Dầu thô và khí thiên nhiên

128 —<br /> BÁCH KHOA<br /> —<br /> THƯ ĐỊA<br /> ___—<br /> CHAT<br /> .- i. . . . I<br /> <br /> <br /> <br /> <br /> DẦU KHÍ<br /> Các mục từ: 1. Dầu thô và khí tự nhiên; 2. Bồn trầm tích dầu khí; 3. Kiến tạo các bồn trầm tích dầu khí Việt Nam;<br /> 4. Hệ thống dầu khí; 5. Tập hợp triển vọng dầu khí (play); 6. Tài nguyên dầu khí; 7. Tìm kiếm thàm dò dầu khí;<br /> 8. Phát triển mò và khai thác dầu khí; 9. Công nghệ mỏ.<br /> <br /> <br /> Dầu thô và khí thiên nhiên<br /> Nguyền Trọng Tín. Hội Dâu khí Việt Nam.<br /> <br /> Hoàng Đình Tiến. Hội Dầu khí Việt Nam.<br /> <br /> <br /> Giới thiệu<br /> <br /> D ầu và khí là sản phấm của quá trình biến đổi Đa SỐ dầu thô được tạo nên bởi nhữ ng hỗn hợp<br /> vật châ't hùn cơ (VCHC) bị chôn vùi, lắng đ ọn g trong râ't phức tạp của các hydrocarbon lỏng, các châ't này<br /> quá trình hình thành và phát triển của m ột bổn trầm có thê chứa nhữ ng hydrocarbon khí và rắn ở dạng<br /> tích dưới tác đ ộn g của nhiều yếu tố, trong đó nhiệt d u n g dịch với kiến trúc và trọng lư ợng phân tử có trị<br /> độ và thời gian là các yếu tố quan trọng. VCHC có s ố râ't cao.<br /> thể ở dạng phân tán hay tập trung, cùng được lắng<br /> đọng và chôn v ù i với các vật liệu trẩm tích. Trong Bảng 1. Thành phần hóa học của dầu khí đặc trưng<br /> (% khối lượng).<br /> điểu kiện lòng đâ't, dưới tác dụng của nhiệt độ,<br /> VCHC chuyến hóa thành dầu khí theo sơ đổ của Các nguyên tố Dầu th ô A s p h a lt Khí tự nhiên<br /> Tissot và Espitalie : Carbon 82,2 - 87,3 8 0 -8 5 6 5 -8 0<br /> <br /> Dầu m ỏ A + Khí thiên nhiên + Hydro 1 1 ,7 -1 4 ,7 8 ,5 - 1,1 1 ,0 - 2 5<br /> CƠ 2 + H 2O + Cặn carbon<br /> Lưu huỳnh 0,3 - 5,5 2 ,0 - 8 ,0 Dấu vết - 0,2<br /> Kerogen —> Bitum —► +<br /> Dấu m ỏ B + Khí thiên nhiên + Nitrogen 0,1 -1 ,5 0 -2 ,0 1 ,0 - 1 5<br /> CO 2 + H 2O + Cặn carbon<br /> Dầu lộ thiên được phát hiện từ thòi xa xưa ở Oxy 0,1 -4 ,5 - -<br /> thành p h ố N aítalan vù n g ngoài Kavkas và ờ Iran Phân tử cấu thành hydrocarbon hoàn toàn bằng<br /> d ùn g đ ế đốt lửa. N ăm 1856 ở Bắc Mỹ dầu được d ùng<br /> n hữ ng n gu yên tử carbon và hydro. D ạng hydro-<br /> làm n guyên liệu y học và c h ế biến thành dầu hỏa và<br /> carbon đơn giản nhât là khí methan-CH4 trong điểu<br /> trở thành m ột đôi tượng văn hóa dân gian "ngọn lửa<br /> kiện via có d ạng hydrocarbon đặc trưng đư ợc nêu ờ<br /> vĩnh cửu".<br /> bảng 2.<br /> G iếng khoan dầu đẩu tiên có chiều sâu 20m được Các hydrocarbon đư ợc chia làm 2 loại -<br /> khoan ở Oilcreek gần thành p h ố Pennsylvania, Bắc<br /> hydrocarbon no và hydrocarbon không no.<br /> Mỹ do Edvvard Drak thực hiện vào năm 1859, từ đó<br /> cho đến năm 1900 được gọi là "th ếk ỷ dầu hỏa". Hydrocarbon no gom hỵdrocarbon parafin và<br /> hydrocarbon naften<br /> Trong Địa chất dâu khí, hai thuật n gữ bân và b ể<br /> (tiếng Anh - basin; tiếng Pháp - bassin) đư ợc d ù n g - H ydrocarbon paraíin không có m ạch vòng,<br /> với nội hàm k hông trùng nhau. Bân được d ùn g khi công thức ch u ng CnH2n+2, là dạng khí đ ối với các trị<br /> nói v ể không gian tích đ ọn g vật liệu trầm tích - bổn SỐ n tử 1 đến 4 và là dạng chất lỏng đối với các trị số<br /> trầm tích. Bê’được d ùn g khi nói vê vù ng m ỏ dầu khí n từ 5 đến 16 và là dạng chât rắn đối với các trị s ố n<br /> đang hoặc sẽ khai thác, tương tự như khi nói v ể bổn từ 17 đến 70. N ếu dầu thô chứa trên 70% các<br /> than Q uảng N inh. hydrocarbon này thường được gọi là dầu parafin<br /> (dầu nặng).<br /> Dầu thô - H ydrocarbon naphten, có m ạch vòn g, với công<br /> Tính chất hóa học thức chung là C.nH2 n, là dạng khí đối v ớ i các trị s ố n<br /> từ 3 đến 4, là d ạng c h ít lỏng đ ối với các trị s ố n<br /> Thành phẩn hóa học của dầu lần đẩu tiên được thường gặp tử 5 đ ến 6. N ếu dầu thô chứa trên 75%<br /> nhà hóa học Sachure xác định vào năm 1817 với 2<br /> các hydrocarbon này thì thư ờng được gọi là dầu<br /> n guyên tố chính là c chiêm 87,21% và H chiếm<br /> naphten.<br /> 12,79%. V ề sau với những thiết bị chính xác hơn, các<br /> nhà khoa học đã khẳng định trong thành phần hóa Trong trường hợp dầu thô chứa cả 2 nhóm<br /> học của dẩu khí đặc trưng ngoài 2 nguyên tô' trên còn hydrocarbon trên thường đư ợc gọi là dầu naphten-<br /> có oxy, lun huỳnh, nitro (nitrogen) [Bảng 1]. parattn hay là dầu hỗn hợp.<br />  DẦU KHÍ 129<br /> <br /> <br /> <br /> Hydrocarbon không no gâm hydrocarboti thơm và nay mới chỉ phát hiện 2 loại khí hydrocarbon (HC) -<br /> hydrocarbon không mạch vòng Khí sinh hóa và khí hòa tan trong dầu.<br /> - H ydrocarbon thơm hay benzen, có mạch vòn g Loại khí sinh hóa gặp ở các tầng nông (Pliocen -<br /> và có công thức chung CnH2n-6. T hông thường trong Đ ệ Tứ, m ột phẩn nhò ở M iocen trên) trong điểu kiện<br /> dâu thô chi gặp nhóm hydrocarbon thơm này ở tỉ lệ nhiệt độ thâp và dưới tác dụng phân hủy của vi<br /> nhỏ (dưới 10%). khuân. Tuy nhiên, hàm lượng khí này nhỏ lại bị<br /> - Hydrocarbon không m ạch vòn g thường đặc phân tán bởi nước vỉa. Vì vậy, chúng không tích lủy<br /> trưng là các oleíin có m ột liên kết carbon kép. thành nhừ ng tích tụ lớn, nhưng thường gây n guy<br /> hiểm trong quá trình khoan.