Tóm tắt
Các tài liệu thu được trên nhiều vùng Biển Đông và lân cận (khu vực Shenshu, Tây Bắc Hoàng Sa, các Lô 129 - 132, vùng nước sâu ngoài khơi Brunei) đã chứng minh về sự tồn tại của khí hydrate. Tài liệu địa chấn chỉ ra những dấu hiệu khí hydrate rất rõở nhiều khu vực như Tây Hoàng Sa, trung tâm bể Phú Khánh, Đông Bắc bể Nam Côn Sơn và vùng trung tâm trũng Vũng Mây. Các dấu hiệu khí hydrate cóđược cho thấy những vùng phủ trên các bể Phú Khánh, Nam Côn Sơn và Vũng Mây có thể có tiềm năng cao hơn. Trong vùng nghiên cứu, khí hydrate methane có thểđã tồn tại trong trầm tích ở độ sâu nước biển khoảng 550m (tương ứng 7,8oC). Bề dày của đới ổn định khí hydrate cho trường hợp methane tăng dần từ phần sườn thềm/đới cao hơn (0 - 120m) về phía trung tâm Biển Đông (lên tới 200m hoặc dày hơn). Dựa trên tài liệu địa chấn, từ... đã xác định 11 vùng có tiềm năng khí hydrate khác nhau trong vùng đặc quyền kinh tế (EEZ) của Việt Nam (vùng 200 hải lý). Khu vực tách giãn Biển Đông là vùng cóít triển vọng nhất, các vùng khác có triển vọng từ trung bình đến cao. Trong đó 4 vùng có triển vọng cao nhất xếp thứ tự như sau: Đông Bắc Nam Côn Sơn, trung tâm Vũng Mây, trung tâm bể Phú Khánh, Tây Hoàng Sa.
Từ khóa: Khí hydrate, dấu hiệu khí hydrate, Biển Đông, tiềm năng khí hydrate, GHSZ, BSR.
1. Giới thiệu
Việc nghiên cứu tìm kiếm thăm dò khí hydrate là thách thức lớn vì ngoài tìm kiếm nguồn năng lượng mới thay thế nhiên liệu hóa thạch đảm bảo an toàn năng lượng trong tương lai, còn góp phần khẳng định chủ quyền và quyền tài phán quốc gia ở khu vực Biển Đông. Để triển khai công tác nghiên cứu, các tài liệu trên thế giới và khu vực Biển Đông đãđược thu thập nhằm đánh giá tổng quan về hệ phương pháp nghiên cứu và kết quả tìm kiếm, thăm dò; từđó xác lập các dấu hiệu, tiền đề (hải dương học, địa chất, địa hóa, địa vật lý…) liên quan đến khí hydrate. Các tích tụ khí hydrate hình thành gần bề mặt đáy biển (Hình 1) trong vùng khí hydrate ổn định (GHSZ) với những biểu hiện sau: Khí hydrate nằm ngay gần bề mặt đáy biển và một số trường hợp ngay trên mặt đáy biển; mặc dù kích thước tích tụ tương đối nhỏ (vài km2) nhưng có hàm lượng khí hydrate rất đáng kể; các tích tụvới hàm lượng khí hydrate cao nhất (có thể lên tới 100%) có dạng khối nằm trong trầm tích nằm dưới đáy biển; thường có sự thoát khíở các khu vực tích tụ khí hydrate và bằng chứng cho thấy nguồn khíở gần đáy của tích tụ khí hydrate luôn được đổi mới (Hình 2). Các vùng có tiềm năng chứa khí
hydrate có thể nhận dạng theo các dấu hiệu địa vật lý vàđịa hóa như: (i) các đặc điểm riêng biệt trên dấu hiệu trên địa chấn là phản xạ mô phỏng đáy biển BSR (bottom simulation reflection - đánh dấu ranh giới giữa hydrate và vùng khí tự do) tương ứng với đáy của GHSZ (gas hydrate stable zone), hay các dấu hiệu dị thường có liên quan khí khác như các đặc trưng vận tốc và biên độ (Velocity - Amplitude features) và dị thường biên độ, tạo ra các khoảng trắng (seismic blanking zones), điểm sáng/mờ (bright/dim spots), cột khí (gas chimney); (ii) phân bố ion chloride âm trong nước thành hệ trong lỗ rỗng và hàm lượng khí cao dị thường trong đất đá trầm tích; (iii) các quan sát khí hydrate bằng mắt thường trong quá trình lấy mẫu và khoan biển sâu. Ngoài ra còn phải dựa vào