Bể trầm tích Malay - Thổ Chu và tài nguyên dầu khí

Chương Bể trầm tích Malay-Thổ Chu và tài nguyên dầu khí 11 359 Chương 11. Bể trầm tích Malay - Thổ Chu và tài nguyên dầu khí Bể Malay - Thổ Chu nằm ở vịnh Thái Lan, phía Đông là vùng biển Tây Nam Việt Nam, phía Đông Bắc là vùng biển Campuchia, phía Tây Bắc và Tây là vùng biển Thái Lan và phía Tây Nam là vùng biển Malaysia (Hình 11.1). Về cấu trúc, bể 1. Giới thiệu Hình 11.1. Thềm lục địa Tây Nam Việt Nam trong khung cảnh vịnh Thái Lan (Theo tài liệu của Fina Exp.Minh Hải,1992; Phùng Sĩ Tài, 2001) 360 Địa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam có dạng kéo dài theo hướng tây bắc - đông nam, tiếp giáp với bể Pattani phía Tây Bắc, bể Penyu phía Nam và bể Tây Natuna phía Đông Nam, còn phía Đông là đới nâng Khorat-Natuna. Chiều dày tầng trầm tích của bể có thể đạt đến 14 km [22]. Thềm lục địa Tây Nam Việt Nam (TLĐTN) là vùng rìa Đông Bắc của bể Malay - Thổ Chu, kéo dài theo hướng TB - ĐN với diện tích khoảng 100.000 km2, chiếm xấp xỉ 31% tổng diện tích vùng biển chung, bao gồm các lô 37, 38, 39, 40, 41, 42, 43, 44, 46, 48/95, 50, 51, B, 52/97. Đáy biển hiện đại của vùng TLĐTN không vượt quá 50 - 70m nước, trầm tích đáy được hình thành chủ yếu do sóng biển và tác động của dòng thuỷ triều, các vật liệu trầm tích phù sa đưa từ sông không đáng kể ; ở khu vực Hà Tiên - Phú Quốc quá trình thành tạo đáy biển còn chịu ảnh hưởng của quá trình phong hoá hoá học. Về phía ĐN có một số vịnh nhỏ khá sâu đâm thẳng vào bờ tạo nên vùng chìm xuống ở khu vực cửa sông. Về phía TB bờ vũng vịnh đặc trưng bởi các dải đá ngầm, địa hình khá phức tạp, tồn tại nhiều bãi san hô, đặc biệt là ở vùng các đảo Phú Quốc và Thổ Chu. Bể Malay - Thổ Chu là bể trầm tích có tiềm năng dầu khí lớn trong khu vực. Từ rất sớm ở đây đã có các hoạt động tìm kiếm thăm dò và khai thác dầu khí và hiện nay là vùng khá hấp dẫn các nhà đầu tư nước ngoài vào lĩnh vực này này. 2. Lịch sử nghiên cứu, tìm kiếm thăm dò và khai thác dầu khí Ngay từ thập kỷ 60 các công ty dầu khí quốc tế lớn như Total, Mobil, Esso, Unocal,... đã quan tâm đầu tư tìm kiếm thăm dò dầu khí ở vùng vịnh Thái Lan. Song các hoạt động nghiên cứu, tìm kiếm thăm dò dầu khí ở phần TLĐTN được triển khai muộn hơn so với các vùng chung quanh. Từ năm1973 công tác tìm kiếm bắt đầu bằng khảo sát 1.790 km tuyến địa vật lý của Mandrel với mạng lưới 50km x 50km; năm 1980 tàu địa vật lý Liên Xô (cũ) đã khảo sát 1.780 km tuyến địa chấn khu vực với mạng lưới 65 km x 65 km. Năm 1988 tàu địa vật lý “Viện sỹ Gubkin” đã khảo sát 4.000 km tuyến địa chấn, từ và trọng lực thành tàu với mạng lưới 20km x 30km và 30km x 40km trên diện tích 58.000 km2. Từ năm 1990 nhà thầu FINA đã tiến hành khảo sát 11.076 km tuyến địa chấn (VF-90) trên phần lớn diện tích thuộc TLĐTN (gồm 8 lô 46, 47, 48, 50, 51, 53, 54, 55) nhằm đánh giá tổng quan triển vọng dầu khí của vùng này để lựa chọn các lô ký hợp đồng PSC. Trên cơ sở đó năm 1991 PETROFINA đã ký hợp đồng chia sản phẩm (PSC) với PETROVIETNAM trên các lô 46, 50, 51. FINA đã khảo sát bổ sung 4.000 km tuyến địa chấn 2D (VF92) và 466 km2 địa chấn 3D. Sau đó PETROFINA đã tìm kiếm thăm dò trên các lô nói trên, trong đó có nhiều giếng phát hiện dầu khí. Công ty Unocal (Mỹ) đã ký hợp đồng PSC với Tổng công ty Dầu Khí Việt Nam ở các lô B (1996) và lô 48/95 (1998). Unocal đã khảo sát 4.663 km tuyến địa chấn 2D với mạng lưới chi tiết 0. 