Đề tài Phương pháp phân tích địa hóa dầu khí

Phương phỏp phõn tớch địa húa dầu khớ -------------------------------------------------------------------------------------------------------------- Mở đầu Vào những năm đầu của thế kỷ XX, ng−ời ta tìm dầu theo biểu hiện trên mặt. Theo đó, những khu vực có nhiều điểm lộ khí/dầu chính là những khu vực có tàng trữ dầu khí d−ới sâu. Càng về sau, với sự phát triển của nghiên cứu địa chấn phản xạ và những hiểu biết nhiều hơn về dầu khí, công tác khoan dầu khí h−ớng theo quan điểm “nếp lồi”. Tuy nhiên, trong thực tế tìm kiếm thăm dò dầu khí theo quan điểm “nếp lồi” đã có nhiều giếng khoan không tìm thấy dầu. Điều đó buộc các nhà tìm kiếm thăm dò phải quan tâm đến nguồn cung cấp dầu khí vào các nếp lồi cũng nh− những điều kiện hình thành và bảo tồn các tích tụ đó. Một trong những nghiên cứu nhằm làm sáng tỏ vấn đề về nguồn cung cấp sản phẩm chính là mô hình địa hóa đá mẹ. 1. Những khái niệm chung Để đánh giá đá mẹ, tr−ớc hết cần thống nhất những khái niệm chung về đá mẹ và các chỉ tiêu đánh giá chúng. Theo Vasoievich, một tập trầm tích đ−ợc coi là đá mẹ khi có đủ độ giàu vật chất hữu cơ (VCHC), thể tích đá phải đủ lớn để có thể sinh ra l−ợng hydrocacbon đủ để tích tụ thành mỏ. Hiện nay, những nghiên cứu tìm kiếm thăm dò dầu khí nói chung và nghiên cứu đá mẹ nói riêng đã tập trung vào những khía cạnh cụ thể và chi tiết hơn để đánh giá đá mẹ ở những cấp độ khác nhau. Đá mẹ sinh dầu khí là một tập trầm tích hạt mịn đủ độ giàu VCHC (TOC>0.5%,Wt đối với trầm tích lục nguyên; TOC>0.25%,Wt đối với trầm tích cacbonate), đã sinh và tách đ−ợc dầu/khí đủ để hình thành những tích tụ dầu khí. Để đánh giá tiềm năng sinh của một tầng đá mẹ, độ giàu VCHC thôi ch−a đủ mà còn cần quan tâm tới bản chất của VCHC và mức độ biến đổi của chúng. Một trong những tiêu chí để đánh giá bản chất của VCHC là loại kerogen trong đá mẹ. Vậy kerogen là gì? Kerogen là phần của vật chất hữu cơ có mặt trong đá trầm tích, không tan trong dung môi hữu cơ. Kerogen đ−ợc tạo thành bởi sự polymer hóa phân tử hữu cơ đ−ợc tách ra từ xác sinh vật. Dầu và khí đ−ợc tạo thành từ kerogen trong qúa trình catagenes và giai đoạn đầu của metagenes. Theo nghiên cứu của Douglas W. Waples 1980, và nhiều tác giả khác [1], [2], [3], [5], [7] có sự tồn tại của bốn loại kerogen nh− sau: ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ Nguyễn Thị Dậu VPI_email daunt@vpi.pvn.vn 1 Phương phỏp phõn tớch địa húa dầu khớ -------------------------------------------------------------------------------------------------------------- Bảng 1 Bảng phân loại kerogen (Cornford, 1977) Nguồn gốc Phân loại và tên gọi Kerogen Ngập