hàng loạt các phương pháp nghiên cứu bổ trợ khác để có lý giải phù hợp. Khi có giếng khoan, tài liệu địa vật lý giếng khoan đóng vai trò quan trọng trong việc phát hiện các đới chứa khí hydrate. Cácđường cong siêu âm (DT) và các đường cong điện trở (LLD, LLS) đặc biệt là các phương pháp đo hình ảnh nhiệt, hình ảnh giếng khoan... cho phép phát hiện đới dị thường khí hydrate trong giếng khoan, tính toán độ rỗng, hàm lượng khí hydrate và khí tự do nằm dưới lớp khí hydrate trong giếng khoan. Hiện tại, ở Việt Nam chưa có giếng khoan riêng cho tìm kiếm thăm dò khí hydrate nên chưa cóđiều kiện kiểm nghiệm các bằng chứng này.
2. Dấu hiệu xuất hiện khí hydrate
Các dấu hiệu xuất hiện khí hydrate trên Biển Đông đãđược công bố trong nhiều bài báo nghiên cứu khảo sát của Fugro và Geotek (Mỹ) cho Cục Khảo sát Địa chất biển Guangzhou (GMGS), Cục Khảo sát Địa chất Trung Quốc (CGS) và BộĐất đai và Tài nguyên của Trung Quốc. Ở Việt Nam các nghiên cứu địa chất - địa vật lý - địa hóa phục vụ công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí cũng cung cấp rất nhiều thông tin quan trọng cho nghiên cứu khí hydrate. Các thông tin từ khu vực 129 - 132 (VGP) và 157 – 159 (ExxonMobil) rất quý giáđối với công tác tìm kiếm thăm dò khí hydrate. Qua các tài liệu hiện có và các thông tin thu thập được có thể thấy các dấu hiệu khí hydrate xuất hiện trên nhiều tuyến địa chấn và nhiều khu vực đã phát hiện khí hydrate qua hàng loạt giếng khoan (Hình 3). Khu vực ngoài khơi Nam Côn Sơn, các tài liệu địa chấn đã thể hiện rất phổ biến các đặc điểm nhưđảo ngược pha địa chấn, điểm sáng, gas blanking và cột khí. Các đặc trưng này xuất hiện
và có quan hệ gần gũi với các vùng cóđứt gãy ở những lát cắt sâu hơn, ởđó khí có thể bị rò rỉ trực tiếp từ các tích tụ lớn phía dưới. Cóít nhất 3 khu vực ở phía Bắc Biển Đông có các tích tụ khí hydrate. Ở phía Nam Biển Đông, một phát hiện khí hydrate cũng đãđược công bố với các bằng chứng rất rõ ràng trên tài liệu địa chấn. Dưới đây là một sốđặc điểm của các phát hiện đã được chỉ ra và các thông tin liên quan.
Khu vực nước sâu Shenshu thuộc phía Nam bể Châu Giang, Trung Quốc, Đông Bắc Biển Đông (Hình 4) cóđộ sâu trung bình 1.235m so với mặt nước biển. Khảo sát khí hydrate đầu tiên của GMGS được triển khai tại đây với 8 vị trí đã được khoan tới độ sâu 1.500m, thử vỉa và lấy mẫu thực hiện trong khoảng 250m dưới bề mặt đáy biển. Một chương trình tổng hợp đo logging, lấy mẫu lõi, mẫu lưu thể và phân tích trên tàu đã được triển khai. Có 8 giếng khoan khảo sát và 5 giếng được lấy mẫu cho các nghiên cứu tuy nhiên chỉ có 3 vị trí lấy được hydrate. Các số liệu phân tích cho thấy hàng loạt điểm thoát khí và tồn tại các lớp vỏ carbonate tự sinh liên quan (tạo ra do oxy hóa methane). Khí hydrate có mặt với bề dày từ 10 đến hơn 25m nằm ngay trên đáy của GHSZ tại 3 vị trí. Khí hydrate tìm được trong trầm tích dưới dạng phân tán trong sét giàu mảnh vụn foram hạt mịn. Nhiệt độ đáy biển tại khu vực này khoảng 3,3oC. Kết quả cho thấy bề dày tầng hydrate có sự thay đổi giữa các giếng vàđạt được từ 10 - 43m. Hàm lượng khí hydrate lớn nhất qua phân tích cho thấy dao động trong khoảng 25 - 48% thể tích lỗ rỗng. Phát hiện này là minh chứng đầu tiên về sự tồn tại khí hydrate trong trầm tích Biển Đông.