5 km x 0. 5 km và 1.264 km2 địa chấn 3D. Năm 1997 công ty này đã tiến hành khoan thăm dò 2 giếng B-KQ-1X và B-KL-1X, trong đó giếng B- KL-1X đã phát hiện khí công nghiệp và đã chuyển sang giai đoạn thẩm lượng cho lô này. Năm 1999 Unocal đã ký hợp đồng PSC 361 Chương 11. Bể trầm tích Malay - Thổ Chu và tài nguyên dầu khí lô 52/97 và đã tiến hành khảo sát 1.813 km2 địa chấn 3D. Năm 2000 Unocal đã khoan thăm dò phát hiện khí ở cấu tạo Ác Quỷ, Cá Voi và năm 2004 phát hiện khí ở cấu tạo Vàng Đen. PM-3 là vùng thoả thuận thương mại giữa Việt Nam và Malaysia (CAA). Tại đây nhà thầu IPC sau đó là Lundin đã tiến hành thăm dò và đã phát hiện hàng loạt các cấu tạo chứa dầu khí như Bunga Kekwa, Bunga Raya, Bunga Orkid. . . Trong đó mỏ dầu khí Bunga Kekwa - Cái Nước đã đưa vào khai thác từ năm 1997. Đến nay đã đưa thêm 2 mỏ nữa vào khai thác là Bunga Raya và Bunga Seroja. 3. Đặc điểm cấu kiến tạo 3.1. Phân tầng cấu trúc Cấu trúc địa chất bể Malay - Thổ Chu có đặc điểm chung của các bể trầm tích Việt Nam là có hai tầng chính: Trước Đệ Tam và Đệ Tam [20,25,26]. Tầng cấu trúc trước Đệ Tam (Hình 11.2) được thành tạo bởi nhiều pha khác nhau trong thời kỳ trước Rift bị uốn nếp và phân dị mạnh bởi các hệ thống đứt gãy với các hướng khác nhau, có thành phần thạch học không đồng nhất và có tuổi khác nhau ở các bể trầm tích [2, 3, 5]. Tầng này bao gồm toàn bộ phức hệ móng cố kết, biến tính carbonat, đá phun trào, xâm nhập có tuổi Paleozoi, Mesozoi. Phức hệ này lộ ra và quan sát thấy ở các đảo và vùng ven rìa Tây Nam Bộ. Trong các giếng khoan do công ty Fina (lô 46, 50, 51) và Unocal (lô B, 48/95, 52) thực hiện mới chỉ gặp đá móng trước Đệ Tam tại một số khu vực ở các đới nâng cao thuộc rìa B - ĐB của bể. Đá móng gặp tại đây chủ yếu là các đá biến chất ở mức độ Hình 11.2. Lược đồ mặt cắt ngang qua Thềm lục địa Tây Nam Việt Nam (Theo tài liệu của Fina Exp.Minh Hải,1992; Phùng Sĩ Tài,2001) 362 Địa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam thấp thuộc tướng đá phiến lục, đá phylit, phiến sericit xen kẽ cát bột kết dạng quarzit (46-CN-1X, 46-KL. 1X, B-KQ. 1X) có thể thuộc loạt Khorat tuổi Mesozoi. Đá vôi tuổi từ Carbon muộn đến Jura đã được phát hiện trong giếng khoan Bunga Raya (lô PM-3). Tuy nhiên, nghiên cứu địa chất khu vực Hà Tiên và các đảo trong vùng cho phép dự đoán tuổi của đá vôi và lục nguyên là Paleozoi và Mesozoi. Ở bể Malay - Thổ Chu đá móng chủ yếu là các đá lục nguyên biến chất ở mức độ thấp, đá vôi tuổi từ Carbon muộn đến Jura [5]. Tầng móng trước Đệ Tam được đánh dấu bằng tập địa