Tóm tắt luận án Đặc điểm hệ thống dầu khí trầm tích Kainozoi khu vực ngoài khơi đông bắc bể Sông Hồng

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT TRẦN CHÂU GIANG ĐẶC ĐIỂM HỆ THỐNG DẦU KHÍ TRẦM TÍCH KAINOZOI KHU VỰC NGOÀI KHƠI ĐÔNG BẮC BỂ SÔNG HỒNG Ngành: Kỹ thuật địa chất Mã số: 62.52.05.01 TÓM TẮT LUẬN ÁN TIẾN SĨ ĐỊA CHẤT HÀ NỘI – 2014 Công trình được hoàn thành tại: Trường Đại học Mỏ - Địa chất Người hướng dẫn khoa học: 1. GS.TSKH. Mai Thanh Tân – Trường ĐH Mỏ - Địa chất 2. TS. Lê Tuấn Việt – TCTy Thăm dò Khai thác Dầu khí Phản biện 1: PGS.TS Phạm Huy Tiến – Hội Trầm tích Việt nam Phản biện 2: TS. Nguyễn Huy Quý – Hội Dầu khí Việt nam Phản biện 3: TS. Cù Minh Hoàng – Công ty Điều hành Thăm dò – Khai thác Dầu khí nước ngoài (PVEP OVERSEA) Luận án sẽ được bảo vệ trước Hội đồng chấm luận án cấp Trường họp tại Trường đại học Mỏ - Địa chất vào hồi . giờ.ngày..thángnăm. Có thể tìm hiểu luận án tại thư viện: Thư viện Quốc Gia, Hà nội hoặc Thư viện Trường đại học Mỏ - Địa chất 1 MỞ ĐẦU Tính cấp thiết Bể Sông Hồng là một bể trầm tích có cấu trúc địa chất rất phức tạp, bao gồm nhiều đơn vị kiến tạo với tiềm năng dầu khí khác nhau. Dự án nghiên cứu địa hóa VPI-IDENMITSU (2005-2007) đã xác nhận tồn tại hai hệ thống dầu khí trong bể gồm dầu đầm hồ và hỗn hợp condensat châu thổ với dầu đầm hồ. Do chưa có kết quả kiểm chứng dầu-đá mẹ nên đặc điểm hệ thống dầu khí khu vực ngoài khơi Đông Bắc đứt gãy Sông Lô vẫn chưa được khẳng định. Năm 2008, đối tượng móng ở bể Sông Hồng được chứng minh bằng GK 106-HR-1X. Giếng 106-HR-2X đã khoan hết đới móng cacbonat chứa dầu và gặp một tập sét dầy bên dưới. Điều đó đặt ra giả thiết tập sét cổ trước Kainozoi này có phải là tầng đá mẹ hay không. Cấu tạo 107-PL được khoan năm 2013 có vị trí nằm trong khu vực tồn tại đá mẹ giầu VCHC, và cùng hướng cấu trúc với cấu tạo 106-HR, nhưng kết quả là giếng khô. Các GK thăm dò mới nhất trong khu vực phát hiện khí - condensat, chất lượng rất biến đổi với cả H2S và CO2 ô nhiễm trong dầu khí. Thực tế nêu trên cho thấy còn rất nhiều vấn đề cần giải quyết như chất lượng và phân bố của đá mẹ, hay rủi ro của yếu tố địa chất nào trong hệ thống dầu khí đã ảnh hưởng đến kết quả thăm dò ở khu vực ngoài khơi Đông Bắc bể Sông Hồng. Do vậy, nghiên cứu sinh đã chọn đề tài “Đặc điểm hệ thống dầu khí trầm tích Kainozoi khu vực ngoài khơi Đông Bắc bể Sông Hồng” với các mục tiêu và nhiệm vụ nghiên cứu như sau: Mục tiêu: Làm sáng tỏ đặc điểm và diện phân bố của đá mẹ sinh dầu khí của các trầm tích Kainozoi khu vực ngoài khơi Đông Bắc bể Sông Hồng. 2 Góp phần hoàn thiện phương pháp luận trong đánh giá đặc điểm hệ thống dầu khí và phân tích rủi ro trong tìm kiếm thăm dò. Nhiệm vụ: - Tổng hợp tài liệu địa chất, địa vật lý làm sáng tỏ đặc điểm địa chất khu vực nghiên cứu. - Nghiên cứu làm rõ đặc điểm, mức độ trưởng thành và thời gian di cư HC của đá mẹ, xác định nguồn gốc đá mẹ sinh dầu trong khu vực ngoài khơi Đông Bắc bể Sông Hồng. - Xác định diện phân bố của đá mẹ và phân vùng triển vọng cho khu vực nghiên cứu. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu: Phạm vi nghiên cứu gồm diện tích lô 106, một phần tây bắc lô 102, và bắc lô 107 nằm ngoài khơi phía đông bắc đứt gẫy Sông Lô ở bể Sông Hồng. Đối tượng nghiên cứu là hệ thống dầu khí trầm tích Kainozoi. Luận điểm bảo vệ: Luận điểm 1. Các kết quả nghiên cứu đặc điểm địa hóa xác định khu vực ngoài khơi Đông Bắc bể Sông Hồng tồn tại một hệ thống dầu khí liên quan đến đá mẹ Oligocen. Loại đá mẹ này được thành tạo trong môi trường đầm hồ, có tổng hàm lượng VCHC từ trung bình đến tốt, kerogen loại II và hỗn hợp loại II/III, phân bố trong các địa hào và bán địa hào hẹp. Với nguồn tài liệu hiện có, các tập sét tuổi Miocen và sét cổ trước Kainozoi chưa đủ điều kiện là đá mẹ. Luận điểm 2. Trên cơ sở nghiên cứu các yếu tố tác động đến mức độ rủi ro của hệ thống dầu khí như nguồn gốc, mức độ trưởng thành của đá mẹ, bề dầy trầm tích Oligocen và sự phân bố các cấu tạo triển vọng, khôi phục lịch sử phát triển địa chất qua các thời kỳ 3 cho phép xác định khu vực bán địa hào Thủy Nguyên có rủi ro thăm dò thấp nhất. Tiếp đến là địa hào Kiến An. Khu vực nam đảo Bạch Long Vĩ và rìa tây bắc lô 102 là những khu vực có rủi ro thăm dò cao. Những điểm mới của luận án: - Trên cơ sở khai thác nguồn tài liệu mới góp phần chính xác hóa đặc điểm địa hóa khu vực ngoài khơi Đông Bắc bể Sông Hồng. Tập sét có tuổi trước Kainozoi nằm dưới tập cacbonat chứa dầu có tướng lục địa, thành tạo trong điều kiện oxy hóa, nghèo VCHC, chưa đủ điều kiện được coi là đá mẹ. - Trên cơ sở bản đồ cấu trúc mới được xây dựng đã góp phần sáng tỏ yếu tố nghịch đảo kiến tạo xảy ra vào cuối Oligocen ảnh hưởng tới tiềm năng dầu khí khu vực ngoài khơi Đông Bắc bể Sông Hồng. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn: * Ý nghĩa khoa học: Các kết quả nghiên cứu cho phép xác định đặc điểm và diện phân bố của đá mẹ ở ngoài khơi Đông Bắc bể Sông Hồng, góp phần làm sáng tỏ đặc điểm hệ thống dầu khí của khu vực. * Ý nghĩa thực tiễn: Các kết quả nghiên cứu góp phần nâng cao hiệu quả đánh giá tiềm năng dầu khí khu vực ngoài khơi Đông Bắc bể Sông Hồng, phục vụ công tác qui hoạch thăm dò khai thác dầu khí. Bố cục của luận án: Luận án gồm 04 chương chính chưa kể phần mở đầu và kết luận, kiến nghị, các công trình khoa học và danh mục tài liệu tham khảo. Toàn bộ nội dung luận án được trình bày trong 139 trang, 24 bảng biểu và 89 hình vẽ. 4 Chương 1 TỔNG QUAN CẤU TRÚC ĐỊA CHẤT KHU VỰC ĐÔNG BẮC BỂ SÔNG HỒNG 1.1. Khái quát địa chất 1.1.1. Vị trí khu