CHƯƠNG 9 325 xảy ra pha chủ yếu sinh dầu. Khi bò lún chìm sâu hơn và nhiệt độ đạt tới 250 ÷ 260 o C và R o đạt 2.2% thì VLHC có ưu thế sinh condensat và khí ẩm (vì cạn kiệt hydrogen). Nếu VLHC lún chìm sâu hơn nữa và nhiệt độ đạt 300 o C và R o < 4.8% thì chỉ sinh khí khô. Sự phân đới sinh dầu khí trên hòan toàn phụ thuộc vào chế độ nhiệt của bể (Hình 3.7 & 3.9). Đối với mỗi bể trầm tích khác nhau, với chế độ nhiệt áp và loại VLHC khác nhau thì đới sinh dầu khí ở độ sâu khác nhau (được phân tích kỹ ở Chương 3). Chính các đới sinh dầu khí nêu trên quyết đònh các đới tích lũy dầu khí. Sau khi sinh ra, phần lớn dầu khí có xu hướng di cư lên phía trên (do nhiệt độ, áp suất ở dưới sâu ở vùng sinh tăng cao) đến những nơi có nhiệt độ và áp suầt thấp hơn. Do đó, dầu khí di cư (theo chiều ngang) rất xa thậm chí ở ven rìa của bể trầm tích cách đới sinh vài chục, vài trăm, thậm chí vài nghìn km (bể trầm tích Siberia) (bể trầm tích ở vùng nền bằng) hoặc di cư (theo chiều thẳng đứng) đến các lớp phủ phía trên cách đới sinh tới vài trăm, thậm chí vài nghìn mét, điển hình là: phía Bắc bể Cửu Long, dầu di cư tới đáy tập sét Rotalia, còn ở mỏ Bạch Hổ chỉ di cư tới đáy tập cát sét, đáy tập Mioxen hạ. Trong khi đó, ở Tây Bắc bể trầm tích Sông Hồng khí di cư đến tận các lớp trầm tích Pliocen – Đệ Tứ (từ vài mét đến vài chục mét của trầm tích Đệ Tứ). Vì đó là do đặc điểm của lớp phủ kèm và các hoạt động Tân kiến tạo chi phối, nhưng không thể sâu hơn đới sinh. – Ở các vùng lún chìm ổn đònh và liên tục tạo thuận lợi cho tích luỹ ở các đới tương đối ổn đònh. Các đới tích luỹ bao giờ cũng có áp suất vỉa lớn hơn áp suất bão hòa (H9.2.a). – Ở các vùng có lớp chắn tốt và xen kẽ thường phân bố các tích luỹ dầu ở phía trên, các đới tích lũy condensat hay khí ở dưới vì do tích lũy từ các đới sinh condensat và khí khô ở phía dưới. Tuy nhiên, nếu dầu ở phía dưới, còn condensat ở giữa và khí ở trên cùng là do phân bố ngược (H9.2.b) (do phân dò trọng lực từ các vỉa dầu ở phía dưới (nếu lớp chắn kém) nên các thành phần lỏng nhẹ và khí bò phân tách lên phía trên. Phần lớn các mỏ dầu trên thế giới phân bố chủ yếu ở độ sâu 2 ÷ 4km, cá biệt 5 ÷ 6km. QUY LUẬT PHÂN BỐ CÁC TÍCH TỤ DẦU KHÍ 326 Dầu nặng Dầu rất nhẹ Dầu trung bình Khí Condensat Dầu nhẹ a. Quy luật phân bố thuận theo cơ chế sinh dầu khí (do chắn tốt) b. Quy luật phân bố nghòch (phân dò ngược do chắn kém) Hình 9.2. Mô hình quy luật phân bố các tích tụ dầu khí 1 2 3 4 7 5 6 1 2 3 4 Km Km CHƯƠNG 9 327 Khi phân tích khoảng 300 mỏ dầu lớn trên thế giới, cho thấy rằng các đới tích lũy dầu lớn phân bố chủ yếu ở độ sâu 1 ÷ 2.5km (chiếm khoảng 70%), còn sâu hơn chiếm khoảng 30%. Phần lớn, các đới sinh dầu các bể này chỉ ở