chấn SHB và nhận biết được bởi các đặc trưng trường sóng địa chấn yếu hoặc không có phản xạ, hỗn độn không phân dị hoặc phân dị kém [4]. Tầng cấu trúc Đệ Tam là tầng trầm tích Paleogen - Neogen - Q, phủ trực tiếp lên tầng móng tuổi trước Đệ Tam, hình thành và phát triển cùng quá trình thành tạo bể Đệ Tam từ Oligocen đến hiện đại. Trầm tích Đệ Tam trong bể Malay - Thổ Chu chủ yếu là lục nguyên có nơi dày 9 - 14 km. Trong đó phần TLĐTN có chiều dày trầm tích Đệ Tam lớn nhất khoảng 4.000 m. Trầm tích Oligocen gồm chủ yếu là sét kết xen kẽ với những lớp mỏng bột kết, cát kết và các lớp than, đôi chỗ có các lớp đá carbonat màu trắng, cứng chắc. Trầm tích Miocen bao gồm chủ yếu là sét kết xám xanh, xám sáng xen kẽ các lớp cát kết hạt mịn xen kẻ ít than. Trầm tích Pliocen phân bố rộng khắp trong bể và có chiều dày tương đối ổn định, phủ bất chỉnh hợp theo kiểu kề áp, tựa đáy, cắt cụt trên trầm tích Miocen, có thành phần thạch học gồm sét, bột xám, xám xanh mềm dẻo xen các lớp cát bở rời, chủ yếu hạt nhỏ, đôi chỗ hạt trung, thô. Dựa vào đặc điểm cấu trúc và lịch sử phát triển của các phức hệ địa chất, tầng cấu trúc này có thể phân chia ra các phụ tầng cấu trúc: Oligocen, Miocen và Pliocen - Đệ Tứ. 3.2. Các yếu tố cấu trúc và kiến tạo 3.2.1. Các đơn vị cấu trúc Cùng với các bể trầm tích chính ở Vịnh Thái Lan như thềm Khơme và trũng Pattani (Petroconsultant 1988), bể Malay - Thổ Chu được hình thành do quá trình tách giãn kéo toác dưới ảnh hưởng của đứt gãy Three Pagodas. Hệ thống đứt gãy của bể ở phía Bắc chủ yếu có hướng kinh tuyến, còn phía Nam chủ yếu là hướng TB - ĐN với các cấu trúc chính: Đơn nghiêng ĐB, Đơn nghiêng TN, Địa hào ĐB, Địa luỹ Trung tâm và Địa hào Trung tâm. TLĐTN là nơi gặp nhau của trũng Pattani có hướng cấu trúc bắc - nam và bể Malay - Thổ Chu có hướng TB - ĐN. Vì thế, đặc điểm cấu trúc địa chất và tiềm năng dầu khí ở đây bị chi phối và khống chế bởi sự hình thành và phát triển của các bể trên. Rìa Đông Bắc bể Malay - Thổ Chu có thể được chia thành các đơn vị cấu trúc sau (Hình 11.3): Đơn nghiêng bình ổn Tây Bắc bao gồm diện tích các lô A, phần phía Đông lô 50. Đơn nghiêng bình ổn được giới hạn bởi hàng loạt các đứt gãy thuận theo dạng bậc thang có hướng BTB - NĐN. Ở đây các nếp uốn được hình thành do các hoạt động xoắn liên quan đến chuyển động bề mặt đứt gãy căng giãn chính. Ở khu vực này, đặc biệt là lô A, tồn tại các khối nâng cổ. Đó là hệ quả 363 Chương 11. Bể trầm tích Malay - Thổ Chu và tài nguyên dầu khí của quá trình san bằng và bào mòn với mức độ khác nhau, có tính cục bộ các trầm tích và móng kết tinh trước Đệ Tam. Đơn nghiêng phân dị Đông Bắc là dải kéo dài từ lô 51 đến lô 46, giáp với vùng chồng lấn giữa Việt Nam - Thái Lan - Malaysia và Việt Nam - Malaysia; ở đây đơn nghiêng phân dị Đông Bắc được thay thế bới các rift và đơn nghiêng cách biệt. Các đứt gãy hướng TB - ĐN có liên quan đến pha tách giãn chính Oligocen của bể và các đứt gãy hướng Đ - T có liên quan đến các hoạt