vực nghiên cứu Khu vực nghiên cứu thuộc phần ngoài khơi phía đông bắc đứt gãy Sông Lô của bể Sông Hồng. Độ sâu nước biển ở khu vực này khoảng 30 - 40 m. (hình 1.1) 1.1.2. Lịch sử tìm kiếm thăm dò Trong khu vực nghiên cứu, công tác thăm dò dầu khí được bắt đầu từ năm 1978. Năm 1988, hợp đồng PSC gồm diện tích lô 106, một phần các lô 102, 103 và 107 được PVN ký với TOTAL. Năm 1992, IDEMITSU đã ký hợp đồng thăm dò lô 102/91. Hình 1.1: Bản đồ cấu trúc bể SH và vị trí khu vực nghiên cứu (N.T.Dậu và nnk, 2012) Kế tiếp, hai lô 102 và 106 với diện tích là 10700 km2 được PVN ký với ATI Petroleum Inc vào năm 2000. Thực tế tổng diện tích hợp đồng này chỉ còn 225 km2. Phần diện tích hoàn trả được gọi là lô 102/10 và 106/10, nay thuộc quản lý của PVEP. Từ năm 1990 đến nay trong khu vực nghiên cứu đã được thu nổ hơn 15000 km địa chấn 2D, gần 3000 km2 địa chấn 3D, và hơn 10 5 giếng khoan TKTD. Các nhà thầu dầu khí và PVN cũng đã tiến hành nhiều nghiên cứu, đáng lưu ý như các đề tài về Mô hình địa hóa bể Sông Hồng (N.T. Dậu, L.V. Hiền, 1997), Báo cáo khảo sát thực địa đảo Bạch Long Vĩ, Đồ Sơn, Kiến An, Núi Con Voi và đảo Cát Bà (P.Q. Trung, 1998), Báo cáo xác định lượng HC đã sinh ra và dịch khỏi tầng đá mẹ tới các bẫy chứa dầu khí tại bể Sông Hồng trên cơ sở phần mềm SIGMA 2D và BSS (N.T.B. Hà, 2010), và một số kết quả dự án hợp tác quốc tế như: Báo cáo Tổng kết về phân tích và mô hình bể Sông Hồng (VPI - GEUS, 2001), Báo cáo Đặc điểm hệ thống dầu khí ở bể Sông Hồng (VPI-IDENMITSU, 2007). 1.2. Đặc điểm cấu trúc địa chất 1.2.1 Đặc điểm địa tầng trầm tích Bể Sông Hồng gồm các phân vị địa tầng: (i) Móng trước Kainozoi; (ii) Hệ tầng Phù Tiên; (iii) Hệ tầng Đình Cao; (iv) Hệ tầng Phong Châu; (v) Hệ tầng Phù Cừ; (vi) Hệ tầng Tiên Hưng; (vii) Hệ tầng Vĩnh Bảo; (viii) Hệ tầng Hải Dương – Kiến Xương (Hình 1.2). 1.2.2. Đặc điểm cấu kiến tạo Hệ thống đứt gãy trong khu vực nghiên cứu chủ yếu là các đứt gẫy phương TB-ĐN, ĐB-TN tạo nên kiểu cấu trúc sụt bậc nghiêng về phía Trung tâm bể và làm hình thành các Hình 1. 2: Cột địa tầng tổng hợp khu vực ngoài khơi Đông Bắc bể Sông Hồng (Hiệu chỉnh sau 6 địa hào, bán địa hào xen kẽ. N.T.Dậu và nnk, 2012) Các đơn vị cấu trúc đã được xác định trong khu vực gồm (Hình 1.3): Thềm Hải Phòng: nằm ở phần Đông Bắc chiếm một diện tích lớn thuộc lô 106 và lô 101. Đơn nghiêng Thanh Nghệ: Nằm ở phía Tây của đứt gãy Sông Chảy. Hình 1. 