Dựa trên tài liệu địa chấn 2D/3D và tài liệu siêu âm, hệ thống đứt gãy đa giác và các điểm phun đáy (pockmarks) đãđược xây dựng cho khu vực Tây Bắc Hoàng Sa. Các mặt cắt 3D thể hiện rất rõđặc trưng dạng mạch tạo thành các điểm giao cắt 3 nhánh các đứt gãy đa giác (Hình 5). Dòng lưu thể có thể dịch chuyển dọc theo các mạng lưới đứt gãy như là hệ thống ống dẫn. Các phản xạ hỗn loạn, các mặt trượt đáy biển thường xuất hiện ở các vùng cóđứt gãy đa giác. Trong phần phía Tây của Bể Nam Hải Nam dòng dung dịch có thể dịch chuyển lên bề mặt đáy biển và các điểm phun đáy được hình thành phía trên các đứt gãy đa giác. Các tài liệu cho thấy các BSR đa số nằm phía trên của hệ thống đứt gãy đa giác. Có thể dễ dàng nhận dạng BSR và vùng trắng ở phần trên lát cắt. Các đứt gãy ởđây kéo dài từ 150 - 1.000m và có biên độ dịch chuyển từ 10 - 40m khoảng cách các đứt gãy thay đổi từ 40 - 800m. Vì vậy có thể coi các đứt gãy đa giác làđường dẫn cho các lưu thể với khí methane đi kèm và từ đó hình thành khí hydrate ở phần nước sâu một số khu vực Bắc Biển Đông. Ở khu vực này nước biển sâu khoảng 1.100m, áp suất của nước biển khoảng 13,53MPa với giá trị gradient địa nhiệt 45oC/100m. Bề dày tầng chứa khí hydrate có thểđạt 230m.
Trong quá trình triển khai công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí trong các Lô 129 - 132, nhà thầu Vietgazprom đã thu thập được rất nhiều thông tin về biểu hiện khí hydrate trong khu vực. Các số liệu đo địa vật lý, lấy mẫu và phân tích các chỉ tiêu về thạch học, trầm tích vàđịa hóa phần trên lát cắt (bao gồm địa hình đáy biển, nghiên cứu cột nước bằng thủy âm và các phương pháp địa vật lý khác như đo dòng nhiệt tại chỗ và lấy mẫu bằng ống phóng trọng lực). Trong quá trình triển khai đã thu thập được nhiều mẫu lưu thể nước và khí để phân tích hóa học và đồng vị phóng xạ. Ở trên diện tích lô nghiên cứu các tài liệu địa chấn thông thường chất lượng rất tốt. Qua các xử lý đã cho thấy hàng loạt dấu hiệu trực tiếp của khí hydrate rất đặc trưng đó là các mặt BSR khá rõ trên nhiều tuyến cũng như các dấu hiệu điểm sáng, các vùng nhiễu loạn dạng ống khí... (Hình 6). Các tài liệu thủy âm cũng cho thấy mối liên hệ rất chặt chẽ với tài liệu địa chấn. Tại các vị trí có ống thoát khí (gas vent) hay dọc theo các đứt gãy kéo lên bề mặt có thể thấy các dấu hiệu khí phun quan sát rất rõ trên tài liệu thủy âm (Hình 7). Ở trên diện tích các lô biểu hiện địa hóa đã được mô tả rất chi tiết và chỉ rõ các đặc điểm của khí hydrate trong khu vực các lô này. Trong những năm gần đây Brunei cũng triển khai các nghiên cứu, điều tra cơ bản và tìm kiếm thăm dò dầu khí ở khu vực biển sâu. Nhiều khu vực tài liệu địa chấn 2D và 3D có chất lượng rất tốt và đã phát hiện ra các dấu