<br /> Hydrocarbon dạng rắn thường gặp các asphalten,<br /> nhựa nguồn gốc từ c h ấ t hừu cơ nguyên thủy hoặc Loại khí sinh ra do n hiệt xúc tác cù n g với dầu và<br /> sản phẩm cracking của dầu thô. N ếu dầu thô chứa con d en sat quan sát thây ờ các tầng sâu từ M iocen<br /> các châ't này thường được gọi là dấu asphalt. hạ, đặc biệt trong O ligocen và tầng sâu hơn. D o vật<br /> châ't h ữ u cơ có ưu th ế sinh dẩu nên khí ờ đ ây phẩn<br /> N goài những thành phẩn thông thường, dầu khí<br /> lớn đi kèm với dầu tạo nên tỷ lệ khí hoà tan trong<br /> còn có thê chứa m ột sô' hợp chất khác với sô' lượng<br /> dầu từ 40 m 3 khí đ ến 200m 3 k hí/m 3 dẩu. Lượng khí<br /> nhò như các hợp châ't oxy, nitro, sulfur, kim loại.<br /> sinh ra n hiều ở trầm tích O ligocen thư ợng, đôi khi<br /> Bảng 2. Thành phần hydrocarbon đặc trưng trong vỉa đạt tới 400-500 m 3 k h í/m 3 dẩu đi kèm với đới có dị<br /> ( % khối lượng). thư ờn g áp suât cao. ơ các đới sinh khí condensat,<br /> Khí áp Dầu áp Dầu áp đ ư ơ n g nhiên lư ợn g khí và HC lỏ n g n hẹ đư ợc sinh<br /> Hydrocarbon Khí khô<br /> suất cao suất cao suất thap ra và bô su n g cho các tích tụ dầu nằm gần kề, trực<br /> Methan 0,91 0,72 0,56 0,14 tiếp tăng khả năng bão hòa của khí vào dầu và<br /> Ethan 0,05 0,08 0,06 0,08 giảm tỷ trọng của chúng. Trong các vìa khí tự do và<br /> Propan 0,03 0,05 0,06 0,08 nư ớc có khí hòa tan càng gần tới vỉa chứa dầu các<br /> Butan 0,01 0,04 0,05 0,08<br /> tỷ SỐ iCVnCí, iCs/nCs và EC2+ càng tăng và n gư ợc lại<br /> tỷ s ố CH 4/LC2. càng giảm . Trong các vỉa chứa nước<br /> Pentan Vết 0,02 0,04 0,05<br /> và khí tự do tý s ố C H 4/E C 2* tăng cao hơn nhiều so<br /> Hexan Vết 0,02 0,03 0,05<br /> với nó trong vỉa dầu, n gư ợc lại LC 2 + càng giảm , còn<br /> Heptan - 0,07 0,20 0,53<br /> trong các via dầu lư ợng LC 2+ tăng đ áng kể. Thành<br /> phần khí hòa tan trong dầu và trong via nước đ ư ọc<br /> Tính chất vật lý the hiện như trong Bảng 3.<br /> Tý trọng hay là trọng lư ợng riêng của dầu thô Bảng 3. Thành phần khí hòa tan trong dầu.<br /> thường nhỏ hơn ti trọng của nước, thay đối trung<br /> Khí nặng<br /> bình giữa 0,8 và 0,95. N gư ờ i M ỹ biểu hiện ti trọng Chì ch4 c h j c 2♦<br /> c 2‘ O4/ 11O4<br /> 1 \C 3lnC 2<br /> bằng đ ộ API. M ối quan hệ giữa 2 thang đo tỉ trọng: tiêu % mol % mol<br /> % mol<br /> Đ ộ API = 141,5 -131,5<br /> tỳ trọng Tuổi địa<br /> Thành phần hòa tan trong dầu<br /> chất<br /> Đ ộ nhớt của dấu thô phụ thuộc nhiều vào lượng<br /> khí hòa tan và nhiệt độ. N ó giảm cùng với hiện N1 1 6 0 -6 3 3 5 -3 8 1,5-1,7 0,38 - 0,40 0,28-0,38<br /> tượng tăng nhiệt độ và tăng lượng khí hòa tan trong 6 2 -6 6 2 0 -2 5 - 2 ,6 0,56-0,61 0,80 - 0,82<br /> E3 2 2 ,1<br /> <br /> dầu. Đ ộ nhớt được biểu thị bằng centipoise (cPo).