n−ớc (Aquatic) Algal Liptinite Amorphous (shapropen) Loại I Vô định hình (Amorphous) Loại II Dạng sợi (Herbaceous) vitrinite Lục địa (Terrestrial) TV có cấu trúc (Woody) Humic Loại III Than Inertinite Loại khác(IV) • Kerogen loại I: Gồm các sinh vật đơn bào, chủ yếu là rong tảo sống trong môi tr−ờng đầm hồ, rất giàu lipit, có khả năng sinh dầu cực tốt. Thành phần maceral chủ yếu là lipite, vitrinit và inertinite rất ít. Hàm l−ợng l−u huỳnh rất thấp(1.5, O/C<1. Kerogen loại này rất hiếm gặp trong tự nhiên. • Kerogen loại II: Đ−ợc tách ra từ một số nguồn khác nhau nh− Algae biển, phấn hoa và bào tử (pollen & spore), lá cây có sáp, nhựa của thực vật bậc cao và qúa trình phân hủy lipit ở cây. Hoặc là hỗn hợp của kerogen loại I và loại III. Hàm l−ợng l−u huỳnh trong chúng cao hơn ở những kerogen loại khác (th−ờng >1%), tỷ số nguyên tử H/C cao (1.2-1.5), tỷ số O/C thấp hơn ở ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ Nguyễn Thị Dậu VPI_email daunt@vpi.pvn.vn 2 Phương phỏp phõn tớch địa húa dầu khớ -------------------------------------------------------------------------------------------------------------- kerogen loại III và IV. Kerogen loại IIS có trong đá mẹ chứa hoàn toàn VCHC biển th−ờng liên quan tới đá cacbonnat, có hàm l−ơng l−u huỳnh rất cao(>2%) và th−ờng sinh dầu ở độ tr−ởng thành thấp hơn những kerogen loại khác. Kerogen loại II (và IIS) có khả năng sinh dầu rất tốt. • Kerogen loại III: Có nguồn gốc từ các loại thực vật th−ợng đẳng giàu celluois và lignin, hàm l−ợng liptinit và l−u huỳnh thấp, tỷ số nguyên tử H/C<1, O/C gần bằng 3. Kerogen loại III có khả năng sinh khí và condensate(substantial oil) là chủ yếu, sinh dầu rất ít. Tuy nhiên, nếu tầng đá mẹ đ−ợc lắng đọng trong môi tr−ờng delta với thể tích lớn cũng có thể cho những tích tụ dầu. • Kerogen loại IV: Gồm inertinite và kerogen loại I, II, III bị oxy hóa, không có khả năng sinh dầu khí. Năm 1977, Cornford đã đ−a ra bảng phân loại kerogen theo nguồn gốc VCHC, bảng phân loại này cũng phù hợp với cách phân loại của các tác giả trên (xem bảng 1) 2. Những tiêu chí để đánh giá đá mẹ Trầm tích hạt mịn th−ờng có khả năng bảo tồn VCHC tốt và môi tr−ờng hình thành chúng th−ờng thuận lợi cho quá trình chuyển hóa VCHC thành dầu khí. Chính vì vậy, đối t−ợng của nghiên cứu đá mẹ là trầm tích hạt mịn. Phục vụ nghiên cứu đá mẹ, đánh giá khả năng sinh hydrocacbon của các tập trầm tích có nhiều phép phân tích nh− nhiệt phân tiêu chuẩn Rock-Eval (RE), tổng hàm l−ợng cacbon hữu cơ (TOC), tổng hàm l−ợng chất chiết(Extract), sắc ký lỏng (LC), sắc ký khí (GC), khối phổ ký (GC-MS), độ phản xạ của vitrinite (Ro), màu bào tử(SCI), thành phần kerogen, hàm