hiệu rõ ràng về sự tồn tại của khí hydrate ở nhiều vùng của Brunei. Các tài liệu địa chấn chỉ ra các vị trí có ống thoát khí và các phản xạ tương ứng với mặt BSR (Hình 8) ở trên diện tích nghiên cứu. Độ sâu của mặt BSR vào khoảng 0,2 - 0,25s tương ứng với độ sâu 100 - 270m. Nhiều nghiên cứu xác định diện phân bố và cơ chế hình thành đã được triển khai, tuy nhiên các hoạt động lấy mẫu vật và đo đạc thực địa bổ sung vẫn chưa được triển khai. Sử dụng tài liệu địa chấn thông thường có sẵn khu vực Biển Đông để xác định các dấu hiệu trực tiếp của khí hydrate do tới thời điểm hiện tại chúng ta không thu nổ các tài liệu địa chấn đa kênh phân giải cao cho tìm kiếm khí hydrate. Qua các tài liệu có được, không chỉ các tài liệu địa chấn ở khu vực Lô 129 - 132 của Việt Nam có các biểu hiện trực tiếp của khí hydrate, mà trong số hơn 25.000km tuyến địa chấn 2D đã phân tích, minh giải cho thấy rất nhiều dấu hiệu trực tiếp như mặt BSR, vùng trắng, vùng thoát khí, vùng núi lửa bùn... (Hình 9 - 11) trên hầu hết các vùng biển Việt Nam. Trên nhiều mặt cắt có thể thấy mặt BSR cắt qua các ranh giới địa tầng với biên độ phản xạ rất mạnh (Hình 9) hay là các cột khí phát triển xuyên cắt qua các vùng trắng, thậm chí tạo thành những họng bùn trên bề mặt biển (Hình 10). Các khu vực có BSR gắn liền với các đới đứt gãy đa giác cũng khá phổ biến. Có thể bắt gặp dạng cấu trúc này ở các khu vực Đông Bắc Phú Khánh, Đông Bắc Nam Côn Sơn và vùng trũng trung tâm Vũng Mây (Hình 12). Các dấu hiệu khí hydrate trên vùng biển Việt Nam đã khá rõ, tuy nhiên các biểu hiện này cần phải phù hợp với điều kiện hình thành và bảo tồn. Hai yếu tố nhiệt độ và áp suất rất quan trọng trong việc khống chế sự hình thành khí hydrate ở vùng nước và lớp đất đá trầm tích dưới đáy biển tạo ra vùng ổn định khí hydrate (Hình 13). Điều kiện để hình thành và bảo tồn khí ở vùng biển của Việt Nam cũng cần đầy đủ các yếu tố như các vùng khác trên thế giới, các yếu tố về vật chất liên quan đến thành phần khí tạo
hydrate (khí và nước), thời gian hình thành (thời gian nước trong lỗ rỗng bão hòa khí hydrocarbon, thời gian phát triển mở rộng khí hydrate), không gian (dạng và cấu trúc đá trầm tích) và điều kiện ổn định hình thành khí hydrate (thành phần khí, trầm tích, thành phần nước trong lỗ rỗng và thành phần khoáng vật)... cũng cần xem xét cụ thể. Thời gian hình thành khí hydrate trong phòng thí nghiệm có thể từ vài phút, vài giờ có khi vài ngày. Trong thực tế thời gian hình thành tính theo