầm tích và bay hơi và tích tụ ở collector. Tuy nhiên chỉ có 2 trong 4 tầng chứa nước là có liên quan đến sự tích tụ dầu khí. Các nguyên tố vi lượng có hàm lượng thấp do nhiệt độ giảm.
Tồn tại 4 loại nước song, chỉ có hai loại phản ánh được điều kiện bảo tồn dầu khí và liên quan tới dầu khí Canxiclorua và Bicarbonat natri.
Nguồn bổ cấp từ trong đất liền, càng xuống sâu thì độ khoáng hóa giảm và ở các tầng bị chôn vùi sâu càng liên quan tới các trầm tích lục nguyên.
file:///C:/DOCUME%7E1/WINDOW%7E1/LOCALS%7E1/Temp/msohtmlclip1/01/clip_image002.jpg
file:///C:/DOCUME%7E1/WINDOW%7E1/LOCALS%7E1/Temp/msohtmlclip1/01/clip_image004.jpg

I.2.    LỊCH SỬ NGHIÊN CỨU, THĂM DÒ, KHAI THÁC DẦU KHÍ


    Lịch sử tìm kiếm thăm dò dầu khí bể Cửu Long gắn liền với lịch sử tìm kiếm và thăm dò dầu khí của thềm lục địa Nam Việt Nam. Căn cứ vào quy mô, mốc lịch sử và kết quả thăm dò, lịch sử tìm kiếm và thăm dò dầu khí của bể Cửu Long được chia ra làm 4 giai đoạn:
I.2.1 Giai đoạn trước năm 1975:

    Đầu thập niên 70, công tác địa chấn về khoan được triển khai tại các hợp đồng được ký kết giữa chính quyền Sài Gòn cũ và một số công ty dầu khí nước ngoài như : Mobil, Peiten, Marathon, Union Texas,…. Kết quả đã có một số phát hiện dầu khí tại Mía-1X, Dừa-1X và Bạch Hổ-1X vào cuối năm 1974 và đầu năm 1975. Kết quả thử vỉa đối tượng cát kết Miocene dưới ở chiều sâu 2.755-2.819m đã cho dòng dầu công nghiệp, lưu lượng
dầu đạt 342m3/ngày. Kết quả này khẳng định triển vọng và tiềm năng dầu khí của bể Cửu Long.

I.2.2 Giai đoạn 1975 – 1979:

    Năm 1976, công ty địa vật lý CGG của Pháp khảo sát 1.210,9 km theo các con sông của đồng bằng sông Cửu Long và vùng ven biển Vũng Tàu – Côn Sơn. Kết quả của công tác khảo sát địa chấn đã xây dựng được các tầng phản xạ chính: từ CL20 và CL80 và khẳng định sự tồn tại của bể Cửu Long với một mặt cắt trầm tích dày.
    Năm 1978, công ty Geco (Na Uy) thu nổ địa chấn 2D trên các lô 10, 09, 16, 19, 20, 21 với tổng số 11.898,5 km và làm chi tiết trên cấu tạo Bạch Hổ với mạng lưới tuyến 2x2 và 1x1 km. Riêng đối với lô 15, công ty Deminex đã hợp đồng với Geco khảo sát 3.221,7 km tuyến địa chấn với mạng lưới 3.5x3.5 km trên lô 15 và cấu tạo Cửu Long (nay là Rạng Đông). Căn cứ vào kết quả minh giải địa chấn này Deminex đã khoan 4 giếng khoan tìm kiếm trên các cấu tạo triển vọng  nhất: Trà Tân (15-A-1X), Sông Ba (15-B-1X). Kết quả khoan các giếng này đều gặp các biểu hiện dầu khí trong cát kết tuổi Miocene sớm và Oligocene, nhưng dòng không có ý nghĩa công nghiệp.

I.2.3. Giai đoạn 1980 đến 1988:

    Công tác tìm kiếm, thăm dò dầu khí ở thềm lục địa Nam Việt Nam trong giai đoạn này được triển khai rộng khắp, nhưng tập trung chủ yếu vào 1 đơn vị, đó là Xí nghiệp liên doanh Vietsopetro. Năm 1980 tàu nghiên cứu POISK đã tiến hành khảo sát 4.057 km tuyến địa chấn điểm sâu chung (OTC) và 3.250 km tuyến trọng lực. Kết quả đã phân chia, chia được các tập địa chấn B (CL4-1, CL42), C (CL5-1), D (CL5-5) , … đã xây dựng được 1 số sơ đồ cấu tạo dị thường từ và trọng lực Bouguer.
    Năm 1981 tàu nghiên cứu Iskatel đã tiến hành khảo sát địa vật lý ở các lô 09, 15, 16 với tổng số 2.248 km.
    Năm 1983-1984 tàu viện sĩ Gamburxev đã tiến hành khảo sát 4.000 km tuyến địa chấn để nghiên cứu phần sâu nhất của bể Cửu Long.
    Trong thời gian này XNLD Vietsovpetro đã khoan 4 giếng trên cấu tạo Bạch Hổ và Rồng: R-1X, BH-3X, BH-4X, BH-5X trên cấu tạo Tam Đảo. Tất cả đều phát hiện vỉa dầu công nghiệp từ các vỉa cát kết Miocene dưới và Oligocene.
    Năm 1986, dòng dầu đầu tiên được khai thác từ mỏ Bạch Hổ đánh dấu việc: Việt Nam bắt đầu tham gia vào thị trường xuất khẩu dầu thô ra thế giới.
    Năm 1988, lần đầu tiên Việt Nam phát hiện ra dầu trong móng đá Granit nứt nẻ với lưu lượng thương mại tại vòm trung tâm mỏ Bạch Hổ.

I.2.4. Giai Đoạn từ năm 1989 đến nay:

    Đây là giai đoạn phát triển mạnh mẽ nhất trong công tác tìm kiếm, thăm dò và khai thác dầu khí ở bể Cửu Long. Cho đến hết năm 2003, tổng số giếng khoan thăm dò, thẩm định và khai thác đã khoan ở bể Cửu Long khoảng 300 giếng, trong đó riêng Vietsovpetro chiếm trên 70%.
    Bằng kết quả giếng khoan, nhiều phát hiện dầu khí đã được xác định: Rạng Đông (lô 15.2), Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng, Sư Tử Trắng (lô 15.2), Topaz North, Diamond, Pearl, Emerald (lô 01), Cá Ngừ Vàng (lô 09.2), Voi Trắng(lô 16.1), Đông Rồng, Đông Nam Rồng (lô 09-1). Trong số phát hiện này có năm mỏ dầu: Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông, Sư Tử Đen, Ruby hiện đang được khai thác với tổng sản lượng khoảng 45.000 tấn/ngày. Tổng lượng dầu đã thu hồi từ 5 mỏ kể từ khi đưa vào khai thác cho đến nay đầu năm 2005 khoảng 170 triệu tấn.
Tính đến cuối năm 2007, các nhà thầu dầu khí đã thu nổ được khoảng 240.455km địa chấn 2D và 33.633km2 địa chấn 3D. Do kết quả thu nổ 3D đem lại độ chính xác cao hơn nên đã được các nhà thầu áp dụng ngày càng nhiều (khối lượng thu nổ địa chấn 3D theo các năm ngày càng tăng nhanh hơn so với khối lượng thu nổ địa chấn 2D).
Cùng với công tác thu nổ địa chấn, các nhà thầu đã khoan 737 giếng khoan thăm dò, thẩm lượng, khai thác và bơm ép nước với tổng chiều sâu giếng khoan là 2.688.793m. Trong đó các giếng khoan tập trung nhiều nhất tại bể Cửu Long (chiếm 36%) và ít nhất tại bể Sông Hồng (chiếm 14%).