3: Hệ thống đứt gẫy và đơn vị cấu tạo chính khu vực nghiên và vùng lân cận Trũng Trung Tâm: gồm các đới cấu trúc: a) Đới nghịch đảo Miocen b) Trũng Đông Quan Đới phân dị Đông Bắc đứt gãy Sông Lô: gồm hàng loạt các địa hào và bán địa hào, cấu tạo và các khối nhô móng. Cụ thể: a) Địa hào Kiến An b) Cấu tạo Tiên Lãng - Chí Linh c) Bán địa hào Thủy Nguyên d) Mũi nhô Tràng Kênh e) Trũng Tây Bạch Long Vĩ f) Cấu tạo Yên Tử g) Trũng Nam Bạch Long Vĩ Lịch sử phát triển kiến tạo của khu vực nghiên cứu được tái hiện trên một số mặt cắt phục hồi cho thấy có những điểm tương đồng và khác biệt qua các thời kỳ phát triển của khu vực nằm ở hai 7 cánh đứt gãy Sông Lô. Giai đoạn Paleocen-Eocen đến Oligocen sớm, và Pliocen – Đệ tứ ở hai vùng có sự tương đồng còn thời kỳ Oligocen muộn đến Miocen muộn thì có sự khác biệt. 1.3. Cơ sở tài liệu Tài liệu sử dụng trong luận án bao gồm hơn 15 nghìn km địa chấn 2D, các bản đồ từ, trọng lực của khu vực Bắc Bộ, bản đồ địa chất Việt Nam, tài liệu ĐVLGK và các báo cáo phân tích mẫu thạch học, địa hóa, cổ sinh... hiện có trong vùng, đặc biệt là tài liệu 500 mét mẫu khoan của giếng ENRECA 3 trên đảo Bạch Long Vĩ nhằm xác định thành phần thạch học, đặc điểm đá mẹ, môi trường lắng đọng trầm tích Oligocen. Chương 2 CÁC PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU 2.1. Hệ thống dầu khí và ý nghĩa trong tìm kiếm thăm dò dầu khí Khái niệm hệ thống dầu khí xuất hiện với nhiều định nghĩa khác nhau. Thuật ngữ hệ thống bao gồm đá mẹ và đá chứa, liên kết dầu - đá mẹ, được coi là yếu tố then chốt trong việc xác định hệ thống (Dow W.G, 1972). Tổng hợp các khái niệm đưa ra bởi nhiều tác giả, hệ thống dầu khí được hiểu là một hệ thống tự nhiên ở nơi có đá mẹ sinh dầu khí với tất cả các yếu tố địa chất, quá trình liên quan đến khả năng tích tụ dầu khí có thể xuất hiện. Năm 1988, Magoon L.B đã thành lập bảng phân loại các hệ thống, trong đó có phân biệt hệ thống dầu khí đối với bể trầm tích, tập hợp triển vọng (play) và cấu tạo triển vọng (prospect). Tùy thuộc vào mức độ nghiên cứu, hệ thống dầu khí được đánh giá tổng quan đến chi tiết như không gian lãnh thổ, bể trầm tích, tập hợp cấu tạo triển vọng đến từng cấu tạo độc lập. Các phương pháp đánh giá cơ bản có thể tóm tắt như sau: 8 + Đánh giá hệ thống dầu khí trên cơ sở đánh giá lượng sinh thành HC của vùng/thể tích thành hệ đá do Exxon phát triển. + Đánh giá hệ thống dầu khí trên các tiên đoán địa chất (Phương pháp Delphi) dựa trên kinh nghiệm của các chuyên gia. + Đánh giá hệ thống dầu khí dựa trên sự cân bằng vật chất địa hóa dựa trên các tính toán về lượng dầu khí sinh ra từ đá mẹ cũng như lượng dầu khí được dịch chuyển và có thể tích tụ được trong bẫy. + Đánh giá hệ thống dầu khí dựa trên ngoại suy trên cơ sở tài liệu lịch sử khai thác. + Đánh giá hệ thống dầu khí theo quan điểm Play (Phương pháp tổng hợp mô hình địa chất và thống kê) cho phép xác định sự thay đổi của các yếu tố địa chất liên quan đến các tích tụ dầu khí trong một khu vực đang xem xét. Hình 2.1: Sơ đồ giải thích khái niệm Play Luận án sử dụng phương pháp đánh giá theo quan điểm Play để giải quyết các vấn đề còn tồn tại của hệ thống