động yếu dần của móng trong thời kỳ nén ép vào cuối Creta muộn. Những đứt gãy này được tái hoạt động trong thời kỳ căng giãn nội lực và tách giãn Oligocen. Đới phân dị địa hào - địa luỹ BTB – NĐN: Tại đây địa lũy hướng BTB - NĐN được kẹp giữa hai địa hào với chiều dày trầm tích Kainozoi đạt từ 6 đến 7 km. Phần phía Tây, khối nâng móng tiếp giáp với địa hào phía Tây. Khối nâng này được hình thành do quá trình bóc mòn, phân dị các thành tạo trước Đệ Tam có góc cắm lớn. Bể Malay - Thổ Chu tiếp tục phát triển ở phần phía Tây, do móng sụt bậc về phía Tây. Tất cả các đơn vị cấu trúc trình bày ở trên cũng được thể hiện rõ nét trên bình đồ cấu tạo các tầng Móng Đệ Tam, Oligocen và Miocen (Hình11.4; 11.5; 11.6). 3.2.2. Đặc điểm đứt gãy Hệ thống đứt gãy của bể Malay - Thổ Chu hình thành và chịu sự chi phối của các hệ thống đứt gãy trượt bằng khu vực chính có hướng tây bắc - đông nam là: • Hệ thống đứt gãy Hinge. • Hệ thống đứt gãy Three Pagoda. • Các đới phá huỷ chính hướng bắc – nam Hình 11.3. Sơ đồ các yếu tố cấu trúc móng Đệ Tam bể Malay-Thổ Chu. (Theo tài liệu của Fina Exp.Minh Hải,1992; Phùng Sĩ Tài,2001) 364 Địa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam được xác định bởi các hệ đứt gãy: • Hệ thống đứt gãy Bergading-Kapal. • Hệ thống đứt gãy Dulang • Hệ thống đứt gãy Laba-Mesah Về phía rìa Bắc của bể, hệ thống đứt gãy Dulang và Laba-Mesah chuyển sang hướng tây bắc - đông nam và tạo nên một loạt các trũng hẹp kiểu kéo toác (Hình 11.7). Ở khu vực TLĐTN hệ thống đứt gãy chủ yếu là đứt gãy thuận có phương B - N, TB - ĐN. Ngoài ra còn có một số đứt gãy theo phương á vĩ tuyến. Chính các hệ thống đứt gãy này đã tạo nên kiểu cấu trúc sụt bậc nghiêng về phía trung tâm bể và hình thành các địa hào và bán địa hào xen kẽ nhau. Các đứt gãy phương B - N là đứt gãy thuận, xuyên cắt từ móng với biên dộ dịch chuyển từ vài chục mét đến hàng nghìn mét. Chúng hoạt động và phát triển đến cuối thời kỳ Miocen, thậm chí có đứt gãy hoạt động đến tận Pliocen. Hoạt động Hình 11.4. Bình đồ cấu tạo tầng móng Đệ Tam (Theo tài liệu của Phùng Sĩ Tài,2001) Hình 11.5.Bình đồ đẳng sâu nóc Oligocen (Theo tài liệu của Phùng Sĩ Tài,2001) Hình 11.6. Bình đồ đẳng sâu nóc Miocen (Theo tài liệu của Phùng Sĩ Tài,2001) 365 Chương 11. Bể trầm tích Malay - Thổ Chu và tài nguyên dầu khí của hệ thống đứt gãy B - N làm cho đơn nghiêng có sự sụt bậc về phía Tây và hình thành một loạt nếp lồi, lõm xen kẽ nhau theo phương đứt gãy. Các đứt gãy có phương á vĩ tuyến và á kinh tuyến được phát hiện chủ yếu ở các lô 45, 46, 51. Các đứt gãy trên diện tích các lô 45 – 51 hoạt động mạnh mẽ từ móng cho đến hết thời kỳ Miocen, một số thậm chí phát triển đến tận Pliocen. 