thang thời gian địa chất và có thể kéo dài hàng chục năm, thậm chí vài triệu năm và yếu tố này trong nhiều trường hợp không thể bỏ qua do các quá trình địa chất, nhất là sự thăng giáng của nước biển trong từng giai đoạn khác nhau. Thời gian và hoạt động địa chất có thể làm thay đổi các yếu tố ổn định và phá vỡ cấu trúc khí hydrate đã hình thành, do vậy khi nghiên cứu khí hydrate cần chú ý đến các trầm tích hình thành trước đây và đặc biệt là quá trình hình thành trầm tích Pliocene - Đệ Tứ, kết quả của 2 quá trình hoạt động có quy luật riêng biệt nhưng có quan hệ với nhau rất chặt chẽ đó là chuyển động kiến tạo và sự thay đổi mực nước biển trong thời kỳ này. Qua các bản đồ tổng lượng hydrocarbon di thoát (quy dầu) từ các tầng đá mẹ bể trầm tích cho thấy khu vực có tổng lượng sinh thành lớn đa số nằm trong vùng có độ sâu nước biển dưới 500m nước và không đủ điều kiện hình thành khí hydrate. Khu vực lớn hơn 500m nước ở vùng Hoàng Sa, Phú Khánh, Nam Côn Sơn và Tư Chính - Vũng Mây tổng lượng hydrocarbon di thoát hầu hết nhỏ hơn 2 x 106m3/km2 (Hình 14). Mặt khác, các đứt gãy sâu hầu như kết thúc ở Miocene trung trong hầu hết các khu vực (Hình 9 - 10) và tồn tại tầng chắn Miocene thượng mang tính khu vực và phần dưới Pliocene cũng có khả năng chắn tốt nên khối lượng khí có thể dịch chuyển tới gần bề mặt đáy biển là không đáng kể, ngoại trừ một số khu vực có các đứt gãy phát triển lên phần trên của lát cắt. Các dấu hiệu của khí sinh vật được xác định bởi thành phần khí cũng như thành phần đồng vị phóng xạ, nhưng không có nghĩa là hydrate được hình thành chỉ do khí sinh ra tại chỗ. Qua các phân tích cho thấy hầu hết khí hydrate đều hình thành từ khí dịch chuyển từ các trầm tích nằm dưới sâu và bao gồm cả khí sinh vật và trưởng thành nhiệt [2]. Tuy nhiên, hầu hết khí hydrate thu được đều có thành phần khí CH4 chiếm ưu thế, các thành phần hydrocarbon nặng hơn từ C2+ tới C7 cũng tồn tại và được nhận dạng trong môi trường tự nhiên, thành phần hydrocarbon có C2+ chủ yếu có thành phần trưởng thành nhiệt và sự tồn tại của
thành phần này tạo ra nhiều cơ hội tìm thấy khí hydrate trong trầm tích nằm ở độ sâu lớn hơn (Hình 13). Việc xác định được nhiệt độ đáy biển như quan hệ trong Hình 15, đường cong cân bằng pha và gradient địa nhiệt sẽ xác định được vùng ổn định khí hydrate như Hình 16. Nhìn chung, đặc trưng nhiệt độ đáy Biển Đông thay đổi như sau:
- Khu vực thềm 6 - 14oC;
- Khu vực sườn thềm 3 - 6oC ;
- Khu vực trung tâm bể 2 - 3oC;
- Nhiệt độ giảm gần như tuyến tính theo chiều sâu của nước biển, trên 2.800m nhiệt độ có xu thế ổn định khoảng 2,0 - 2,2oC.