<br /> E3 1 +MZ 67 - 67,3 32,1 -32,4 2,07 - 2,08 0,57 - 0,61 0,65-0,73<br /> Tính bay hơi là khả năng dầu thô có th ể bị bốc<br /> Thành phần hòa tan trong nước vỉa<br /> hơi m ột phần nhiều hay ít tủy thuộc vào loại dầu.<br /> N1 1 83-91,2 6-16 5-13,4 0,37 - 0,44 0 ,5 - 0 , 6<br /> Đ ộ hòa tan là khả năng dầu thô có thê tự hòa tan<br /> E3 2 8 8 -8 5 12-14,5 5,94 - 6,02 0 ,5 - 0 , 6 0,58 - 0,62<br /> trong khí khô bị nén ở trong đ iểu kiện nhiệt đ ộ và áp<br /> suât nhât định. E3 1 +MZ 8 0 -8 4 14-18,2 4,5 -5,9 0,8 - 0,83 0,55 - 0,67<br /> <br /> T hế tích của dẩu thô phụ thuộc vào lượng khí<br /> Khí CO 2 thường gặp trong khí đ ổng hành, khí<br /> hòa tan trong dầu dưới tác d ụ n g của sự tăng áp suâ't,<br /> condensat với hàm lư ợng nhỏ thường chỉ đạt<br /> làm tăng thể tích chất lỏn g cho đến khi đạt tới áp<br /> 0,67 - 2,19%. ơ m ột s ố câu tạo có liên quan tới tái<br /> suât bão hòa (điếm bọt), n hư n g sau đó th ế tích sẽ<br /> hoạt đ ộng m agm a - hàm lượng khí CO 2 , có thê tăng<br /> giảm cho dù áp suât vẫn tăng.<br /> tới 6-7% song rât hiếm (câu tạo Bà Đ en, cánh tây của<br /> câu tạo Rổng, v .v ...). Trong phạm vi bổn C ửu Long<br /> Khí thiên nhiên<br /> ở các trẩm tích M iocen hạ và O ligocen không có các<br /> Khí thiên nhiên gồm các khí hydrocarbon (HC) via carbonat; vì vậy, không có cơ sờ sinh khí CO 2 từ<br /> và khí không HC (CƠ 2, N 2 , H e, Ar, H 2 S). C ho đến đá carbonat.<br /> 130 BÁCH KHOA THƯ ĐỊA CHÁT<br /> <br /> <br /> <br /> Khí N 2 rất ít gặp, thường với các giá trị râ't nhỏ thường ít hơn (6,5 - 8,6%) và ít asphalten hon<br /> 0,48 - 2,31%- Đặc biệt ờ các vỉa dưới sâu hầu như (0,65 - 1,28%), tỷ trọng thường nhỏ - thuộc loại dẩu<br /> không gặp chúng. Khí H e gặp ở m ột s ố vỉa với hàm nhẹ (y = 0,82 - 0,83 g/cm 3). Trong các via dầu M iocen<br /> lượng rât thấp, từ v ết đến 0,022 - 0,17%. hạ, O ligocen thượng, hàm lượng lưu huỳn h tuy<br /> thâp, son g vẫn cao hơn so với các vía dầu ớ O ligocen<br /> Khí Ar cũng rất hiếm gặp, chỉ từ vết tới<br /> hạ và m óng. N g ư ợ c lại, tỷ s ố HC no/H C thơm lại<br /> 0,027 - 0,086%. Hai loại khí He, Ar và cả khí CO 2 có<br /> thâp, chỉ đạt 7,36 - 8,53, trong khi đó ở các tầng dưới<br /> mặt ở m ột sô m ỏ m ặc dù hàm lượng thâp cho thấy ở<br /> tỷ lệ này đạt 10,12 - 14,10 [Bảng 4]. H àm lư ợn g vi<br /> những nơi đó chúng có liên quan tới đứt gãy sâu hay<br /> n g u y ên tó (V, N i) trong dầu rât thâp - V = 0,08 -<br /> d o tái hoạt đ ộng yếu của m agm a hoặc hậu núi lửa.