Tổng số giếng khoan và mét khoan thực hiện hàng năm được minh họa trong Hình 5.
file:///C:/DOCUME%7E1/WINDOW%7E1/LOCALS%7E1/Temp/msohtmlclip1/01/clip_image002.jpg

Hình 5. Tổng số giếng khoan và mét khoan hàng năm từ các HĐDK


I .3.  ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT

I .3. 1. Đặc điểm địa tầng
file:///C:/DOCUME%7E1/WINDOW%7E1/LOCALS%7E1/Temp/msohtmlclip1/01/clip_image004.jpg

Hình 6. Ñòa taàng toång hôïp ôû beå Cöûu Long (theo Ñòa chaát vaø taøi nguyeân daàu khí Vieät Nam)


I..3. 1.1. Các thành tạo trầm tích Paleogene:

I .3. 1.1.1. Trầm tích Eocene ( P­2 ):

    Cho tới nay trầm tích cổ nhất ở trũng Cửu Long được coi là tương ứng với tầng cuội, sạn, sỏi, cát xen lẫn với những lớp sét dày được thấy ở giếng khoan Cửu Long 1 ( Phụng Hiệp – Cần Thơ ), ở độ sâu 550m – 2110m. Cuội có kích thước lớn hơn 10cm. Thành phần của cuội bao gồm: granit, andezit, gabro, tẩm sét đen, màu xanh, nâu, đỏ thẩm. Chúng đặc trưng cho trầm tích molas, được tích tụ trong điều kiện dòng chảy mạnh, đôi chỗ rất gần nguồn cung cấp. Trong trầm tích này nghèo hoá thạch, tuổi được xác định theo tài liệu về cổ sinh.
    Các thành tạo này chỉ gặp ở một ít giếng khoan ở ngoài khơi bể Cửu Long, tuy nhiên có sự chuyển tướng cũng như môi trường thành tạo (Nguyễn Giao, Lê Trọng Cán và nnk,1987).

I .3. 1.1. 2. Trầm tích Oligocene ( P3 )

    Theo kết quả nghiên cứu địa chấn, thạch học, địa tầng cho thấy trầm tích Oligocene của bồn trũng Cửu Long được thành tạo bởi sự lấp đầy địa hình cổ, bao gồm các tập trầm tích lục nguyên sông hồ, đầm lầy, trầm tích ven biển chúng phủ bất chỉnh hợp lên móng trước Kanozoi. Ở khu vực trung tâm của bồn trũng có thể trầm tích Oligocene được phủ bất chỉnh hợp lên các loạt trầm tích lót đáy tuổi Eocene.
    Trầm tích Oligocene được chia thành 2 điệp: điệp Trà Cú – Oligocene hạ và điệp Trà Tân – Oligocene thượng.

    I .3. 1.1. 3. Trầm tích Oligocene hạ-điệp Trà Cú ( P13 tr.c ) :

Bao gồm các tập sét kết màu đen, xám xen kẽ với các lớp cát hạt từ mịn đến trung bình, độ lựa chọn tốt gắn kết chủ yếu bởi xi măng kaolinit, lắng đọng trong môi trường sông hồ, đầm lầy hoặc châu thổ. Phần bên trên của trầm tích Oligocene hạ là lớp sét dày. Trên các địa hình nâng cổ thường không gặp hoặc chỉ gặp các lớp sét mỏng thuộc phần trên của Oligocene hạ. Chiều dày của điệp thay đổi từ  0- 3500m.

    I .3. 1.1. 4. Trầm tích Oligocene thượng-điệp Trà Tân ( P23 tr.t )
  
    Gồm các trầm tích sông hồ, đầm lầy và biển nông. Ngoài ra vào Oligocene thượng bồn trũng Cửu Long còn chịu ảnh hưởng của các pha hoạt động magma với sự có mặt ở đây các thân đá phun trào như: bazan, andezit… phần bên dưới của trầm tích Oligocene thượng bao gồm xen kẽ các lớp cát kết hạt mịn – trung, các lớp sét và các tập đá phun trào, lên trên đặc trưng bằng lớp sét đen dày. Ở khu vực đới nâng Côn Sơn phần trên của mặt cắt tỉ lệ cát nhiều hơn. Ở một vài nơi trầm tích Oligocene thượng có dị thường áp suất cao. Chiều dày của điệp thay đổi từ 100 -1000m.

I .3. 1.2. Các thành tạo trầm tích Neogene

    I .3. 1.2. 1. Trầm tích Miocene hạ – điệp Bạch Hổ ( N11 bh ):
  
    Trầm tích điệp Bạch Hổ bắt gặp trong hầu hết giếng khoan đã được khoan ở bồn trũng Cửu Long. Trầm tích điệp này nằm bất chỉnh hợp trên các trầm tích cổ hơn. Bề mặt của bất chỉnh hợp được phản xạ khá tốt trên mặt cắt địa chấn. Đây là bề mặt bất chỉnh hợp quan trọng nhất trong địa tầng Kanozoi. Dựa trên tài liệu thạch học, cổ sinh, địa vật lý  điệp này được chia thành 3 phụ điệp.
+Phụ điệp Bạch Hổ dưới ( N11 bh1 ): trầm tích của phụ điệp này gồm các lớp cát kết lẫn với các lớp sét kết và bột kết. Càng gần với phần trên của phụ điệp khuynh hướng cát hạt thô càng rõ. Cát kết thạch anh màu xám sáng, hạt độ từ nhỏ đến trung bình, độ lựa chọn trung bình, được gắn kết chủ yếu bằng xi măng sét, kaolinit lẩn với ít cacbonat. Bột kết màu từ xám đến nâu, xanh đến xanh tối, trong phần dưới chứa nhiều sét. Trong phần rìa của bồn trũng Cửu Long  cát chiếm một phần lớn ( 60% ) và giảm dần ở trung tâm bồn trũng.
+ Phụ điệp Bạch Hổ giữa ( N11 bh2 ): phần dưới của phụ điệp này là những lớp cát hạt nhỏ lẫn với những lớp bột rất mỏng. Phần trên chủ yếu là sét kết và bột kết, đôi chỗ gặp những lớp than và glauconit.
+ Phụ điệp Bạch Hổ trên ( N11 bh3 ): chủ yếu là sét kết xanh xám, xám sáng. Phần trên cùng của mặt cắt là tầng sét kết rotalia có chiều dày 30 – 300m, chủ yếu trong khoảng 50 -100m là tầng chắn khu vực tuyệt vời cho toàn bể. Trong trầm tích điệp Bạch Hổ rất giàu bào tử Magnastriatites howardi và phấn Shorae. Trầm tích của điệp có chiều dày thay đổi từ 500-1250m  được thành tạo trong điều kiện biển nông và ven bờ.