độ sâu 2.5 ÷ 4.5km. Ở Mỹ, ở độ sâu từ 4 ÷ 5km tổng kết có khoảng 75% giếng gặp khí, còn dầu chỉ có 25%. Vỉa dầu ở độ sâu nhất chỉ đạt 4.5km, còn condensat tới 5.7km, khí đạt tới 4.5 ÷ 7.3km. Như vậy, càng xuống sâu số lượng các mỏ dầu giảm dần và dầu chỉ tồn tại phần lớn ở độ sâu nhỏ hơn 5km, còn condensat và khí có thể gặp ở độ sâu hơn. Tuy nhiên, ở độ sâu trên còn tùy thuộc vào chế độ nhiệt áp của bể. Nếu nhiệt độ cao, các đới tích lũy dầu phân bố có xu hướng lên cao (nông), ngược lại chế độ nhiệt thấp chúng có thể phân bố ở các độ sâu lớn. Ví dụ, ở Alaska (Mỹ) dầu có thể tìm thấy ở độ sâu 7.1 ÷ 9.2km và ở độ sâu 7620m còn gặp các dấu hiệu dầu. Tuy nhiên, trữ lượng hạn chế. Trong phòng thí nghiệm có thể thấy dầu tồn tại ở điều kiện 200 o C, còn khí đạt tới 300 o C. Từ đó, cho thấy ở độ sâu 7 ÷ 8km có thể tồn tại các tích lũy dầu, condensat, khí nếu gradient đòa nhiệt thuộc loại trung bình và thấp (xem H.3.7). 9.2. Các yếu tố khống chế phân đới pha các tích tụ dầu khí Cho tới nay, có rất nhiều yếu tố khống chế phân đới pha các tích tụ dầu khí. Trong đó phải kể đến: cấu trúc đòa chất, chế độ nhiệt áp, mức độ nhiệt xúc tác, đặc điểm đòa hóa, thạch học trầm tích, chế độ thủy động lực… Dưới đây chỉ xem xét vài yếu tố như: loại VLHC, mức độ chuyển hóa (sinh dầu hay khí), điều kiện nhiệt áp, yếu tố thời gian đòa chất, khoảng thời gian tác động của nhiệt độ cao tới VLHC và hydrocacbon, điều kiện di cư HC và bảo tồn vỉa dầu khí. Ở chương 3 đã nêu vật liệu hữu cơ loại humic (kerogen loại III) có ưu thế sinh khí ở mọi giai đoạn biến chất, đặc biệt giai đoạn biến chất cao (MK 3 –AK), còn vật liệu hữu cơ sapropel (kerogen loại I & II) có ưu thế sinh dầu ở giai đoạn thấp (MK 1-2 ), sinh khí ẩm và condensat ở giai đoạn (MK 3-4 ) và khí khô ở giai đoạn biến chất cao (MK 5 – AK). QUY LUẬT PHÂN BỐ CÁC TÍCH TỤ DẦU KHÍ 328 Theo quy luật chung, các hydrocacbon lỏng, condensat và khí sinh ra ở vùng nào thì được đưa đến các tích lũy ở gần đó, sau khi lấp đầy các tích lũy ở gần đó mới chảy tràn ra ngoài và tiến tới các tích luỹ ở xa. Tuy nhiên không phải bao giờ cũng tuân thủ theo qui luật phân bố các tích lũy như vậy mà có sự phân dò trọng lực trong quá trình di cư. Các thành phần nhẹ sẽ được di cư xa hơn và tích lũy thành các vỉa khí ở trên, sau đó là các vỉa condensat và dưới cùng là các vỉa dầu….