Với các đặc trưng nhiệt áp và độ khoáng hóa nước biển khu vực nghiên cứu, nóc đới khí hydrate ổn định (top gas hydrate zone - TGHZ) trong khu vực nghiên cứu thay đổi trong khoảng trên dưới 550m so với mặt nước biển tương ứng với nhiệt độ tại TGHZ vào khoảng 7,8oC (Hình 15 và 16). Từ dự báo
nhiệt độ đáy biển (Hình 15), gradient địa nhiệt trên vùng Biển Đông (Hình 16) và biểu đồ quan hệ nhiệt độ - áp suất của methane hydrate (Hình 13), bản đồ dự báo bề dày khí hydrate đã được xây dựng (Hình 16). Kết quả cho thấy có biến đổi bề dày tầng khí hydrate rất lớn ở các khu vực thềm nông và các vùng nhô cao của Biển Đông (Hình 17). Ở khu vực trung tâm và tách giãn Biển Đông bề dày khí hydrate cũng lớn nhưng có xu thế suy giảm hơn vùng lân cận do gradient nhiệt phần đáy biển cao hơn. Nhìn chung, mức độ biến đổi các chỉ tiêu về bề dày hiệu dụng, mức độ bão hòa, bề dày hiệu dụng của khí hydrate... rất khác biệt giữa các khu vực phụ thuộc không chỉ vào điều kiện nhiệt độ, áp suất, cân bằng pha... mà còn phụ thuộc rất nhiều vào mức độ hoạt động địa chất trẻ khác nhau. Do vậy để đánh giá định lượng tiềm năng khí hydrate trên Biển Đông các yếu tố ảnh hưởng đã được phân tích tổng hợp (Hình 18) để đánh giá mức độ tác động đến quá trình hình thành cũng như bảo tồn khí hydrate.
3. Dự báo vùng có triển vọng khí hydrate
Với các yếu tố đảm bảo việc hình thành cũng như các bằng chứng về khí hydrate sơ bộ có thể thấy các vùng tồn tại khí methane hydrate trên thềm lục địa biển Việt Nam chủ yếu nằm dưới độ sâu 550m nước tương ứng với nhiệt độ đáy biển nhỏ hơn 7,5 - 7,8oC, trong trường hợp có thành phần C2+ lớn hơn có thể bắt gặp khí hydrate ở độ sâu nông hơn cũng như bề dày tầng ổn định sẽ lớn hơn (Hình 13). Bề dày đới chứa khí methane hydrate trong các lớp trầm tích nhìn chung có xu thế vát mỏng dần về phần rìa Tây và các khu vực nhô cao của các đảo thuộc khu vực Tư Chính - Vũng Mây, Trường Sa và Hoàng Sa. Có thể phân chia các vùng (Hình 19) như sau:
- Khu vực có triển vọng khí hydrate cao: các khu vực gần như trùng với các trũng Đệ Tam, do ngoài nguồn hydrocarbon sinh vật từ các tầng nông Pliocene - Đệ Tứ thì có thể có một lượng lớn hydrocarbon trưởng thành do nhiệt từ dưới sâu dịch chuyển lên phía trên. Trên cơ sở phân tích các điều kiện nguồn hydrocarbon, chế độ nhiệt độ, các biểu hiện trực tiếp và mức độ thu thập tài liệu có thể phân các khu vực theo thứ tự ưu tiên được đánh số như Hình 19. Khu vực Đông Bắc Nam Côn Sơn (1) đã có các tài liệu khẳng định sự tồn tại, tuy nhiên quy mô và mức độ phân bố cũng như các chỉ tiêu để đánh giá tiềm năng vẫn là ẩn số cần làm rõ. Khu vực Trung tâm trũng Vũng Mây (2) có các đặc điểm và dấu hiệu rõ về khí hydrate khá tương tự vùng Đông Bắc Nam Côn Sơn và phía Nam Brunei. Khu vực trung tâm bể Phú Khánh nhìn chung có các điều kiện thuận lợi. Tuy nhiên, các trầm tích dưới sâu có xu thế nâng cao về hướng Tây nên sự dịch chuyển dầu khí từ dưới sâu theo chiều thẳng đứng có thể bị hạn chế, do vậy sự đóng góp của nguồn sinh này vào sự hình thành khí hydrate ở phần trung tâm có thể bị ảnh hưởng. Các vùng rìa của khu vực này và vùng có các đứt gãy sâu xuyên cắt lên tầng Pliocene - Đệ Tứ có thể có nguồn cung cấp tốt hơn. Khu vực Tây Hoàng Sa có các biểu hiện tốt và đã có các phát hiện ở các vùng lân cận phía Trung Quốc. Tuy nhiên, đây là vùng hết sức nhạy cảm và thiếu tài liệu nên rất khó đánh giá chi tiết;