    I .3. 1.2. 2. Trầm tích Miocene trung – điệp Côn Sơn ( N21 cs ) :
  
    Trầm tích điệp này phủ bất chỉnh hợp trên trầm tích Miocene hạ, bao gồm sự xen kẽ giữa các tập cát dày gắn kết kém với các tập sét vôi màu xanh thẫm, đôi chỗ gặp các lớp than.

    I .3. 1.2. 3. Trầm tích Miocene thượng-điệp Đồng Nai ( N31 đn):
  
    Trầm tích được phân bố rộng rãi trên toàn bộ bồn trũng Cửu Long và một phần của đồng bằng sông Cửu Long. Trầm tích của điệp này nằm bất chỉnh hợp trên trầm tích điệp Côn Sơn. Trầm tích phần dưới gồm những lớp cát xen lẫn những lớp sét mỏng, đôi chỗ lẫn với cuội, sạn kích thước nhỏ. Các thành phần chủ yếu là thạch anh, một ít những mảnh đá biến chất, tuff và những tinh thể pirit. Trong sét đôi chỗ gặp than nâu hoặc bột màu xám trắng. Phần trên là cát thạch anh với kích thước lớn, độ lựa chọn kém, hạt sắc cạnh. Trong cát gặp nhiều mảnh hoá thạch sinh vật, glauconit, than và đôi khi cả tuff.

    I .3. 1.2. 4. Trầm tích Pliocene-Đệ Tứ-điệp Biển Đông (N2-Q bđ):
  
    Trầm tích của điệp này phủ bất chỉnh hợp lên trầm tích Miocene. Trầm tích của điệp này đánh dấu một giai đoạn mới của sự phát triển trên toàn bộ trũng Cửu Long, tất cả bồn trũng được bao phủ bởi biển. Điệp này được đặc trưng chủ yếu là cát màu xanh, trắng có độ mài tròn trung bình, độ lựa chọn kém, có nhiều glauconit. Trong cát có cuội thạch anh hạt nhỏ. Phần trên các hoá thạch giảm, cát trở nên thô hơn, trong cát có lẫn bột chứa glauconit.

I .3. 2. Đặc điểm magma xâm nhập (Móng trước Kainozoi:)

Qua việc khoan hàng trăm giếng khoan sâu vào móng trước Kainozoi tại nhiều vị trí khác nhau trên toàn bể. Về mặt thạch học đá móng có thành phần chủ yếu là các đá macma, gồm granit, monzonit, granodiorit, diorit thạch anh, monzodiorit, diorit, andesit, gabro-diabaz, (các đá nhóm granit, granodiorit và diorit là thành phần chủ yếu của móng ở các mỏ Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông, Vừng Đông, Sư Tử đen, Ruby và các cấu tạo nâng
khác).
Ngoài ra còn gặp cả đá trầm tích biến chất, chúng được ghép thành ba phức hệ thuộc ba pha hoạt động macma tuổi Triat-Jura sớm đến Krêta. Chúng không tạo thành những khối lớn đồng nhất về thành phần, mà thường phân bố đan xen với nhau, và bị xuyên cắt bởi các thể xâm nhập nhỏ, mạch dykes,

file:///C:/DOCUME%7E1/WINDOW%7E1/LOCALS%7E1/Temp/msohtmlclip1/01/clip_image002.jpg

Hình 7. Biểu đồ phân loại đá magma granitoid một số giếng khoan bể Cửu Long (theo Streckeisen,1976)



gồm các đá  monzonit, gabro-diabaz, andezit, bazan có diện tích phát triển hạn chế, thể hiện tính hoạt động magma nhiều pha của giai đoạn kiến tạo-magma Indosini, nhưng đồng thời cũng tạo sự bất đồng nhất về tính thấm chứa trong đá móng nứt nẻ. Chúng gồm các phức hệ:

o (1) Phức hệ Hòn Khoai (183-208 tr. n. ) tuổi Triat-Jura sớm;

o (2) Phức hệ Ankroet, Định Quán (100-130 tr. n.) tuổi Jura muộn-Krêta sớm

o  (3) Phức hệ Đèo Cả,

I .3. 2. 1. Phức hệ có tuổi Pecmi muộn-Trias giữa (P3-T2)

I .3. 2. 1. 1. Phức hệ Hòn Khoai: granodiorit, granit:

Phức hệ Hòn Khoai có thể được xem là phức hệ đá magma cổ nhất trong móngcủa bể Cửu Long, phức hệ có tuổi Trias muộn, tương ứng khoảng 195 đến 250 tr. năm. Theo tài liệu Địa chất Việt Nam, tập II các thành tạo magma thì granitoid Hòn Khoai được ghép chung với các thành tạo magma xâm nhập phức hệ Ankroet Định Quán gồm chủ yếu là amphybolbiotit-diorit, monzonit và adamelit. Đá bị biến đổi, cà nát mạnh. Phần lớn các khe nứt đã bị lấp đầy bởi khoáng vật thứ sinh: calcit-epidot-zeolit (Hình 8a, B). Đá có thể phân bố chủ yếu ở phần cánh của các khối nâng móng, như cánh phía Đông Bắc mỏ Bạch Hổ.
file:///C:/DOCUME%7E1/WINDOW%7E1/LOCALS%7E1/Temp/msohtmlclip1/01/clip_image004.jpg

Hình 8. Anh mẫu lỗi (a) và lát mỏng (B) granitoid Hòn Khoai tại độ sâu 4236m GK BH17

Thành phần thạch học gồm chủ yếu là granit, granodiorit và đá mạch là: aplit, granitaplit. Đá có màu xám phớt xanh cấu tạo gneis yếu. Thành phần khoáng vật gồm có plagioclas, octocla, thạch anh, horblend (~5%), biotit (~10%). Horblend có màu đa sắc Ng=vàng lục phớt nâu, Np=lục vàng, C^Ng~24. Biotit có màu đa sắc Ng=nâu lục đậm, Np=vàng phớt nâu. Khoáng vật phụ có apatit, sfen, zircon, quặng .


