Tóm tắt
Bài báo giới thiệu sự phát triển của trầm tích Oligocene cùng các đặc điểm thạch học và địa hóa để phục vụ việc đánh giá mô hình hệ thống dầu khí trong Lô 05-1(a). Kết quả nghiên cứu cổ sinh - địa tầng từ các giếng khoan gần đây cho thấy có sự tồn tại của các trầm tích Oligocene, phân bố trải dài từ sườn phía Nam lên đến dải nâng Đại Hùng ở phía Bắc và được lắng đọng trong môi trường từ đồng bằng ven biển đến biển nông ven bờ. Thành phần thạch học chủ yếu là cát kết hạt mịn đến thô và có xu hướng thô dần về phía dải nâng Đại Hùng; lỗ rỗng quan sát được từ 2 - 6,5%, bị ảnh hưởng bởi quá trình nén ép 10 - 80% và xi măng hóa bởi các khoáng vật thứ sinh 10 - 70%. Đá mẹ ở khu vực sườn phía Nam giàu vật chất hữu cơ, đạt ngưỡng trưởng thành nhiệt đến cửa sổ tạo dầu và cho tiềm năng sinh dầu - khí, trong khi ở dải nâng Đại Hùng thiên về tiềm năng sinh khí. Điều này cũng cho thấy đá mẹ trong Lô 05-1(a) mang tính địa phương, không đại diện cho nguồn sinh của khu vực.
Từ khóa: Trầm tích Oligocene, độ rỗng, đá mẹ, vật chất hữu cơ, kerogen, bể Nam Côn Sơn.
Characteristics of Oligocene sediments in block 05-1(a), Nam Con Son basin
Mai Hoang Dam1, Bui Thi Ngoc Phuong1, Truong Tuan Anh2, Nguyen Thi Thanh Nga1
Tran Duc Ninh2, Vu Thi Tuyen1, Cao Quoc Hiep2, Nguyen Van Su1,
Nguyen Thi Tham1, Phan Van Thang1
1. Vietnam Petroleum Institute
2. Petrovietnam Domestic Exploration Production Operating Co. Ltd.
Summary
The paper presents the development of Oligocene sediments together with biostratigraphic, petrographic and geochemical characteristics to facilitate petroleum system modelling in Block 05-1(a). The biostratigraphic study results show the existence of Oligocene sediments, which are distributed from the southern flank to the northern uplifts of Dai Hung field and were deposited in the environmental conditions from coastal plain to shallow marine. The lithological composition is mainly fine-grained to coarse sandstone and tends to coarse towards Dai Hung uplift. The visible pore is 2 - 6.5% and affected by the compression process from 10 - 80% and cemented by secondary minerals from
10 - 70%. The source rock in the southern flank is rich in organic matter, reaching thermal maturity to the oil-window and having potential for mixed oil-gas while Dai Hung uplift is prone to gas potential. This also shows that the characteristics of source rock in Block 05-1(a) are local and do not represent the source rocks of the region.
Key words: Oligocene sediment, porosity, source rock, organic matter, kerogen, Nam Con Son basin.
Xem chi tiết