- Khu vực có triển vọng khí hydrate trung bình là khu vực có các điều kiện hình thành khí hydrate. Tuy nhiên, có thể có một số điều kiện không thuận lợi như nguồn sinh bị hạn chế, có các hoạt động kiến tạo trẻ, trầm tích mịn chiếm ưu thế, nhiều khu vực bị nâng cao... Xét về phân bố tầng sinh, khu vực phía Nam có thể có tiềm năng cao hơn do trầm tích Pliocene - Đệ Tứ dày hơn và sự xuất hiện các trầm tích mảnh vụn đá vôi có khả năng chứa cao. Do vậy, khí hydrate có thể phân bố cục bộ với bề dày khí hydrate biến đổi theo khu vực. Ngoài ra, các tài liệu ở những khu vực này còn hạn chế nên việc đánh giá có thể chưa toàn diện, cần bổ sung các tài liệu để chính xác hóa;
- Khu vực có triển vọng khí hydrate kém là các khu vực gần trùng với đới tách giãn Biển Đông, các hoạt động kiến tạo rất mạnh và liên tục. Khu vực này trầm tích khá mỏng, hầu như không có các trầm tích Oligocene và vật chất hữu cơ đa số chưa trưởng thành, tầng Pliocene - Đệ Tứ cũng rất mỏng do xa nguồn cung cấp vật liệu, cũng không ngoại trừ lượng các trầm tích tro núi lửa lớn nên ít cung cấp khí hydrocarbon cho các vùng có điều kiện hình thành khí hydrate. Ngoài ra, các hoạt động động đất núi lửa khá thường xuyên nên có thể xuất hiện các khí không có hydrocarbon như CO2, H2S, N... Do vậy việc tìm kiếm thăm dò khí hydrate trong khu vực này còn ẩn chứa nhiều rủi ro.
4. Kết luận
Với các dấu hiệu trực tiếp cũng như so sánh với khu vực đã phát hiện khí hydrate trên thế giới và vùng biển lân cận có thể khẳng định Việt Nam có tiềm năng về khí hydrate. Trên cơ sở phân tích các điều kiện hình thành và bảo tồn khí hydrate vùng biển Việt Nam cũng như dấu hiệu trên các khu vực lân cận biển Đông có thể thấy các vùng tồn tại khí hydrate chủ yếu nằm dưới độ sâu 550m nước tương ứng với nhiệt độ đáy biển 7,5 - 7,8oC. Dựa trên tài liệu địa chấn, từ... đã xác định được 11 vùng có tiềm năng khí hydrate khác nhau trong vùng đặc quyền kinh tế (EEZ) của Việt Nam (vùng 200 hải lý). Khu vực có triển vọng khí hydrate cao gần như trùng với các trũng Đệ Tam, nơi ngoài nguồn hydrocarbon sinh vật từ các tầng nông Pliocene - Đệ Tứ có thể có một lượng lớn hydrocarbon bổ sung từ dưới sâu dịch chuyển lên phía trên, trong đó 4 vùng có triển vọng cao nhất xếp thứ tự như sau:
(1) Đông Bắc Nam Côn Sơn, (2) Trung tâm Vũng Mây, (3) Trung tâm bể Phú Khánh, (4) Tây Hoàng Sa. Khu vực có triển vọng khí hydrate trung bình với đầy đủ các điều kiện hình thành khí hydrate, tuy nhiên khu vực này có thể có các rủi ro như nguồn sinh hạn chế, có các hoạt động kiến tạo trẻ, trầm tích mịn chiếm ưu thế, có nhiều khu vực bị nâng cao... xét về phân bố tầng sinh, khu vực phía nước sâu phía Đông Nam có thể có tiềm năng cao hơn do trầm tích Pliocene - Đệ Tứ khá dày và có các trầm tích mảnh vụn đá vôi có khả năng chứa cao. Các khu vực trùng với đới tách giãn Biển Đông có triển vọng khí hydrate kém do có các hoạt động kiến tạo rất mạnh và liên tục, các lớp trầm tích khá mỏng chứa ít vật chất hữu cơ cũng như các hoạt động núi lửa thường xuyên có thể tạo các khí không phải là hydrocarbon dẫn tới tìm kiếm thăm dò khí hydrate trong khu vực này rất rủi ro. Công tác tìm kiếm thăm dò khí hydrate thời gian vừa qua còn nhiều vấn đề chưa sáng tỏ nhưng do mật độ thăm dò khí hydrate ở mức rất sơ bộ, vẫn còn những cơ hội để tiếp tục nghiên cứu định hướng triển khai công tác tìm kiếm loại tài nguyên này.