I .3. 2. 2. Phức hệ có tuổi Jura muộn-Kreta sớm (J3-K1)

I .3. 2. 2. 1. Phức hệ Định Quán: gabrodiorit, diorit , granodiorit

Phức hệ Định Quán gặp khá phổ biến ở nhiều cấu tạo Bạch Hổ (vòm Bắc), BaVì, Tam Đảo và Sói. Ở các mỏ Hồng Ngọc,Rạng Đông, Sư Tử Đen và Sư Tử Vàng (ở phía Bắc bể), chủ yếu là đá granodiorit, đôi chỗ gặp monzonit-biotit-thạch anh đa sắc. Đá thuộc loại kiềm vôi, có thành phần axit vừa phải SiO2 dao động 63-67%. Các thành tạo của phức hệ xâm nhập này có mức độ giập vỡ và biến đổi cao. Hầu hết các khe nứt đều được lấp đầy bởi các khoáng vật thứ sinh: calcit, zeolit, thạch anh và clorit. Trong đới biến đổi mạnh biotit thường bịclorit hoá (Hình 9.a, B). Phức hệ Định Quán có tuổi Jura, tuổi tuyệt đối dao động từ 130 đến 155tr. năm.
file:///C:/DOCUME%7E1/WINDOW%7E1/LOCALS%7E1/Temp/msohtmlclip1/01/clip_image006.gif

Hình9 . Anh đá diorit Định Quán mẫu lỗi GK BH1201, độ sâu 4014m (a) và mẫu lát mỏng GK BH 11 (B) độ sâu 5387m

Pha xâm nhập đầu với khối lượng nhỏ (khoảng 3/10) với thành phần thạch học là: gabrodiorit, diorit, diorit thạch anh và monzodiorit (khi bị granitoit Đèo Cả xuyên cắt gây felspat kali hóa-quá trình trao đổi biến chất tiếp xúc). Pha xâm nhập sau chiếm khối lượng chủ yếu với thành phần thạch học là granodiorit, granit biotit horblend. Các đá mạch phổ biến là: diorit porfirit, specxactil và granodiorit porfir. Đá mạch phần lớn phân bố trong phạm vi khối xâm nhập hoặc ở đới ngoại tiếp xúc.

I .3. 2. 2. 2. Phức hệ Ankroet: granit, granosyenit

Phức hệ Ankroet: Các thành tạo xâm nhập của phức hệ chỉ phân bố chủ yếu trong phạm vi địa khối Đà Lạt với các thể xâm nhập có kích thước vừa, lớn, diện lộ khoảng từ vài chục km2 đến hàng trăm km2. Chúngcó dạng gần đẳng thước, không đều. Các thành tạo xâm nhập được chia thành hai pha xâm nhập và pha đá mạch. Pha đầu có diện lo lớn, chiếm khối lượng chủ yếu của phức hệ với thành phần thạch học là: granit biotit hạt vừa lớn, và granodiorit (ở đới tiếp xúc trong). Đá có kiến trúc dạng porfir, không đều, với hàm lượng ban tinh khoảng 5-10%, phổ biến ở các đá granitoit thuộc đới tiếp xúc trong. Các đá của pha xâm nhập phụ chủ yếu là granit hạt nhỏ, sáng màu và bị biến đổi sau magma: apogranit. Pha đá mạch chủ yếu là aplit, granit aplit và pecmatit (pecmatoit). Các đa  mạch phần lớn phân bố ở trong phạm vi khối hoặc hiếm hơn ở đới nội ngoại tiếp xúc vớicác đai mạch không đều kéo dài đến vài ba chục mét đến hàng trăm mét. Pecmatoit thành tạo những thể dạng mạch nhỏ, thấu kính hoặc dạng ổ, đôi khi có cấu tạo đối với riềm ngoài là aplit và trung tâm là ổ pecmatoit giàu felspat và muscovit. Ngoài ra còn gặp các đá mạch được thành tạo do quá trình biến đổi như mạch thạch anh-albit (albitit), thạch anh tuamalin và thạch anh muscovit có topaz, thạch anh sulfua (acseno pyrit, pyrit có hàm lượng 80-90%) có hàm lượng (g/t): Au < 0,1; Ag=1,5; Cu=29,8; Pb=24; Mo=10;As=325.000; Sb=50; Bi=614; Zn=9). Ở đới tiếp xúc trong của granitoit pha đầu thường có hàm lượng khoáng vật màu cao đến 15%, đôi khi gặp các thể đá tù (sừng thạch anh biotit ) ,hiếm hơn gặp ổ nhỏ đá với thành phần khoáng vật faialit 55%, octocla ~ 30%,plagioclas 10%, thạch anh ~5%, apatit, spinel, zircon và quặng. Nhìn chung, các đá granitoit của phức hệ ít có đá tù và bị biến đổi sau magma mạnh mẽ, rộng khắp: microclin hóa, albit hóa, greizen hóa, liên quan với việc thành tạo các mỏ thiếc-wolframit.
Thành phần khoáng vật chủ yếu của granitoit là plagioclas có thành phần albit No=5-10 (thế hệ II), No= 15-20 (thế hệ I), trong albitit plagioclas No= 5, vùng núi Sam). Felspat kali là octocla (thế hệ I), microclin từ 2-10% (thế hệ II), thạch anh, biotit, muscovit, topaz, tuamalin. Khoáng vật phụ trong mẫu giả đãi nhân tạo (g/t): manhetit ~ 0, ilmenit=10,85-94,0 (90% mẫu còn lại có hàm lượng ít) zircon 0,12-3,51; apatit từ ít-0,23;
monazit ít-11,90; xiatolit 0,20-42,18 (trong greizen 0,10); octit từ ít-22,80; corindon trong đá ít (30% mẫu) đến 0,39 (10% mẫu);tuamalin ít-7,39; vài mẫu xuất hiện uranothorit và torit, fluorit, sfen từ ít, granat ít (5% mẫu), molipdenit ít (20% mẫu, casiterit ít (trong greizen). Ngoài ra trong các mẫu apogranit thường gặp pyrit, acsenopyrit, chalcopyrit.

I .3. 2. 3. Phức hệ có tuổi Creta muộn-Paleogen (K3-E)

    I .3. 2. 3. 1. Phức hệ Đèo Cả: granit, granodiorit, granosienit

Phức hệ Đèo Cả: Các thành tạo xâm nhập granitoit Đèo Cả rất phổ biến ở vùng ven biển Trung Bộ và Nam Bộ, chủ yếu ở địa khối Đà Lạt. Chúng thành tạo các khối có diện lộ vừa lớn đến hàng trăm km2 (khối Đèo Cả). Các thành tạo xâm nhập của phức hệ được chia ra: pha xâm nhập chính với thành phần thạch học granit, granosienit (chiếm hơn có granodiorit phân bố ở đới tiếp xúc trong). Đá có kiến trúc dạng porfir với ban tinh octocla màu hồng, đôi khi cấu tạo đới. Độ khoáng vật màu 5-10%. Nơi có nhiều đá tù (đới tiếp xúc trong) độ khoáng vật màu cao hơn (~ 15%). Pha xâm nhập phụ chủ yếu là granit biotit hạt nhỏ vừa. Độ khoáng vật màu 5%. Trong chúng hầu như không gặp đá tù. Pha đá mạch với thành phần thạch học là aplit, granit aplit, pecmatoit (có nhiều felspat kali màu hồng). Các đá mạch phân bố chủ yếu ở trong phạm vi khối xâm nhập, ít hơn ở đới nội tiếp xúc. Aplit và granit aplit có khi gặp ở đới ngoại tiếp xúc. Thành phần khoáng vật gồm có: plagioclas No= 15-25 ) albit No= ~ 5 ít khi gặp thế hệ II), octocla, microclin (0- 5%), thạch anh, biotit, và ít horblend (0-2%).