l−ợng đồng vị cacbon... Tổ hợp phép phân tích trên nhằm xác định sự có mặt hay không của đá mẹ sinh dầu khí (SR) với các tiêu chí sau • Độ giàu VCHC . • Chất l−ợng của VCHC (loại kerogen, môi tr−ờng lắng đọng và phân hủy VCHC) nhằm dự đoán loại sản phẩm (dầu/khí) của đá mẹ. • Mức độ tr−ởng thành của VCHC. 2.1 Độ giàu vật chất hữu cơ ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ Nguyễn Thị Dậu VPI_email daunt@vpi.pvn.vn 3 Phương phỏp phõn tớch địa húa dầu khớ -------------------------------------------------------------------------------------------------------------- Tiêu chí đầu tiên để đánh giá đá mẹ là hàm l−ợng vật chất hữu cơ hay độ giàu VCHC trong trầm tích. Để đánh giá mức độ giàu, nghèo VCHC trong đá có thể sử dụng bảng phân loại đá mẹ theo công ty Geochem Group (xem bảng 2). Các chỉ số thu đ−ợc từ các chỉ tiêu Rock-Eval nh− hàm l−ợng hydrocacbon tự do trong đá (S1) và hàm l−ợng hydrocacbon đ−ợc sinh trong quá trình gia nhiệt (S2), hàm l−ợng bitum trong đá và thành phần nhóm của bitum nh− hydrocacbon no (HCno), hydrocacbon thơm (HC thơm), hợp chất phân cực. Mức độ giàu/nghèo của đá mẹ phân chia nh− trong bảng 3. Bảng 2. Phân loại đá mẹ theo tổng hàm l−ợng cacbon hữu cơ (% trọng l−ợng) Bậc hàm l−ợng Trầm tích lục nguyên (%,Wt) Trầm tích carbonat (%,Wt) Nghèo <0.5 <0.25 Trung bình 0.5-1.0 0.25-0.5 Tốt 1.0-2.0 0.5-1.0 Rất tốt 3.0-5.0 1.0-2.0 Đặc biệt tốt > 5.0 > 2.0 Ngoài ra các chỉ tiêu RE còn đ−ợc sử dụng để đánh giá, phân loại đá mẹ và đánh giá mức độ chuyển hóa của VCHC chứa trong mẫu, khả năng sinh dầu hay khí của đá mẹ[3]. Bảng 3 Phân loại đá mẹ theo chỉ tiêu Rock-Eval và chất chiết (A. Barry Katz, 1994) Bậc hàm l−ợng S1 (mg/g) S2 (mg/g) Bitum (ppm) Tổng HC (ppm) HC no (ppm) Nghèo < 0.4 < 2.0 < 500 < 300 < 200 Trung bình 0.4-0.8 2.0-3.0 500-1000 300-600 200-400 Tốt 0.8-1.6 3.0-5.0 1000-2000 600-1200 400-800 Rất tốt 1.6-3.2 5.0-10.0 2000-4000 1200-2400 800-1600 Đặc biệt tốt > 3.2 > 10.0 > 4000 > 2400 >1600 2.2 Chất l−ợng của vật chất hữu cơ ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ Nguyễn Thị Dậu VPI_email daunt@vpi.pvn.vn 4 Phương phỏp phõn tớch địa húa dầu khớ -------------------------------------------------------------------------------------------------------------- Chất l−ợng của VCHC có vai trò rất quan trọng trong đánh giá đá mẹ. Một tập trầm tích dù rất giàu VCHC nh−ng nếu VCHC trong chúng gồm chủ yếu là inertinit sẽ không có khả năng sinh dầu khí và không thể coi là đá mẹ sinh dầu khí. Chỉ số sản phẩm (PI): Các chỉ số từ phép phân tích Rock-Eval nh− S1(mg/g) là l−ợng hydrocarbon tự do có trong đá đ−ợc giải phóng ở nhiệt độ d−ới 3000C tính bằng mgHC/g đá, S2 (mg/g) là l−ợng hydrocarbon tiếp tục đ−ợc giải phóng trong qúa trình cracking kerogen khi tiếp tục tăng nhiệt độ từ 3000C lên 5500C tính bằng mgHC/g đá. Chỉ số sản phẩm PI=S1/(S1+S2) chủ yếu đ−ợc sử dụng để đánh giá hydrocacbon (HC) trong mẫu là tại sinh hay di c− ( PI 0.3 - HC di c−). Ngoài ra PI còn đ−ợc sử dụng để đánh giá mức độ tr−ởng thành nhiệt của VCHC chứa trong mẫu, nếu là VCHC sinh dầu thì PI thay đổi từ 0.1 khi bắt đầu tạo dầu tới 0.4 tại peak tạo dầu [1], [4]. Chỉ số hydrogen (HI) tính theo công thức S2/TOC (mgHC/gTOC) sử dụng để đánh giá VCHC trong mẫu có khả năng sinh dầu hay khí (xem bảng 4). Tuy nhiên giá trị HI ch−a phải chỉ tiêu luôn luôn đúng khi sử dụng đánh giá tiềm năng sinh của VCHC, mẫu chứa nhiều than sẽ có giá trị HI rất cao nh−ng ch−a hẳn là VCHC có khả năng sinh dầu. Chính vì thế cần xét thêm nhiều chỉ tiêu khác nữa[1], [4], [8]. Bảng 4 Tiềm năng sinh hydrocacbon của vật chất hữu cơ theo chỉ tiêu HI Giá trị HI (mgHC/gTOC) Khả năng sinh < 50 Vô sinh 50-200 Sinh khí 200-300 Sinh khí-dầu > 300 Sinh dầu Tỷ số C21+C22/C28+C29 đ−ợc tính từ số liệu phân tích GC th−ờng thay đổi theo môi tr−ờng tồn tại của VCHC. Tỷ số C21+C22/C28+C29 >1.5 với vật liệu hữu cơ ở môi tr−ờng ngập n−ớc, <1.2 với vật liệu hữu cơ ở môi tr−ờng lục địa. Tuy nhiên, tỷ số này cũng tăng theo sự tăng mức độ tr−ởng thành của VCHC [7]. Tỷ số Pristan/phytan (Pr/Phy) đ−ợc tính từ số liệu phân tích GC có thể chỉ ra mức độ khử của môi tr−ờng lắng đọng VCHC. Theo Jonh Hunt tỷ số này giảm dần ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ Nguyễn Thị Dậu VPI_email daunt@vpi.pvn.vn 5 Phương phỏp phõn tớch địa húa dầu khớ -------------------------------------------------------------------------------------------------------------- theo mức tăng độ khử của môi tr−ờng[5], tỷ số Pr/Phy <1.5 t−ơng ứng với môi tr−ờng biển; 1.5 đến 3.0 chỉ ra môi tr−ờng khử; 3.0 đến 4.5 phản ánh môi tr−ờng hỗn hợp (khử/oxyhóa); >4.5 là dấu hiệu của môi tr−ờng oxyhóa. Tuy nhiên tỷ số này ít nhiều chịu ảnh h−ởng bởi mức độ phân hủy sinh vật và độ tr−ởng thành của VCHC ban đầu, khi mức độ phân hủy sinh vật và độ tr−ởng thành tăng cao tỷ số này cũng tăng. Mặc dù tỷ số Pristan/ phytan không hoàn toàn phản ánh độ tr−ởng thành của VCHC nh−ng cũng cần l−u ý khi mẫu có độ tr−ởng thành cao. Số liệu từ phép phân tích GC-MS cho phép đánh giá môi tr−ờng lắng đọng và bảo tồn VCHC nh− 18(H)-oleanane/C30hopane, mối t−ơng quan của C27 - C28 - C29steranes; đánh giá nguồn gốc VCHC ban đầu nh− C27/C29diasterane và sterane, C29diasteranes/C29steranes + C29diasteranes... Nhìn chung, số liệu GC-MS và GC- MS-MS đ−ợc dùng để đánh giá nguồn gốc VCHC và độ tr−ởng thành của chúng(xem bảng 5) 2.3 Độ tr−ởng thành của vật chất hữu cơ Giá trị nhiệt độ cực đại tại đỉnh pick S2 là Tmax( 0C) và độ phản xạ của vitrinite (Ro) là những chỉ tiêu phổ biển để đánh giá độ tr−ởng thành nhiệt của vật chất hữu cơ trong mẫu [8]. Bảng 6 Đánh giá độ tr−ởng thành của vật chất hữu cơ theo chỉ tiêu Tmax và Ro Ng−ỡng tr−ởng thành Giá trị Tmax(0C) Giá trị Ro,% Ch−a tr−ởng thành <435 <0.55 Tr−ởng thành 435-440 0.55-0.72 Cửa sổ tạo dầu 440-460 0.72-1.30 Đới tạo khí ẩm và condensat 460-500 1.30-2.0 Đới tạo khí khô >500 >2.0 Các chỉ tiêu từ phép phân tích GC-MS đ−ợc dùng để đánh giá độ tr−ởng thành, của VCHC ban đầu gồm Ts/Tm+Ts, C30hopane/C30moretane, C2920S / C29(20R+S) sterane. Chỉ số Ts/Tm+Ts tăng dần từ các ng−ỡng bắt đầu tạo dầu, điểm tạo dầu mạnh nhất và kết thúc pha tạo dầu t−ơng ứng là 0.17, 0.5 và 1.0. Chỉ số C2920S / C29(20R+S) sterane có giá trị là 0.17, 0.43 và 0.55 t−ơng ứng với ng−ỡng bắt đầu tạo ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ Nguyễn Thị Dậu VPI_email daunt@vpi.pvn.vn 6 Phương phỏp phõn tớch địa húa dầu khớ -------------------------------------------------------------------------------------------------------------- dầu, điểm tạo dầu mạnh nhất và kết thúc pha tạo dầu. Chỉ số C30hopane/C30moretane ở mẫu bắt đầu tạo dầu là 2.5 và tăng tới 10 tại điểm tạo dầu mạnh nhất (peak tạo dầu). Các chỉ tiêu GC-MS dùng đánh giá dộ tr−ởng thành của VCHC đ−ợc thống kê trong bảng 5. Để xác định đá mẹ theo những tiêu chí trên, cần thực hiện những phép phân tích đá mẹ. Phân tích địa hoá đá mẹ nói chung có rất nhiều ph−ơng pháp, tuy nhiên trong khuôn khổ báo cáo tác giả chỉ giới thiệu rất vắn tắt về những ph−ơng pháp phân tích hiện có tại Viện Dầu Khí Việt Nam và tại phòng nghiên cứu đá mẹ của Cục Địa Chất Đan Mạch- nơi nghiên cứu sinh đ−ợc thực tập phân tích, nghiên cứu trong quá trình hoàn thành luận án. 3. các ph−ơng pháp phân tích địa hóa đá mẹ Trên cơ sở thừa nhận thuyết nguồn gốc hữu cơ của dầu mỏ, các ph−ơng pháp phân tích đá mẹ nhằm xác định hàm l−ợng VCHC trong đá cũng nh− bản chất và khả năng sinh dầu khí của chúng. Trong mục này, một số ph−ơng pháp phân tích đá mẹ mà kết quả của chúng phục vụ trực tiếp cho các nghiên cứu trong chuyên đề sẽ đ−ợc giới thiệu d−ới đây. 3.1 Ph−ơng pháp phân tích tổng hàm l−ợng cacbon hữu cơ (TOC%,Wt) Nh− chúng ta đã biết, điều kiện đầu tiên để một tập trầm tích hạt mịn đạt tiêu chuẩn đá mẹ đó là hàm l−ợng VCHC phải đủ giàu. Hàm l−ợng VCHC trong trầm tích đ−ợc xác định thông qua thông số tổng hàm l−ợng cacbon hữu cơ (TOC). Đây là thông số th−ờng đ−ợc phân tích tr−ớc tiên trong hàng loạt các phép phân tích địa hóa đá mẹ, kết