dầu khí ở khu vực ngoài khơi Đông Bắc bể Sông Hồng. 2.2. Phương pháp địa hóa xác định đặc điểm đá mẹ Tổ hợp các chỉ tiêu địa hóa đánh giá khả năng sinh HC của các tập trầm tích được sử dụng trong nghiên cứu đánh giá đá mẹ từ nhiều phép phân tích được sử dụng trong luận án gồm: + Phương pháp đốt mẫu bằng lò nung + Phương pháp nhiệt phân tiêu chuẩn Rock-Eval (RE) + Phương pháp chiết bitum + Phương pháp sắc ký (GC) 9 + Phương pháp phân tích phổ khối (GC-MS) + Độ phản xạ của vitrinite (Ro, %) 2.3. Phương pháp nghiên cứu mô hình địa hóa Quá trình sinh, di cư và tích tụ dầu khí, thời gian sinh, và hướng di cư dầu khí ở ngoài khơi Đông Bắc bể Sông Hồng được khảo sát mô phỏng bằng phần mềm Sigma-2D. Quy trình làm việc của phần mềm được biểu diễn trên hình 2.2. 2.4. Phân tích hệ thống dầu khí Theo Magoon và Dow (1994) để nghiên cứu một hệ thống dầu khí phải tiến hành phân tích bốn yếu tố cơ bản là: đá mẹ, đá chứa, đá chắn và lớp đá phủ bên trên, cùng với ba quá trình kết hợp Hình 2.2: SIGMA 2D các yếu tố trên là: sự thành tạo của bẫy chứa dầu khí, sự sinh thành hydrocarbondi cưtích tụ và bảo tồn của các bẫy dầu khí. 2.5. Phương pháp đánh giá rủi ro địa chất Mục đích của việc phân tích đặc điểm hệ thống dầu khí trong TKTDDK chính là tính xác suất phát hiện trước khi khoan của một đối tượng triển vọng. Xác suất phát hiện được định nghĩa là tích của các tham số xác suất chính, mà mỗi tham số này đòi hỏi phải được phân tích đánh giá với mức độ có tồn tại và hiệu quả. Theo hướng dẫn của Ủy ban điều phối các chương trình khoa học địa chất khu vực Đông và Đông Nam Á (CCOP), luận án áp 10 dụng cách biện luận 04 tham số địa chất chính gồm: đá chứa (P1), bẫy chứa (P2), hệ thống nạp bẫy (P3) và khả năng bảo tồn (P4), tất cả các tham số này chắc chắn phải xảy ra đồng thời để tạo nên một phát hiện. Xác suất phát hiện được tính theo công thức: P = P1*P2*P3*P4 (2.1) Trong đó: P: Xác suất phát hiện dầu khí (hay xác suất đồng thời xảy ra của các sự kiện độc lập liên quan với nhau) P1: Xác suất về sự hiện diện của đá chứa được xem xét gồm i) P1a là xác suất tồn tại của tướng đá chứa và ii) P1b là xác suất mô tả mức độ hiệu quả của đá chứa P2: Xác suất về sự hiện diện của một bẫy được xem xét gồm: i) P2a là xác suất tồn tại cấu trúc vẽ được bản đồ và ii) P2b là xác suất cơ chế hình thành hiệu quả của đá chắn với cấu tạo vẽ được bản đồ P3: Xác suất của hệ thống nạp bẫy được xem xét Bảng 2.1: Xác suất mô tả mức độ hiệu quả theo tướng đá chứa Bảng 2.2: Xác suất mô tả mức độ hiệu quả của đá chứa trong mối quan hệ với chiều sâu vỉa và tính chất biến đổi của đá [Theo CCOP] gồm: i) P3a là xác suất tồn tại đá mẹ hiệu quả và ii) P3b xác suất kết hợp của thời di cư và thời tạo bẫy P4: Xác suất về tính bảo tồn của một bẫy 11 Thực chất xác