I .4. ĐẶC ĐIỂM CẤU TRÚC – KIẾN TẠO

I .4. 1. Đặc điểm cấu trúc khu vực

Cấu tạo nên bồn trũng có 3 tầng kiến trúc:
- Tầng kiến trúc dưới: móng trước Kainozoi được cấu tạo bởi 3 tổ hợp thạch kiến tạo (THTKT): THTKT cung macma của rìa lục địa tích cực Đà Lạt tuổi Jura muộn-Creta;  HTKT tách dãn Creta muộn trên cung macma Jura muộn-Creta; THTKT chùm dyke tách dãn Cù Mông- Phan Rang tuổi Paleogen - Miocene sớm.
- Tầng kiến trúc giữa là các đá thuộc THTKT bồn tách dãn Cửu Long tuổi Eocene muộn -Miocene sớm
- Tầng kiến trúc trên là các thành tạo thuộc THTKT thềm rìa lục địa thụ động nội mảng Biển Đông Việt Nam tuổi Miocene giữa-Đệ Tứ.
Việc phân chia các đơn vị cấu tạo được dựa trên đặc điểm cấu trúc địa chất của từng khu vực với sự khác biệt về chiều dày trầm tích và thường được giới hạn bởi những đứt gãy hoặc hệ thống đứt gãy có biên độ đáng kể. Nếu coi Bể Cửu Long là đơn vị cấu trúc bậc 1 thì cấu trúc bậc 2 của bể bao gồm các đơn vị cấu tạo sau: trũng phân dị Bạc Liêu; trũng phân dị Cà Cối; đới nâng Cửu Long; đới nâng Phú Quý (phần lún chìm kéo dài khối nâng Côn Sơn) và trũng chính bể Cửu Long. Ranh giới phân chia các đơn vị cấu tạo được thể hiện trên hình 10.
file:///C:/DOCUME%7E1/WINDOW%7E1/LOCALS%7E1/Temp/msohtmlclip1/01/clip_image002.gif

Hình 10. Phân vùng kiến tạo bể Cửu Long

I .4. 1. 1. Trũng phân dị Bạc Liêu

Là một trũng nhỏ nằm ở phần cuối Tây Nam của bể Cửu Long với diện tích khoảng 3600 km2. Gần một nửa diện tích của trũng thuộc lô 31, phần còn lại thuộc phần nước nông va đất liền. Trũng có chiều dày trầm tích Đệ Tam không lớn khoảng 3km và bị chia cắt bởi các đứt gãy thuận có phương TB-ĐN.
I .4. 1. 2. Trũng phân dị Cà Cối

Nằm chủ yếu ở khu vực cửa sông Hậu có diện tích rất nho và chiều dày trầm tích không lớn, trên dưới 2000 m. Tại đây đã khoan giếng khoan CL-1X và mở ra hệ tầng Cà Cối. Trũng bị phân cắt bởi các đứt gãy kiến tạo có phương ĐB-TN, gần như vuông góc với phương của đứt gãy trong trũng phân dị Bạc Liêu.
I .4. 1. 3. Đới nâng Cửu Long

Nằm về phía Đông của trũng phân dị Bạc Liêu và Cà Cối, phân tách 2 trũng này với trũng chính của bể Cửu Long. Đới nâng có chiều dày trầm tích không đáng kể, chủ yếu là trầm tích hệ tầng Đồng Nai và Biển Đông. Đới nâng không có tiền đề, dấu hiệu dầu khí vì vậy đã không được nghiên cứu chi tiết và không xác định sự phát triển các đứt gãy kiến tạo. Các đơn vị cấu trúc vừa nêu được xem là rất ít hoặc không có triển vọng dầu khí, vì vậy chúng ít khi được đề cập đến trong các công trình nghiên cứu và đôi khi không được xem như một đơn vị cấu thành của bể Cửu Long.

I .4. 1. 4. Đới nâng Phú Quý

Được xem như phần kéo dài của đới nâng Côn Sơn về phía Đông Bắc, thuộc lô 01 và 02. Đây là đới nâng cổ, có vai trò khép kín và phân tách bể Cửu Long với phần phía Bắc của bể Nam CônSơn. Tuy nhiên, vào giai đoạn Neogen - ĐệTứ thì diện tích này lại thuộc phần mở của bể Cửu Long. Chiều dày trầm tích thuộc khu vực đới nâng này dao động từ 1.5 đến2 km. Cấu trúc của đới bị ảnh hưởng khá mạnh bởi hoạt động núi lửa, kể cả núi lửa trẻ.

I .4. 1. 5. Trũng chính bể Cửu Long.

Đây là phần lún chìm chính của bể, chiếm tới ¾ diệntích bể, gồm các lô 15, 16 và một phần các lô 01, 02, 09, 17. Theo đường đẳng dày 2 km thì
Trũng chính bể Cửu Long thể hiện rõ nét là một bể khép kín có dạng trăng khuyết với vòng cung hướng ra về phía Đông Nam. Toàn bộ triển vọng dầu khí của trũng được nghiên cứu khá chi tiết và được phân chia ra thành các đơn vị cấu trúc nhỏ hơn như một bể độc lập thực thụ.

I .4. 1. 6. Sườn nghiêng Tây Bắc  

Là dải sườn bờ Tây Bắc của bể kéo dài theo hướng ĐBTN, chiều dày trầm tích tăng dần về phía Tây Nam từ 1 đến 2.5 km. Sườn nghiêng bị cắt xẻ bởi các đứt gãy kiến tạo có hướng ĐB-TN hoặcTB-ĐN, tạo thành các mũi nhô. Trầm tích Đệ Tam của bể thường có xu hướng vát nhọn và gá đáy lên móng cổ granitoid trước Kainozoi.

I .4. 1. 7. Sườn nghiêng Đông Nam  

Là dải sườn bờ Đông Nam của bể, tiếp giáp với đới nâng Côn Sơn. Trầm tích của đới này có xu hướng vát nhọn và gá đáy với chiều dày dao động từ 1 đến 2.5 km. Sườn nghiêng này cũng bị phức tạp bởi các đứt gãy kiến tạo có phương ĐB-TN và á vĩ tuyến tạo nên các cấu tạo địa phương.

I .4. 1. 8. Trũng Đông Bắc,  

Đây là trũng sâu nhất, chiều dày trầm tích có thể đạt tới 8 km. Trũng có phương kéo dài dọc theo trục chính của bể, nằm kẹp giữa hai đới nâng và chịu khống chế bởi hệ thống các đứt gãy chính hướng ĐB-TN.

I .4. 1. 9. Trũng Tây Bạch Hổ.