<br /> 3,55 ppm , N i = 2,5 - 3,6ppm , rất ít khi đạt 26,96ppm<br /> Khí sulíurhydro (H 2 S) có mặt trong m ột s ố m ỏ, [ppm = phần triệu - parts per m illion]. Các giá trị lớn<br /> rất đ ộc hại cho sức khỏe con người, đ ổng thời gây ra thường gặp ở dầu đư ợc sinh ra ở m ức đ ộ biến chất<br /> hiện tượng ăn m òn đ ư ờng ống, thiết bị gây n guy thấp của VCHC. Các đặc đ iếm nêu trên cho thây<br /> hiểm đến m ôi trường. N goài ra trong quá trình c h ế phần lớn VCHC sinh ra dầu đư ợc trầm đ ọn g ờ vù ng<br /> biến đòi hòi phải sử d ụn g công nghệ đặc biệt đê tách cửa sông, chuyển tiếp (nước lợ) có xen vật liệu than<br /> chúng ra khỏi dầu khí. paralit, vù n g biển nông (biển mở) và k hông có<br /> VCHC trong đá carbonat.<br /> Đặc điểm dầu thô ờ Việt Nam Kết quả xác định đổng vị carbon trong dầu Bạch<br /> Dầu thô H ô được thực hiện ở các Phòng thí nghiệm khác nhau<br /> như VVarden p.c. (Anh Quốc, 1989); Viện Tatnipineít<br /> Trong phạm v i bổn Cửu Long loại phô biến là<br /> (1992) và Trường Đại học Dẩu khí Gubkin (1990; 1994)<br /> dầu paraíin với hàm lượng từ 18% đến 25,3% và hàm<br /> cho thây giá trị ò 13c dao đ ộng trong khoảng từ 25 đến<br /> lượng lưu huỳnh râ't thâp (0,02 - 0,15%) - thuộc loại<br /> dầu ngọt. Trong các vỉa dấu M iocen và O ligocen 31,50%. N h ư vậy các giá trị đ ổng vị của dầu, cũng<br /> thượng thường thây hàm lượng nhựa tăng cao như các thành phẩn nhóm của chúng chửng tỏ dầu ờ<br /> (11 -13,4%), asphalten cũng cao (1,29 - 2,62%). Tỷ trọng m ỏ Bạch H ô và có thế ở toàn bộ bổn Cửu Long cùng<br /> thuộc loại trung bình và nặng Y = 0,86 - 0,92 g/cm 3. có các giá trị tưong tự, phù hợp với VCHC có nguồn<br /> Trong các via dầu ở O ligocen hạ và m ón g - nhựa gốc vi khuẩn, rong tảo, cỏ biến và m ột phẩn nhỏ thực<br /> <br /> Bảng 4. Các chỉ tiêu lý hóa và địa hóa cơ bản của kerogen và dầu thô của bồn dầu Cửu Long.<br /> <br /> T ro n g ke ro g e n T ro n g dầu<br /> L oại tu ổ i C ondensat<br /> N/ E32 E3 1 N 11 E3 2 E 3 1 + Mz<br /> <br /> HC satM % 52,0 70,1 80,2 7 5 -8 2 7 8 -8 8 78 - 90,2 9 5 -9 8<br /> HC arom., % 6,0 7,1 7.5 6 -8 6 -8 7 ,7 - 8 ,8 2 -5<br /> Wax, % - - - 1 4 -2 1 1 5 -1 9 1 8 -2 5 ,3 -<br /> Tỷ trọng, g/cm 3 - - - 0,84 - 0,92 0,84 - 0,86 0,82 - 0,83 0,75 - 0,82<br /> <br /> Lưu huỳnh, % - - - 0,1 -0 ,1 6 0 ,0 8 -0 ,1 6 0 ,0 2 -0 ,1 5 -<br /> Nhựa, % 36,2 20,5 10,7 1 2 -1 3 ,4 1 1 ,0 -1 3 ,0 6 ,5 - 8 ,6 0,25 - 0,68<br /> <br /> Asphalten, % 6 -8 ,7 2,13 1,6 1 ,2 -2 ,6 2 1,1 - 2 ,3 0 ,6 5 -1 ,2 8 0 ,0 5 -0 ,1 1<br /> <br /> B1=8p(H)driman<br /> 0 ,2 5 - 1 ,9 2 ,7 -1 3 ,5 1 0 ,2 -1 5 ,8 - - 1 2 3 ,9 -9 5 6 ,3 306 - 334<br /> C30 hopan<br /> <br /> M4 3 3 -3 8 3 5 -7 0 6 6 -9 8 3 3 -5 4 4 4 -5 6 80 - 235 9 3 -9 5<br /> <br /> S8 8 -4 5 41 -1 2 3 1 2 0 -3 7 6 4 8 -8 9 5 6 -9 0 88 - 223,3 1 3 3 -1 8 3<br /> H11=25tricyclic<br /> 0,72 - 6,8 1 ,5 6 -7 4 ,0 9 7 -1 1 2 1 6 ,5 - 105,0 30 - 105 1 0 5 -1 2 5 3 2 -5 7<br /> C30 hopan<br /> <br /> H15=Oleana<br /> 2 ,5 - 7 ,9 8 -2 5 1 0 ,5 6 -3 7 ,0 3 ,4 -1 0 ,2 5 ,6 -1 1 1 5 -1 7 4 ,1 2 - 10,7<br /> C30 hopan<br /> <br /> C27, % 48,05 46,3 22,10 19,27 24,21 21 46,10<br /> <br /> C28, % 22,4 28,74 46,6 48,61 47,21 45 16,43<br /> <br /> C29, % 39,55 35,96 31,3 32,12 28,58 34 37,47<br /> <br /> H6 0 ,1 3 -0 ,3 6 0,25 - 0,84 0 .8 - 1,1 0,4 - 0,6 0,45 - 0,65 0 ,6 -1 ,1 3 0,64 - 0,67<br /> <br /> MPI-1 0,32 - 0,46 0,35 - 0,76 0,71 -0 ,8 0 0,45 - 0,58 0,48 - 0,68 0 ,7 -1 ,2 5 0 ,8 6 -1 ,1<br /> <br /> Pr/Ph 1 ,5 -6 ,6 1 ,7 -3 ,7 2,1 -2 ,3 5 1 ,6 -2 ,1 1 ,9 -2 ,2 1 ,7 -2 ,3 2 ,0 9 -2 ,1 1<br />  DẦU KHÍ 131<br /> <br /> <br /> <br /> vặt trên cạn. N ói chung, các via dầu của bổn Cửu Long Tài liệu tham khảo<br /> được tích tụ vói áp suất bão hòa thuộc loại trung bình<br /> Barry Kaiz, 1994. Petroleum Source Rock: 407-621.<br /> đạt tử 16 đến 24 MPa, râ't ít khi đạt 29,0 - 30,0 MPa.<br /> Bailey N.J.L., Evans C.R., and C.VV.D.Milner, 1974. Applying<br /> Hàm lượng khí thường từ 40m 3 đến 200m3, ít khi đạt<br /> Petroleum Geochemistry to Search for oil: Examples from<br /> tói 300m 7m 3 dầu hoặc cao hơn. H ệ s ố nén thường đạt<br /> VVestem Canada Basin.A.A .P.G Bulletin. 58: 2284-2294.<br /> 1,8-2,6 E-6/MPa.<br /> HVNT, J.M., 1979. Petroeleum Geochemistry and Geology.<br /> W.H.Freematiand Company. 617 pgs. San Francisco. CA.<br /> Đặc điểm condensat<br /> Tissot B.p. &Weete D.H, 1978. Petroleum Formation and<br /> Các vỉa condensat gặp ở các m ỏ Rồng, Rạng Đ ông, Occurrence. Springer-Verlay : 8: 147 - 170. Berlin, Heidelberg,<br /> Sư Tử Trắng có tỳ trọng khá thấp 0,76-0,82 g/cm 3. NevvYork.<br /> Trong đ ó có m ột s ố vỉa bao gổm cả các phân đoạn<br /> VVaples D., 1981. Organic Geochemistry for Exploration<br /> nhẹ của dầu như ở đ ôn g bắc m ỏ Rồng. Lượng HC<br /> Geologist. Burgess Publishing Company. 151 pgs. Minneapolis.<br /> bão hòa chiếm phẩn lớn (95 - 98%), lượng nhựa râ't<br /> H oàng Đình Tiến, N guyễn Thúy Quỳnh, 2003. Đặc điếm địa<br /> nhỏ (< 0,68%) và asphalten cũng T ất nhỏ (< 0,3%)- Chi<br /> hóa các bồn trầm tích thềm lục địa Việt Nam. Tạp chí<br /> s ố alkanes đạt cao nhât (81 - 85%), son g hệ s ố biến<br /> Dẩu Khí. Sô' 7: 8 -17.