3.3. Lịch sử phát triển địa chất Lịch sử địa chất Đệ Tam bể Malay - Thổ Chu nằm trong tiến trình phát triển địa chất chung của các bể trầm tích khu vực Đông Nam Á và Việt Nam, có thể được chia thành các giai đoạn chính: Giai đoạn tạo rift Eocen (?) - Oligocen. Hoạt động kiến tạo chủ yếu tác động mạnh mẽ đến khu vực nghiên cứu là quá trình tách giãn nội lục (Intra-Cratonic rifting [21]) hay còn gọi là giai đoạn đồng tạo rift tạo nên các bồn trầm tích Đệ Tam chủ yếu ở bể Malay - Thổ Chu và trũng Pattani. Quá trình tách giãn Eocen (?) - Oligocen xảy ra dọc theo đới cấu trúc Trias cổ, dẫn đến việc hình thành hàng loạt các đứt gãy Hình 11.7. Các hệ thống đứt gãy chính của bể Malay-Thổ Chu (Theo tài liệu của Fina Exp. Minh Hải, 1992; Phùng Sĩ Tài, 2001) 366 Địa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam thuận có hướng B - N ở phần Bắc vịnh Thái Lan và đứt gãy có hưỡng TB - ĐN ở bể Malay - Thổ Chu. Ban đầu quá trình trầm tích bị ngăn cách bởi các bán graben (half graben), sau đó trầm tích là các thành tạo lục nguyên có tướng lục địa - đầm hồ, tam giác châu và biển ven bờ lấp đầy các bể phụ mở rộng, bao gồm chủ yếu là cát sét, các tập bồi tích (fluviolacustrine), trầm tích dòng xoáy (braided streams); trầm tích cổ nhất là Oligocen. Do các đứt gãy phát triển từ móng trước Kainozoi, nên các thành tạo Oligocen thường bị phân dị, chia cắt mặt địa hình cổ thành các đới nâng hạ không đều của móng trước Kainozoi tạo ra một hình thái kiến trúc hết sức phức tạp (Hình 11.8). Vào cuối Oligocen do chuyển động nâng lên, quá trình trầm tích bị gián đoạn và bóc mòn. Sự kiện này được đánh dấu bởi bất chỉnh hợp cuối Oligocen đầu Miocen sớm. Giai đoạn sau tạo rift Miocen - Đệ Tứ Miocen sớm bắt đầu bằng pha lún chìm, oằn võng - biển tiến, đây chính là giai đoạn đặc trưng cho pha chuyển tiếp từ đồng tạo rift đến sau tạo rift [21,22]. Hình 11.8. Sơ đồ lịch sử phát triển địa chất bể Malay-Thổ Chu (Theo tài liệu của Fina Exp. Minh Hải, 1992; Phùng Sĩ Tài, 2001) 367 Chương 11. Bể trầm tích Malay - Thổ Chu và tài nguyên dầu khí Vào Miocen giữa tiếp tục thời kỳ lún chìm của bể mà nguyên nhân chủ yếu là do co rút nhiệt của thạch quyển. Hoạt động giao thoa kiến tạo do sự thay đổi hướng hút chìm của mảng Ấn Độ theo hướng ĐB và chuyển động của mảng Úc lên phía Bắc vào cuối Miocen giữa - đầu Miocen muộn có thể là nguyên nhân của chuyển động nâng lên và dẫn tới việc hình thành bất chỉnh hợp Miocen giữa. Trên cơ sở kết quả định tuổi của tập basalt liên quan tới bất chỉnh hợp chính ở bể Phisanulok, tuổi của bất chỉnh hợp trên là 10. 4 triệu/năm (Legendre và nnk,1988). Thời kỳ từ cuối Miocen muộn đến hiện tại là pha cuối cùng của tiến trình phát triển bể, đó là sự tiếp tục của giai đoạn sau tạo rift. Vào Pliocen - Đệ Tứ, quá trình sụt lún chậm dần và ổn định, biển tiến rộng khắp, mạnh mẽ, còn bể, các địa hào và các phụ bể lân cận trong cùng vịnh Thái Lan được liên thông với nhau. Lớp phủ trầm tích hầu như nằm ngang, không bị tác động lớn bởi các hoạt động đứt gãy hay nếp uốn và tạo nên hình thái cấu trúc hiện tại của khu vực này [4]. 