Trong một số tài liệu trũng này được ghép chung với trũng Đông Bắc. Tuy nhiên, về đặc thù kiến tạo giữa 2 trũng có sự khác biệt đáng kể đặcbiệt là phương của các đứt gãy chính. TrũngTây Bạch Hổ bị khống chế bởi các đứt gãy kiến tạo có phương á vĩ tuyến, tạo sự gấp khúc của bể. Chiều dày trầm tích của trũng này có thể đạt tới 7.5 km.

I .4. 1. 10. Trũng Đông Bạch Hổ

Nằm kẹp giữa đới nâng Trung Tâm về phía Tây, sườn nghiêng Đông Nam về phía Đ-ĐN và đới nâng Đông Bắc về phía Bắc. Trũng có chiều dày trầm tích đạt tới 7 km và là một trong ba trung tâm tách giãn của bể.

I .4. 1. 11. Đới nâng Trung Tâm

Là đới nâng nằm kẹp giữa hai trũng Đông và Tây Bạch Hổ và được giới hạn bởi các đứt gãy có biên độ lớn với hướng đổ chủ yếu về phía Đông Nam. Đới nâng bao gồm các cấu tạo dương và có liên quan đến những khối nâng cổ của móng trước Kainozoi như: Bạch Hổ, Rồng. Các cấu tạo bị chi phối không chỉ bởi các đứt thuận hình thành trong quá trình tách giãn, mà còn bởi các đứt gãy trượt bằng và chờm nghịch do ảnh hưởng của sự siết épvào Oligocen muộn.

I .4. 1. 12. Đới nâng phía Tây Bắc

Nằm về phía Tây Bắc trũng Đông Bắc và được khống chế bởi các đứt  gãy chính phương ĐB-TN.Về phía TB đới nâng bị ngăn cách với Sườn nghiêng Tây Bắc bởi một địa hào nhỏ có chiều dày trầm tích khoảng 6 km.  Đới nângbao gồm cấu tạo Vừng Đông và dải nâng kéo dài về phía Đông Bắc.

I .4. 1. 13. Đới nâng phía Đông

Chạy dài theo hướng ĐB-TN, phía TB ngăn  cách với trũng ĐB bởi hệ thống những đứt gãy có phương á vĩ tuyến và ĐB-TN, phía ĐN ngăn cách với đới phân dị Đông Bắc bởi võng nhỏ,xem như phần kéo dài của trũng Đông BạchHổ về phía ĐB. Trên đới nâng đã phát hiện được các cấu tạo dương như: Rạng Đông, Phương Đông và Jade.

I .4. 1. 14. Đới phân dị Đông Bắc

( Phần đầu Đông Bắc của bể) nằm kẹp giữa đới nâng Đông Phú Quý và Sườn nghiêng Tây Bắc. Đây làkhu vực có chiều dày trầm tích trung bình và bị phân dị mạnh bởi các hệ thống đứt gãy có đường phương TB-ĐN, á kinh tuyến và á vĩ tuyến tạo thành nhiều địa hào, địa luỹ nhỏ (theo bề mặt móng). Một số các cấu tạo dương địa phương đã xác định như: Hồng Ngọc, Pearl, Turquoise, Diamond, Agate.

I .4. 1. 15. Đới phân dị Tây Nam

Nằm về đầu Tây Nam của trũng chính. Khác với đới phân dị ĐB, đới này bị phân dị mạnh bởi hệ thống những đứt gãy với đường phương chủ yếu là á vĩ tuyến tạo thành những địa hào, địa luỹ, hoặc bán địa hào, bán địa luỹ xen kẽ nhau. Những cấu tạo có quy mô lớn trong đới này phải kể đến: Đu Đủ, Tam Đảo, Bà Đen và Ba Vì. Các cấu tạo địa phương dương bậc 4 là đối tượng tìm kiếm và thăm dò dầu khí chính của bể.

I . 4. 2.  Đặc điểm kiến tạo khu vực

Về lịch sử phát triển kiến tạo, bồn trũng đã trải qua 4 giai đoạn phát triển kiến tạo lớn: Giai đoạn tạo núi sau va mảng Jura sớm-giữa; Giai đoạn rìa lục địa tích cực Jura muộn-Creta; Giai đoạn rift Eocene-Miocene sớm; Giai đoạn thềm rìa lục địa thụ động cuối Miocene sớm-Đệ Tứ.
Giai đoạn rìa lục địa tích cực Jura muộn-Creta đóng vai trò quan trọng trong việc tạo đá granitoid của móng trước Kainozoi bồn trũng và là đối tượng chứa dầu khí quan trọng của bồntrũng Cửu Long.
Giai đoạn thềm rìa lục địa thụ động cuối Miocene sớm - Đệ Tứ tạo lớp phủ.
Giai đoạn rift Eocene – Miocene sớm tạo các thành tạo trầm tích phun trào đóng vai trò trong việc sinh, chứa, chắn dầu khí.
Quá trình thành tạo THTKT bồn tách dãn Cửu Long tuổi Eocene muộn - Miocene sớm chịu ảnh hưởng bởi các biến cố kiến tạo quan trọng đã xảy ra trong khu vực Đông Nam Châu Á vào Kainozoi sớm như sau (hình 11):