<br /> chât của chúng H 6 = Ts/(Ts+Tm) cũng chỉ đạt m ức<br /> trung bình (0,64 - 0,68), M P I-lchỉ đạt 0,86 -1,10.<br /> <br /> <br /> <br /> <br /> Bồn trầm tích dầu khí<br /> N gô Thường San. Hội Dầu khí Việt Nam.<br /> <br /> Nguyễn Trọng Tín. Hội Dầu khí Việt Nam.<br /> <br /> <br /> <br /> Giới thiệu<br /> <br /> Bổn trầm tích dầu khí là m ột bồn trầm tích có phân loại dựa vào hình thái lấp đẩy trầm tích của<br /> đ ầy đủ các y ếu tố của h ệ thốn g dầu khí n hư đá K lem m e (năm 1980).<br /> sinh, đá chứa, đá chắn, bẫy, di cư và bảo tồn dầu Trong đó, phân loại của K ingston và A llen được<br /> khí; đã hoặc sẽ phát h iện các tích tụ dầu khí trong ứ n g d ụ n g rộng rãi hơn cả. Phân loại này dựa trên<br /> quá trình triển khai côn g tác thăm d ò địa vật lý và n gu yên tắc phân chia kiểu thạch quyển, m ối tương<br /> k hoan (xem thêm mục từ "Hệ thống dâu khí"). N g h iên tác chuyển đ ộn g m ảng và vị trí của bổn trên mảng.<br /> cứu v ể bổn trầm tích dầu khí đ ư ợ c bắt đ ẩu từ Từ phân loại nêu trên, tủy thuộc vào triển vọn g<br /> n h ữ n g năm 50 và phát triển m ạnh vào n h ừ n g năm và tiềm năng dầu khí - m ức đ ộ thăm dò, nghiên cứu,<br /> 80 của th ế kỷ trước, gắn liền vớ i sự b ùn g n ổ của trữ lượng, lư ợng dầu khí đã khai thác, hiệu quả kinh<br /> côn g n g h ệ khảo sát địa vật lý, khoan, xử lý và m inh tế, v .v ... các bổn trầm tích dầu khí được phân ra các<br /> giải tài liệu, p hân tích m ẫu các loại. Ớ V iệt N am , loại - bồn chưa trưởng thành, bổn trưởng thành và<br /> bổn trầm tích dầu khí thư ờn g có g ió i hạn đ ư ờ n g bổn quá trưởng thành.<br /> đ ẳn g d ày trầm tích lớn hơn l.OOOm.<br /> Bổn chưa trưởng thành là bổn trầm tích m ói bắt<br /> đ ầu triển khai côn g tác tìm kiếm thăm d ò dầu khí<br /> Phân loại bồn trầm tích dầu khí<br /> n h ư n g đ ư ợc d ự báo là có triển v ọ n g d ầu khí trên cơ<br /> Bổn trầm tích dầu khí được phân loại như phân sở đ ôi sánh tương quan địa chất với các bổn dầu<br /> loại bổn trầm tích nói chung, có b ổ su ng thêm chi khí lân cận.<br /> tiêu v ể đặc trưng dầu khí [Bảng 1]. Bổn trường thành là bổn có các m ỏ dầu khí đang<br /> Từ trước tới n ay có nhiều kiểu phân loại bổn khai thác, đ ổng thời vẫn đang tiếp tục triển khai hoạt<br /> trầm tích như phân loại trên cơ sở c h ế đ ộ kiến tạo đ ộn g thăm dò.<br /> của K ingston (năm 1983), A llen (năm 1990) phân loại Bổn quá trưởng thành là bổn có n hiều m ỏ dầu<br /> dựa trên quan điếm kiến tạo m ảng của Bally và khí đã khai thác cạn kiệt, đã hủy hoặc đ ang ở giai<br /> S nelson (năm 1980), của D ickinson (năm 1974), hoặc đoạn cuôi tận khai thác.<br />