4. Địa tầng và môi trường trầm tích 4.1. Địa tầng trầm tích Địa tầng trầm tích Đệ Tam (Hình 11.9) đã được nhiều tác giả/cơ quan nghiên cứu (Fina 1992-1999, Đỗ Bạt, Phan Huy Quynh và n. n. k. 1992-2001. . . ), song công trình nghiên cứu gần đây của Viện Dầu Khí Việt Nam [4] đã tổng hợp có hệ thống Địa tầng Đệ Tam của khu vực này. Chi tiết về địa tầng bể Malay - Thổ Chu có thể xem ở chương 6 của sách này. Nội dung cơ bản về địa tầng có thể tóm tắt như trong bảng 11.1. PALEOGEN Oligocen Hệ tầng Kim Long (E3 kl) Hệ tầng Kim Long phủ bất chỉnh hợp lên móng Trước Đệ Tam có tuổi và thành phần khác nhau. Các trầm tích của hệ tầng này thường phân bố chủ yếu trong các địa hào và sườn của các cấu tạo và được phân cách bởi các đứt gãy có hướng ĐB - TN và BN với chiều dày thay đổi từ 500 - 1.000 m. Mặt cắt của hệ tầng gồm chủ yếu là sét kết xen kẽ với những lớp mỏng bột kết, cát kết và các lớp than, đôi chỗ có các lớp đá carbonat màu trắng, rắn chắc dạng vi hạt. Tại một số khu vực nâng cao (Lô 51, 46) trong phần dưới của lát cắt tỷ lệ cát kết với kích thước hạt tăng nhiều so với các khu vực khác. Phần lớn trầm tích của hệ tầng được thành tạo trong điều kiện môi trường đồng bằng châu thổ đến hồ đầm lầy và ở phần trên của mặt cắt có chịu ảnh hưởng của các yếu tố biển. Sét kết màu xám, xám lục, xám đen, xám nâu hoặc nâu tối gắn kết trung bình đến tốt, phân lớp dày đến dạng khối, nhiều nơi có chứa vôi, pyrit, vật chất hữu cơ chứa than hoặc xen kẽ các lớp than màu đen đến nâu đen. Thành phần khoáng vật sét chủ yếu là kaolinit và hydromica cùng một lượng nhỏ clorit. Tập đá sét giàu vật chất hữu cơ có chứa than được xem như là tầng sinh dầu và đôi chỗ nó cũng đóng vai trò là các tầng chắn mang tính chất địa phương. Cát kết chủ yếu hạt nhỏ đến trung bình, đôi khi hạt thô hoặc sạn kết màu xám nhạt 368 Địa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam đến xám nâu. Hạt vụn bán góc cạnh đến bán tròn cạnh, độ lựa chọn mài tròn của hạt vụn thay đổi từ kém đến trung bình tốt hoặc tốt, gắn kết bởi xi măng giàu carbonat (gồm cả dolomit và calcit), sét và thạch anh. Xi măng thạch anh khá phát triển trong các đá cát kết ở độ sâu > 3.300 m. Cát kết có thành phần chính là thạch anh (trong một số giếng Bảng 11.1. Đặc điểm địa tầng bể Malay-Thổ Chu (Theo số liệu của Fina Exp. Minh Hai, 1992; Đỗ Bạt và Phùng Sĩ Tài, 2001) § í i cỉ sinh T Ëp ®Þa chÊn T uỉi ®Þa chÊt §Þ a tÇ ng BỊ d Çy (m Ð t) D Çu /K hÝ M«i tr- êng trÇm tÝch F oram Nan- no B T PH V P I F IN A V P I E SS O Pleistocen- Q SÐ t kÕ t C ¸t k Õt 50- 500 B iĨ n th Ịm N 19 - N 21 D ac ry di um T1 Pl io ce n B iĨ n § «n g ? N 2 B ® 150- 1000 § ån g b» ng ve n bi Ĩn B iĨ n m ë N 16 -N 18 (N 16 -N 19 )* N N 12 -N N 15 F. M er id io na lis M L -T C 1 A B M in h H ¶i N 13 SÐ t k Õt x ¸m s ¸n g, c¸ t b ét xe n kÏ c ¸c v Øa th an m án g 390- 1200 B iĨ n n« ng , ®å ng b »n g ch ©u th ỉ N 9- N 13 (N 9- 14 )* N N 10 -N N 11 F. M er id io na lis St en oc la en a A nt ho ce ris -p or ite s M L -T C 2 T2 D T3 E F § Çm D ¬i N 12 900- 1500 • • ° ° § ån g b» ng , ch ©u th ỉ bi Ĩn n «n g A m m on ia T ro ch am in a N 8 (N 9- 14 )* N N 6- N N 9 F. M er id io na lis F. Le