file:///C:/DOCUME%7E1/WINDOW%7E1/LOCALS%7E1/Temp/msohtmlclip1/01/clip_image002.jpg
Hình 11.Các sự kiện kiến tạo xảy ra khu vực Đông Nam Á vào Kainozoi sớm (theo Rober Hall, 2004, có bổ sung).
- Ở ranh giới tây nam của Đông Nam Á mảng Ấn Úc bị hút chìm xuống dưới mảng Âu Á tạo rìa lục địa tích cực Sunda (số 1 của hình 11).
- Miền vỏ lục địa Ấn Độ thuộc mảng Ấn Úc va mảng với Âu Á dọc Hymalay và tạo nên một lực đẩy khối Đông Dương dịch về phía đông nam dọc theo đứt gãy Sông Hồng và Ba Tháp (số 2 của hình 11)
- Phía đông nam vỏ đại dương biển Đông cổ bị tiêu biến dần dưới vỏ lục địa Borneo và Luzon và bắt đầu va mảng vào 20 triệu năm, kết thúc vào 16 triệu năm (số 3 của hình 11)
- Ở phía đông vỏ đại dương của mảng Thái Bình Dương hút chìm xuống dưới vỏ đại dương biển Đông cổ và vi mảng Philippine (số 4 của hình 11).
- Tách dãn ở rìa phía đông của vỏ lục địa Đông Nam Á với phương của trục tách là ĐB-TN hình thành do lực căng phương tây bắc – đông nam (TB-ĐN) với 3 lần đổi trục tách dãn. Đới tách dãn này rất có thể đã bắt đầu xuất hiện từ thời kỳ 44-34 triệu năm nhưng từ 32 triệu năm mới mở hẳn ra tạo vỏ đại dương biển Đông trẻ và ngừng tách dãn vào 16 triệu năm (số 5 của hình 11).
Bồn trũng Cửu Long vào Kainozoi sớm nằm ở phần nội mảng trên miền vỏ lục địa. Vùng bị sụt lún mạnh mẽ kiểu rift được lấp đầy bởi các thành tạo trầm tích phun trào tuổi Eocene muộn – Miocene sớm. Trong nội bồn trũng phát triển các bán địa hào, bán địa lũy phương ĐB-TN vào Oligocene sớm. Vào Oligocene muộn quá trình sụt lún vừa mang tính chất kế thừa do nhiệt vừa sinh mới phương vĩ tuyến kiểu listric. Vào Miocene sớm quá trình sụt lún vẫn tiếp tục và mở rộng do nhiệt là chủ yếu. Ngoài ảnh hưởng của quá trình tách dãn vùng nghiên cứu còn bị tác động ép do sự dịch chuyển của vi mảng Đông Dương về phía đông nam và va mảng lục địa Trường Sa và lục địa Borneo – Luzon.
Trên cơ sở phân tích, tổng hợp các tài liệu địa chất, địa vật lý hiện có đã xác định được bồn trũng Cửu Long đã trải qua 4 giai đoạn phát triển kiến tạo biến dạng chính:
-Giai đoạn tạo núi sau va mảng Jura sớm-giữa (D1)
-Giai đoạn rìa lục địa tích cực Jura muộn-Creta (D2)
-Giai đoạn rift Eocene – Miocene sớm (D3): gồm 6 pha biến dạng D3.1, D3.2 , D3.3,D3.4, D3.5 và D3.6. Các pha D3.1, D3.3 và D3.5 là các pha căng giãn và sụt lún do nhiệt tạo bồn trũng. Các pha D3.2, D3.4 và D3.6 là các pha nén ép tạo uốn nếp, đứt gãy và khe nứt.
- Giai đoạn thềm rìa lục địa thụ động cuối Miocene sớm - Đệ Tứ (D4)
file:///C:/DOCUME%7E1/WINDOW%7E1/LOCALS%7E1/Temp/msohtmlclip1/01/clip_image002.gif

Hình 12. Caùc pha bieán daïng chính töø Jura ñeán nay cuûa boàn truõng Cöûu Long.

Theo “Caùc pha bieán daïng phaàn phía Nam beå Cöûu Long”, Hoaøng Ñình Tieán, Nguyeãn Vieät Kyø, 2009. Hoäi nghò khoa hoïc laàn thöù 9, tröôøng Ñaïi hoïc Baùch khoa Tp. Hoà Chí Minh , 11/10/2005.


I.4. 3.  Lịch sử phát triển địa chất khu vực

Bể trầm tích Cửu Long là một bể rift rìa lục địa. Những đặc điểm cấu trúc và địa tầng trầm tích đã xác nhận các giai đoạn tiến hoá của bể, nó liên quan với các chế độ địa động lực khác nhau. Lịch sử phát triển địa chất của bể trầm tích Cửu Long có thể chia ra 3 thời kỳ chính và được tóm tắt dưới đây:
Thời kỳ trước tạo rift: Là giai đoạn cố kết móng trước Đệ Tam của bể, liên quan với sự hội tụ của các lục địa vào cuối Mesozoi mà pha tàn dư của chúng kéo dài tới Eocene. Sự hội tụ của hai lục địa Ấn-Úc và Âu-Á đã nâng toàn bộ thềm Sunda lên cao và làm tiêu biến hoàn toàn đại dương Tethys ở Đông Nam Á. Ở đây hầu hết phát triển mạnh các dải magma xâm nhập và phun trào có tuổi từ Jura đến Eocene. Các trũng tàn dư của thời kỳ Mesozoi hoặc là các thung lũng hẹp, hoặc là các hồ nước mặn bị khô cạn. Hoạt động mạnh mẽ của magma xâm nhập và phun trào khu vực xung quanh bể Cửu Long đi kèm với các chuyển động khối tảng, kiến tạo do sự va chạm của các mảng lục địa, đã hình thành hàng loạt đứt gãy làm phân cắt, phân dị phức tạp bề mặt cổ địa hình cuối Mesozoi đầu Kainozoi. Vỏ lục địa vừa được cố kết bắt đầu bị phá vỡ thành các khối nâng và vùng sụt do tách giãn. Bể Cửu Long được hình thành trên các vùng sụt khu vực thuộc thời kỳ tiền tách giãn Paleocene-Eocene.
Thời kỳ đồng tạo rift: Là giai đoạn tách giãn hình thành bể tích tụ theo cấu trúc riêng, xảy ra từ Eocene đến Oligocene. Vào thời kỳ này, đáy bể bị phân cắt bởi các đứt gãy lớn thành các khối kéo dài có bề rộng khác nhau, sau đó bị bẻ gãy bởi các đứt gãy ngang ở những khoảng cách khác nhau, tạo nên các khối nhô và khối sụt, hình thành nhiều bán địa hào. Đó là đơn vị cấu trúc cơ bản của bể rift rìa lục địa Cửu Long. Quá trình tăng cường các hoạt động tách giãn làm cho bể sụt lún sâu hơn. Trong giai đoạn đầu, nguồn cung cấp vật liệu trầm tích ít, điều kiện khí hậu thuận lợi đã tạo nên hồ sâu với sự tích tụ các tầng trầm tích sét hồ dày trên diện rộng thuộc tập D. Các trầm tích giàu cát hơn thuộc tập C sau đó đánh dấu giai đoạn lấp đầy bể rift. Vùng trung tâm bể có bề dày trầm tích lớn, gây ra sự sụt lún nhiệt tạo ra các đứt gãy đồng trầm tích và kéo xoay các trầm tích Oligocene. Cuối Oligocene, phần Bắc của bể do sự nén ép địa phương hoặc địa tầng đã xuất hiện sự nghịch đảo một số nơi, tạo nên một số cấu tạo lồi hình hoa với sự bào mòn, vát mỏng mạnh mẽ của lớp trầm tích thuộc tập C. Trầm tích Eocene - Oligocene trong các trũng chính có thể dày đến 5000 m, thành tạo trong các môi trường trầm tích hồ, sông, châu thổ. Sự kết thúc hoạt động của phần lớn các đứt gãy và bất chỉnh hợp ở nóc trầm tích Oligocene đánh dấu sự kết thúc thời kỳ này.
Thời kỳ sau tạo rift: Bắt đầu từ Miocene sớm đến nay. Thời kỳ này, quá trình tách giãn kết thúc, chỉ có các hoạt động yếu ớt của các đứt gãy. Giai đoạn biển tiến khu vực bắt đầu xuất hiện và biển tiến vào bể Cửu Long từ phần Đông Bắc, đẩy lùi trầm tích lục địa về phía Nam. Vào cuối Miocene sớm, các trũng trung tâm tiếp tục sụt lún, cộng thêm sự oằn võng do sụt lún nhiệt của các trầm tích Oligocene, làm phần lớn diện tích bể bị chìm sâu dưới mực nước biển, và tầng sét rotalite - tầng chắn khu vực của bể - được hình thành vào thời gian này. Đến đây, các trầm tích Miocene dưới phủ chờm hầu hết lên địa hình Oligocene. Thời kỳ Miocene giữa là thời kỳ nâng lên của bể Cửu Long, môi trường biển ảnh hưởng ít hơn, phần Đông Bắc bể chủ yếu chịu ảnh hưởng của các điều kiện ven bờ. Thời kỳ Miocene muộn, biển tràn ngập toàn bộ bể Cửu Long. Cũng vào cuối thời kỳ này, do sông Mê Kông đổ vào bể Cửu Long đã làm thay đổi môi trường trầm tích, nguồn cung cấp vật liệu, kiểu tích tụ và cả hình thái cấu trúc của bể. Bể mở rộng hơn về phía Tây Nam, vào phía đồng bằng châu thổ sông Mê Kông ngày nay và bể Cửu Long thông với bể Nam Côn Sơn. Trầm tích châu thổ được hình thành do sông là chủ yếu. Thời kỳ Pliocene-Đệ tứ, là giai đoạn tích cực kiến tạo mới tạo nên bình đồ cấu trúc hiện tại của thềm lục địa Việt Nam. Bể Cửu Long không còn hình dáng cấu trúc riêng mà nó hoà chung vào cấu trúc toàn thềm. Nguyên nhân là đáy biển đông tiếp tục sụt lún do bị cuốn hút xuống dưới cung đảo Luson, mặt khác đất liền Đông Dương được nâng cao cùng với sự hoạt động của núi lửa basalt kiềm, do vỏ đại dương Ấn Độ đang đẩy lục địa Đông Dương và Tây Nam Đông Nam Á lên cao.