quả của nó là cơ sở để quyết định thực hiện các phép phân tích tiếp theo nhằm giảm đáng kể chi phí phân tích không thật sự cần thiết. Thông th−ờng, khi mẫu có giá trị TOC từ 0.5%,Wt trở lên mới tiến hành các phép phân tích tiếp theo. • Đối t−ợng: Phân tích TOC th−ờng thực hiện cho mẫu rắn và mẫu bùn nh− lõi khoan, s−ờn khoan, mùn khoan, mẫu đá điểm lộ... • Chuẩn bị mẫu: Mẫu đ−ợc rửa sạch, để khô tự nhiên hoặc sấy ở nhiệt độ không quá 400C để đảm bảo không làm biến đổi mẫu, làm sạch tạp chất, nghiền nhỏ đến kích th−ớc 0.025mm. Lấy khoảng 2-3g mẫu (Mo), loại trừ cacbon vô cơ trong thành phần cacbonat bằng dung dịch HCl 10%. Phần không tan (Mc) ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ Nguyễn Thị Dậu VPI_email daunt@vpi.pvn.vn 7 Phương phỏp phõn tớch địa húa dầu khớ -------------------------------------------------------------------------------------------------------------- đ−ợc sấy khô ở nhiệt độ không quá 400C tới khi trọng l−ợng không đổi. Trong tr−ờng hợp mẫu là đá cacbonat thì l−ợng mẫu ban đầu (Mo) cần lớn hơn để đảm bảo có đủ l−ợng phần không tan cho công đoạn đốt mẫu. • Đốt mẫu: Mỗi mẫu gồm khoảng 5-10mg phần không tan tùy thuộc độ giàu VCHC trong đá và theo kinh nghiệm của ng−ời phân tích (M1). Mẫu đ−ợc đốt trong oxy ở nhiệt độ 800-12000C trong 20 phút, toàn bộ cacbon hữu cơ trong mẫu sẽ bị oxy hóa thành CO2 và hơi n−ớc. Hỗn hợp khí này đ−ợc dẫn qua ống hấp phụ CO2 có nhồi silicagen. L−ợng sản phẩm này đ−ợc dẫn qua bẫy hấp thụ CO2 sẽ làm tăng trọng l−ợng của bẫy, cân lại bẫy để xác định khối l−ợng CO2 đã đ−ợc sinh ra và hấp phụ trong quá trình đốt mẫu (M2). Trong quá trình đốt mẫu, phản ứng oxy hóa xảy ra theo sơ đồ Chc + O2 => CO2+ H2O (1) Tổng hàm l−ợng cacbon hữu cơ trong mẫu sẽ đ−ợc tính bằng % trọng l−ợng cacbon hữu cơ trong mẫu đá theo công thức: Mc M2x F TOC = ——— x ———— x 100% (2) Mo M1 Trong đó: Mo : Khối l−ợng mẫu ban đầu(ch−a loại cacbonat) Mc : Khối l−ợng mẫu không tan trong dung dịch HCl 10% (đã loại cacbon vô cơ) M1 : Khối l−ợng mẫu(đã loại cacbonat) đ−a vào buồng đốt M2 : Khối l−ợng CO2 thu đ−ợc sau phân tích F: hệ số chuyển đổi [F = 12/(12 + 32) = 0.273] Thông th−ờng, những mẫu có hàm l−ợng VCHC đạt tiêu chuẩn đá mẹ từ mức trung bình trở lên (TOC> 0.5%) sẽ đ−ợc phân tích tiếp các chỉ tiêu chi tiết hơn. 3.2 Nhiệt phân tiêu chuẩn Rock- Eval (RE) Nhiệt phân tiêu chuẩn Rock-Eval (Standard Rock-Eval Pyrolysis) là ph−ơng pháp phân tích địa hóa đá mẹ đ−ợc sử dụng rộng rãi nhất hiện nay. Ph−ơng pháp này đ−ợc nhà địa hóa ng−ời Pháp Espitalié và các cộng sự phát minh năm 1976, dựa trên ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ Nguyễn Thị Dậu VPI_email daunt@vpi.pvn.vn 