suất phát hiện của một đối tượng là: P = P1a* P1b* P2a* P2b* P3a* P3b*P4 (2.2) Giá trị xác suất của mỗi tham số được xác định dựa vào kiến thức chủ quan trên cơ sở phán đoán ngoại suy từ phân tích địa chất vùng và dữ liệu thống kê theo hướng dẫn của CCOP. Ví dụ các bảng 2.1 và 2.2 mô tả mức xác suất tương ứng của tham số P1a và P1b. Chương 3 ĐẶC ĐIỂM ĐÁ MẸ KHU VỰC NGOÀI KHƠI ĐÔNG BẮC BỂ SÔNG HỒNG 3.1. Hàm lượng VCHC trong đá mẹ + Trầm tích trước Kainozoi: rất nghèo VCHC và chưa được coi là một đá mẹ có khả năng sinh dầu khí. Giá trị TOC từ 0,03-0,05 % trọng lượng. Không đo được các chỉ số S1, S2, PI, HI và giá trị phản xạ Vitrinite. + Trầm tích Eocen: trong phạm vi nghiên cứu chưa GK nào xác định đã gặp trầm tích Eocen. + Trầm tích Oligocen: có độ giàu VCHC thuộc loại trung bình đến tốt. 8/14 mẫu ở GK 106-HR-1X cho giá trị TOC > 1%. Trên đảo Bạch Long Vĩ, giá trị TOC thay đổi từ 1,5 đến 6,59%, 10/100 mẫu có giá trị S1 từ 0,08-1,19 mg/g, còn 99/100 mẫu cho giá trị S2>10 mg/g, trung bình 17 mg/g thể hiện đá chứa hàm lượng VCHC từ tốt đến rất tốt. + Trầm tích Miocen dưới: tất cả các mẫu phân tích cho độ giầu VCHC thuộc loại trung bình với giá trị TOC <1% trọng lượng. + Trầm tích Miocen trên: có rất ít mẫu được phân tích, hầu hết đều chứa lượng VCHC rất nhỏ nên không được đánh giá. 3.2. Loại VCHC trong đá mẹ 12 + Trầm tích Oligocen: Hình 3.1a và 3.1b (N.T.B.Hà, 2010) cho thấy trầm tích Oligocen (điểm mẫu mầu nâu) gặp ở các GK lô 107 và địa lũy Chí Linh –Yên Tử phần lớn có giá trị HI< 300mgHC/gTOC, đối với các mẫu có độ trưởng thành thấp phân bố ở vùng VCHC loại III. Các mẫu có độ trưởng thành cao hơn phân bố ở vùng VCHC loại II. Đá có khả năng sinh hỗn hợp khí dầu và đã đạt ngưỡng trưởng thành. Kết quả GK ENRECA 3 mới đây trên đảo Bạch Long Vĩ cho thấy tập hợp mẫu rơi vào nhóm kerogen loại II và I. Trầm tích Oligocen ở đây thiên về sinh dầu với mức độ từ khá đến cực tốt (hình 3.2 a,b). + Trầm tích Miocen dưới: hầu hết các mẫu đo có giá trị HI <200 mgHC/gTOC, kerogen loại III, thể hiện thiên về sinh khí, riêng bốn mẫu thu được ở GK 106-YT-1X thể hiện có khả năng sinh dầu. Hình 3.1a: Biểu đồ HI và Tmax theo các đơn vị cấu trúc tại bể Sông Hồng (N.T.B. Hà, 2010) Hình 3.1b: Biểu đồ (S1+S2 mg/g) và TOC % theo các đơn vị cấu trúc tại bể Sông Hồng (N.T.B. Hà, 2010) 13 Hình 3.2a: Biểu đồ HI và Tmax giếng ENRECA 3 Hình 3.2b: Biểu đồ (S1+S2 mg/g) và TOC % giếng ENRECA 3 + Trầm tích Miocen giữa: có giá trị HI biến đổi từ 50-<300 mgHC/gTOC, kerogen III, khả năng sinh khí. Mẫu GK 106-YT-1X giá trị HI đo được lên tới 456-520 mg/g biểu hiện kerogen II-III với khả năng sinh cả dầu và khí. Các mẫu Miocen giữa ở GK107-PL-1X cũng có khả năng sinh cả dầu và khí. 3.3. Đặc điểm môi trường lắng đọng VCHC Biểu đồ quan hệ HI và