#24397 Hỏi đáp về thực tập hè

Posted seanary on 28 February 2012 - 05:19 PM

View Postquangngai, on 26 February 2012 - 08:25 PM, said:

Chào các anh chị đang học Dầu Khí cũng như đã ra trường rồi.
   Cho em hỏi thử là việc thực tập hè ở các công ty là mình đến đó làm được những gì? Có cần đòi hỏi gì ở mình không? Thời gian thường là như thế nào? Cách thức viết CV ra sao?...Nói chung là anh chị nào có kinh nghiệm về chuyện này thì nói cho em biết với. hi.
   Và em học Địa Chất ở trường ĐH KHTN thì thực tập hè ở nhà máy lọc dầu Dung Quất thì có hợp lý không? ở đó có gì liên quan đến ngành học của em không? Hay là chỉ nên thực tập ở các công ty chuyên vài thăm dò trong SG?
Xin các anh chị hướng dẫn...
Chao ban. ban hoc khoa nao?
Neu ban co xin duoc o dau thi thuc tap van duoc
neu nha may loc dau thi chac khog lien quan toi khau dia chat cua minh
ban xin o cong ty nao cung duoc, de co tai lieu ma lam
quan trong la ban co nguoi huong dan chua?
hinh nhu bay gio cac ban dau khi da bat dau thuc tap roi ban hoi xem coi xin thuc tap o dau duoc
Nen xin cac thay co day minh la hay nhat.
nhu thay Nguyen Quoc Quan
Thay Kong
thay Long
Thay Lap
Co Oanh
Co Luan
Thay Tung
Co Lan


#18849 Xin tài liệu phần địa hóa

Posted seanary on 25 March 2011 - 04:20 PM

View Postdattranbk, on 24 March 2011 - 11:47 PM, said:

Chả là nhóm em sắp có bài thuyết trình về việc "Ứng dụng phương pháp địa hóa để xác định sự di cư của Hidrocacbon" nhưng lại không kiếm đâu ra tài liệu(cả Tiếng Anh và Tiếng Việt), trong cuốn Địa hóa của thầy Hoàng Đình Tiến cũng không nói về vấn đề này. Vậy anh chị nào có tài liệu hoặc nguồn về vđ này thì cho em đc ko ạ. Em cảm ơn nhiều..
Thông tin: Quang Đạt
Email: nqdattran@gmail.com
sđt: 01674 575 038
Chào, bạn coi kỹ lại coi, để đánh giá sự di cư của dầu khí bạn cần chỉ tiêu nào? VÀ bạn tham khảo trong cuốn địa hóa dầu khí bìa màu đỏ cánh sen đó,[3]. Hoàng Đình Tiến và Nguyễn Việt Kỳ. Địa hoá dầu khí. NXB. Đại học Quốc gia, Tp.HCM, (2003).
truong minh có bán đó, em coi lại coi. Anh khkông nhớ rõ, hình như là các chỉ số S, TOC, T max,.. Sách anh để ở quê rồi nên không nhớ rõ là chỉ số nào. Nếu cần liên hệ 0903052119. Chúc bạn làm tốt đề tài của mình.
Để biết dầu có di chuyển hay không thì độ trưởng thành của vật liệu hữu cơ có chưa, nếu chưa trưởng thành lấy gì mà di cư được. ý nghĩa của các chỉ s, về cơ bản là vậy. để rõ hơn bạn tìm đọc quyển sách mà tôi giới thiệu. Chào


#9273 thực địa an giang 2009

Posted seanary on 02 July 2009 - 10:41 AM

chào các bạn lớp 06 minh !
diễn đàn nầy rất hữu dụng cho dân địa chất mình mà sau mình thấy ít thành viên lớp mình tham gia viết bài trong mục lop 06 của mình quá đi! huhuh
---------
Thôi trở lại vấn đề mình muốn chia sẽ với các bạn những vấn đề tiền thực địa ở an giang!
đối với 3 nhóm làm bài tại núi cấm (tây, đông, đông nam núi cấm) thì các bạn đã chuẩn bị được gì rùi!
vậy theo các nhóm trưởng các bạn sẽ đi lộ trình như thế nào? có nên chăn chia nhóm thành nhiều nhóm nhỏ , theo mình không nên chia thành nhiều nhóm nhỏ hơn  mà hãy cùng đi chung với nhau, cùng với thầy hướng dẫn.
Một số tài liệu mà các bạn cần tham khảo trước là quyển "Quy định về đo vẽ bản đồ địa chất và điều tra tài nguyên khoáng sản tỷ lệ 1: 50.000". Tờ bản đồ Hà Tiên Phú Quốc 1:200.000, xem lại thời kỳ thực địa và thời kỳ văn phòng của thầy Phư Hưng đưa (mình sẽ nhờ thái an scan và up bổ sung sau). Bản đồ khu vực núi cấm 1:100.000,1:200.000, 1:50.000 (thầy quý sẽ đưa sau).
http://angiang.gov.v.../dacdiemdiachat
http://angiang.gov.v...nguyenkhoangsan
http://angiang.gov.v.../dacdiemnhomdat
http://vi.wikipedia....4.91i.E1.BB.83m
các bạn tham khảo thêm

Attached Images

  • up.jpg

Attached Files