vi po li M L -T C 3 T4 H I T5 J N E O G E N M io ce n N gä c H iĨ n N 11 SÐ t k Õt x ¸m x an h, n© u, c¸ t k Õt b ét kÕ t, th an p hÇ n d­ íi s Ðt d ¹n g kh èi 500- 1000 • • ° § ån g b» ng ve n bi Ĩn (N 6- N 8) * N N 4 (N N 2- N N 4) * F. Le vi po li Ec hi pe ris po ri -t es M ag na st M L -T C 4 K T6 L § Ư T A M PA L E O G E N O li go ce n K im L on g E 3 SÐ t k Õt x ¸m n ©u ,- c¸ t k Õt -b ét kÕ t n ©u ,p hí t t Ým -C ¸t k Õt -§ ¸ ph iÕ n sÐ t n ©u x ¸m -T ha n ° ° • ° § Çm h å (N 2- N 4) * F. Tr ilo ba ta M ag na st ria tit es M L -T C 5 T7 M T r­ íc § Ư T a m § ¸ bi Õn ch Êt Q ua rz it ,s Ðt kÕ t b iÕ n ch Êt , b ét kÕ t b iÕ n ch Êt m SH B 369 Chương 11. Bể trầm tích Malay - Thổ Chu và tài nguyên dầu khí Hình 11.9. Cột địa tầng tổng hợp bể Malay-Thổ Chu (Tổng hợp theo LML, 1998; Petronas, 1999; Gilmont, 2001 và Truongson JOC, 2003) 370 Địa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam khoan ở lô B, 48/95 và lô 52). Ở phần dưới của hệ tầng xuất hiện các lớp cát kết thạch anh tương đối sạch và đơn khoáng với tỷ lệ thạch anh đôi khi vượt quá 80%), felspat và mảnh đá (nhiều mảnh đá phun trào, biến chất và carbonat). Phân loại đá cát kết chủ yếu thuộc loại litharenit và litharenit felspat, ít lithic arkos hoặc sublitharenit. Đá bị biến đổi thứ sinh từ giai đoạn catagen sớm (cho các đá nằm ở độ sâu <2.700 m) đến catagen muộn cho các đá nằm sâu hơn 3.350 m. Phần lớn cát kết của hệ tầng được coi là các tầng chứa sản phẩm thuộc loại trung bình - tốt. Hoá đá cổ sinh nghèo nàn nên mức độ tin cậy của tuối Oligocen của hệ tầng cần phải nghiên cứu thêm. NEOGEN Miocen dưới Hệ tầng Ngọc Hiển (N 11 nh) Mặt cắt của hệ tầng gồm chủ yếu là sét kết, sét chứa ít vôi, sét chứa than, các lớp than xen kẽ các lớp mỏng bột kết, cát kết. Đôi khi có các lớp đá vôi dạng vi hạt hoặc đá vôi chứa nhiều mảnh vụn lục nguyên màu trắng, xám trắng cứng chắc. Sét kết màu xám lục, xám đen tới xám nâu, đôi khi đỏ nâu, gắn kết trung bình - kém, phân lớp rất dày hoặc dạng khối có nhiều nơi chứa ít thành phần carbonat (dolomit và calcit), các mảnh vụn than hoặc xen kẽ các lớp than màu đen hoặc đen phớt nâu, dòn và cứng. Các vỉa than tăng lên nhiều cả về bề dày và số lượng vỉa so với trầm tích của hệ tầng Kim Long nằm dưới. Ngoài kaolinit và hydromica là thành phần khoáng vật chính, còn có một lượng đáng kể của nhóm khoáng vật lớp hỗn hợp hydromica/montmorilonit. Tập đá sét dày xen kẽ nhiều lớp than có khả năng chắn được các vỉa dầu khí mà đã phát hiện được trong một số giếng khoan (B-KL, 46-PT v.v... ). Ngoài ra, đá sét của hệ tầng thường khá giàu vật chất hữu cơ (VCHC) nên đã được xác định là một tầng có khả năng sinh, chủ yếu là sinh khí và condensat. Cát kết mầu xám nhạt đến xám lục hoặc xám nâu, phần nhiều hạt nhỏ đến trung, hiếm khi hạt thô hoặc sạn kết. Hạt vụn bán góc cạnh đến tròn cạnh, độ lựa chọn mài tròn của hạt vụn thay đổi từ trung bình đến rất tốt. Trong một số lớp cát kết có chứa glauconit, hoá đá foraminifera và