TOC (hình 3.3), kết quả phân tích sắc ký khí (GC) (hình 3.4) cho thấy môi trường lắng đọng VCHC ban đầu của đá mẹ Oligocen trong khu vực nghiên cứu chủ yếu là đầm hồ. Kết quả phân tích sắc ký khí (GC) các mẫu trầm tích Oligocen, Miocen dưới GK106-HR-1X,106-HR-2X, 107-BAL-1X đều phản ánh nguồn gốc VCHC ban đầu có tướng lục địa, được tách ra từ thực vật bậc cao (hình 3.5a,b). Biểu đồ biểu diễn mối quan hệ giữa chỉ số Oleanne với tỷ số Ts/Tm (hình 3.5a) dùng để phân biệt nhóm VCHC nguồn gốc tảo đầm hồ (lacustrine algal) và nhóm VCHC nguồn gốc sông tam giác châu (Fluvio-deltaic terrestrial) (Akihiko, 2007) cho 14 thấy các mẫu ở khu vực mỏ Hàm Rồng có tỷ số Oleanne/C30Hopane không cao chứng tỏ chúng chứa nhiều rong tảo đầm hồ. Hình 3.3: Biểu đồ xác định môi trường lắng đọng VCHC trầm tích Oligocen bể Sông Hồng (điểm mẫu mầu nâu) (N.T.B. Hà, 2010) H.3.4: Biểu đồ xác định môi trường lắng đọng VCHC theo thông số Pr/C17 và Phy/C18 khu vực nghiên cứu (Hà,2013) Hình 3.5a: Biểu đồ quan hệ chỉ số Oleanane/C30Hopane và Ts/Tm Hình 3.5b: Biểu đồ quan hệ Steranes C27-28-29 3.4. Mức độ trưởng thành nhiệt của đá mẹ + Trầm tích Oligocen: chỉ số Vitrinite (Ro,%) từ giếng ENRECA 3 đều cho giá trị <0,4% còn giá trị Tmax từ 410-440oC. 15 Hai mẫu sét ở giếng 106-HR-2X (3209-3917m) có giá trị Tmax đo được 444-445oC tương đương cửa sổ tạo dầu. Các số liệu cho thấy các mẫu trầm tích Oligocen thu được có mức độ trưởng thành nhiệt thấp đến cửa sổ tạo dầu. + Tất cả các mẫu trầm tích Miocen dưới - giữa ở khu vực dải cấu tạo Hàm Rồng-Yên Tử- Phả Lại đều chưa trưởng thành. 3.5. Liên kết dầu-đá mẹ Số liệu phân tích dầu thô cho thấy dầu ở mỏ Hàm Rồng thuộc loại dầu thường, tỷ trọng 39,22 oAPI, chứa ít nhựa và có độ nhớt ở mức trung bình, nhiệt độ đông đặc thấp (27oC). Theo phân loại của BP Reseach Centre, dầu tại GK 106-HR -2X được xếp vào loại C thuộc nhóm đá mẹ chứa VCHC có nguồn gốc từ vi khuẩn hoặc từ thực vật nguồn gốc đầm hồ. Kết quả phân tích sắc ký khí HC bão hòa mẫu DST#1 GK 106-HR-2X cho thấy dải GC phân bố dạng yên ngựa giảm dần theo chiều tăng số nguyên tử cacbon (hình 3.6 và 3.7). Hình 3.6: Phân bố sắc ký khí C15+ dầu thô và chất chiết GK 106-HR-1X Hình 3.7: Phân bố sắc ký khí C15+ dầu thô và chất chiết GK 106-HR-2X Giá trị tỷ số Pr/phy là 2,95 và 2,9 tương ứng ở GK 106-HR-1X ST4, và GK 106-HR-2X, điều này có cho thấy dầu thô ở 02 giếng 16 này được sinh ra từ đá mẹ chứa VCHC lục địa, lắng đọng trong môi trường ngập nước dưới điều kiện khử và oxy hóa yếu. Kết quả phân tích GCMS mẫu dầu thô mỏ Hàm Rồng (hình 3.8a và 3.9a) cho thấy trên dải m/z191 dãy Hopane mở rộng, giảm dần một cách từ từ theo chiều tăng số nguyên tử cacbon, điều này cho thấy đá mẹ sinh ra dầu này chứa VCHC lục địa, lắng đọng trong môi trường khử. Sự có mặt c