Tài liệu tham khảo
1. T.S.Collett. Gas hydrate resources of the United States. In Gauter, L. (Ed.), National assessment of US oil and gas resource on CD-ROM D.USGS Digital data Series 30. 1995.
2. T.S.Collett. Energy resource potential of natural gas hydrates. AAPG bulletin. 2002; 86(11): p. 1971 - 1992. 3. H.C.Jong, J.R.Byong, R.L.Sung. Korea Gas Hydrate R&D Program. 2006.
4. Trịnh Xuân Cường và nnk. Thu thập, phân tích, tổng hợp các tài liệu về khí hydrate để xác định các dấu hiệu, tiền đề về tiềm năng khí hydrate ở các vùng biển và thềm lục địa Việt Nam. Viện Dầu khí Việt Nam. 2014.
5. S.Wu, G.Zhang, Y.Huang, J.Liang, H.K.Wong. Gas hydrate occurrence on the continental slope of the northern South China Sea. Marine and Petroleum Geology. 2005; 22(3): p. 403 - 412.
6. Duanxin Chen, Shiguo Wu, Xiujuan Wang, Fuliang Lv. Seismic expression of polygonal faults and its impact on fluid flow migration for gas hydrates formation in deep water of the South China Sea. Hindawi Publishing Corporation. Journal of Geological Research. Article ID 384785. 2011.
7. M.J.R.Gee, H.S.Uy, J.Warren, C.K.Morley, J.J.Lambiase. The Brunei slide: A giant submarine landslide on the North West Borneo Margin revealed by 3D seismic data. Marine Geology. 2007; 246 (1): p. 9 - 23.
8. Trịnh Xuân Cường và nnk. Một số đánh giá về các yếu tố ảnh hưởng đến sự hình thành và bảo tồn khí hydrate ở Biển Đông Việt Nam. Tạp chí Dầu khí. 2016; 4: p. 24 - 34.
9. Trần Châu Giang. Cập nhật thông tin, tìm hiểu hoạt động tìm kiếm thăm dò khai thác hydrat khí trên thế giới và dự báo tiềm năng hydrat khí ở Việt Nam. Địa chất. 2008; 299.
Gas hydrate evidences and prospective areas in the East Sea of Vietnam
Trinh Xuan Cuong, Nguyen Manh Hung Nguyen Hoang Son, Ta Quang Minh
Vietnam Petroleum Institute Email: cuongtx@vpi.pvn.vn
Summary
Gas hydrate existence has been proven by direct and indirect data gathered in the East Sea and adjacent areas (Shenshu, North West of Hoang Sa, Blocks 129 - 132, and deep sea offshore of Brunei). Seismic data indicates clear gas hydrate evidences in many places such as the West of Hoang Sa, the Centre of Phu Khanh basin, the North East of Nam Con Son basin and the Centre of Vung May area. Available evidences show that the areas overlaying the defined Tertiary basins such as Phu Khanh, Nam Con Son and Vung May may have higher gas hydrate potential. In the studied areas, at the water depth of 550m (about 7.8oC), the methane gas hydrate may exist in the subsurface sediments. The thickness of the gas hydrate stability zone (GHSZ) in the methane gas case increases from shelf slope/ higher areas (0 - 120m) toward the centre of the East Sea (up to 200m or thicker). Based on seismic and magnetic data and others, 11 areas have been defined with different gas hydrate potential in the exclusive economic zone (EEZ) of Vietnam (within 200 miles). The East Sea spreading area has the least potential, whilst other areas rank from average to high. The ranking of potential in descending order can be as follows: (1) North East of Nam Con Son basin, (2) Centre of Vung May basin, (3) Centre of Phu Khanh basin, and (4) East of Hoang Sa.
Key words: Gas hydrate, gas hydrate evidence, East Sea, gas hydrate potential, GHSZ, BSR.