8 Phương phỏp phõn tớch địa húa dầu khớ -------------------------------------------------------------------------------------------------------------- khả năng tạo sản phẩm của vật chất hữu cơ trong mẫu đá trầm tích do xúc tác nhiệt trong môi tr−ờng không có những phản ứng phụ khác. Nhiệt phân tiêu chuẩn Rock- Eval cho phép phân tích nhanh một l−ợng mẫu rất nhỏ, rút ngắn đ−ợc thời gian cũng nh− chi phí phân tích. Ph−ơng pháp nhiệt phân tiêu chuẩn Rock-Eval dùng để xác định khả năng tạo sản phẩm của VCHC trong mẫu đá khi đ−ợc tiếp tục tr−ởng thành bằng cách nung nóng chúng trong môi tr−ờng khí trơ theo một ch−ơng trình nhiệt độ định sẵn. Khi nhiệt độ trong buồng đốt của máy ch−a v−ợt quá 300oC thì hydrocacbon (HC) tự do có sẵn trong mẫu đ−ợc giải phóng. Khi nhiệt độ tiếp tục tăng từ 3000C lên 5500C, HC sẽ đ−ợc giải phóng trong qúa trình cracking kerogen. Một l−ợng khoảng 5-10mg mẫu đá đã đ−ợc làm sạch, loại bỏ tạp chất, nghiền nhỏ tới cỡ hạt 0.1-0.25mm, đốt với nhiệt độ tăng dần theo ch−ơng trình đã định sẵn từ 1000C đến 5500C trong môi tr−ờng khí trơ (khí He hoặc N2 tinh khiết). Trong quá trình đốt nóng, các sản phẩm thoát ra đ−ợc ghi nhận bằng detechter và máy tự ghi (xem hình 1). Các chỉ tiêu thu đ−ợc từ phép phân tích này cho phép đánh giá độ giàu VCHC trong đá mẹ và xác định sơ bộ loại vật chất hữu cơ, khả năng sinh HC (dầu/khí) của VCHC trong chúng. • S1(mg/g): L−ợng hydrocacbon tự do có trong đá đ−ợc giải phóng ở nhiệt độ d−ới 3000C tính bằng mgHC/g đá • S2 (mg/g): L−ợng hydrocacbon tiếp tục đ−ợc giải phóng trong qúa trình cracking kerogen khi tiếp tục tăng nhiệt độ từ 3000C lên 5500C tính bằng mgHC/g đá • S3(mg/g): khí cacbonic và n−ớc (CO2 và H2O) giải phóng trong qúa trình nhiệt phân. • Tmax(0C): Nhiệt độ ứng với đỉnh cực đại của pick S2. ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ Nguyễn Thị Dậu VPI_email daunt@vpi.pvn.vn 9 Phương phỏp phõn tớch địa húa dầu khớ -------------------------------------------------------------------------------------------------------------- Cách tính các chỉ số S1nh− sau: Giá trị S1 mẫu chuẩn K1 = __________________________ Diện tích tín hiệu S1 mẫu chuẩn S1 = K1 x diện tích tín hiệu S1 mẫu đo T−ơng tự với S2 và S3 Từ các thông số trên, tính các tỷ số liên quan: • Chỉ số hydrogen (HI): S2/TOC (mgHC/gTOC) • Chỉ số oxygen (OI) : S3/TOC • Chỉ số sản phẩm (PI): S1/( S1 + S2) 3.3 Ph−ơng pháp chiết bitum trong đá Ph−ơng pháp này khai thác tính chất hòa tan của bitum trong dung môi hữu cơ và tính chất sôi ở nhiệt độ thấp của dung môi hữu cơ. Tính chất sôi ở nhiệt độ thấp của dung môi hữu cơ sẽ đảm bảo mẫu không bị biến đổi trong quá trình chiết và tách