Đó là do đặc điểm của các lớp chắn và thể tích của bẫy chứa nhỏ hơn khả năng cung cấp của hydrocacbon, hoặc do chế độ cân bằng pha bò phá vỡ, hoặc do thay đổi chế độ nhiệt áp. Ví du,ï trên hình 9.3 cho thấy ở đới trên (A), nhiệt độ tăng nhanh nhưng áp suất vỉa luôn nhỏ hơn áp suất thủy tónh (<1.0); còn chuyển sang đới dưới (B) nhiệt độ tăng chậm, khi đó áp suất lại tăng nhanh và áp suất vỉa luôn lớn hơn áp suất thủy tónh (từ 1.1 đến 1.9 lần và có thể hơn). – V.I Ermolkin 1986 đã đưa ra khái niệm hai đới nhiệt áp: đới nhiệt áp trên và đới nhiệt áp dưới. 1. Ở đới nhiệt áp trên (đới A trên hình 9.3) áp suất vỉa nhỏ hơn áp suất thủy tónh, nơi đây thường được tích lũy các vỉa dầu, condensat, khí tự do nguyên nhân là do áp lực vỉa và áp lực bão hòa thấp. Ở đới này thường xảy ra phân dò trọng lực hydrocacbon. P V , MPa 20 40 60 0 2 4 60 100 140 T, 0 C P V T V A B Hình 9.2. Mối quan hệ giữa T, P với chiều sâu CHƯƠNG 9 329 Một số bẫy chứa ở đới dưới có năng lượng vỉa cao nhưng sau khi bò nâng lên và bò bào mòn, bóc trụi trở nên hở, không còn duy trì được trạng thái vỉa như cũ, nhất là vỉa ở trạng thái này trong thời gian lâu dài. Do đó, cổ đòa nhiệt, thời gian đòa chất, tốc độ nâng do hoạt động kiến tạo là các yếu tố quan trọng chi phối khống chế quy luật phân bố các tích lũy dầu khí, hoặc là phụ thuộc vào tốc độ lún chìm, hoặc là do quá trình nâng lên của vỏ Trái Đất ở khu vực này. 2. Ở đới nhiệt áp dưới, đới có áp lực vỉa luôn lớn hơn áp suất thủy tónh, do dòng nhiệt luôn được cung cấp kích thích sự đứt vỡ VLHC và các phân tử lớn hydrocacbon. Trong đới này thường tồn tại các vỉa có áp suất bão hòa và áp suất vỉa cao. Vì vậy, có thể tồn tại các tích lũy dầu khí ở trạng thái một pha (khí hòa tan trong dầu hoặc dầu hòa tan trong khí). Tồn tại các vỉa khí hay condensat độc lập chỉ xảy ra ở đới chủ yếu sinh khí và đới chủ yếu sinh condensat. Không loại trừ khả năng ngay ở đới dưới cũng tồn tại các vỉa dầu, condensat và khí độc lập với áp suất bão hòa và áp suất vỉa thấp hơn so với áp suất thủy tónh. Điều này xảy ra chỉ khi có các đới phá hủy, các đứt gãy sâu tái hoạt động xuyên qua làm thay đổi thế cân bằng pha của các tích lũy và lúc đó sẽ diễn ra tái phân bố lại các hydrocacbon (phân dò trọng lực). – Cần lưu ý rằng ở điều kiện nhiệt độ cao (>180 ÷ 300 o C) có thể xảy ra sự bay hơi hay đứt vỡ các hydrocacbon lỏng sang các hydrocacbon khí hoặc là chỉ đơn thuần các hydrocacbon chuyển sang trạng thái hơi do áp suất lớn (không thay đổi cấu trúc phân tử, hay còn gọi là sự hóa hơi, khi đạt tới điểm sương). Các điều kiện nêu trên sẽ chuyển vỉa dầu thành vỉa condensat khi nhiệt độ và áp suất tăng mạnh. – Trong trường hợp mất áp suất, mặc dù ở điều kiện nhiệt độ cao nhưng hỗn hợp khí lỏng (dạng sương) lại tách pha khí ra khỏi pha lỏng và tạo thành các tích tụ dầu, khí và vỉa condensat vừa và nhỏ. Thông thường, ở các lớp chắn tốt sẽ tạo thành đới giữ nhiệt độ cao và hình thành đới áp suất cao do khí và chất lỏng được tăng cường và được sinh mạnh từ VLHC và sự đứt vỡ mạch phức tạp cho sinh ra các mạch đơn giản,…Vì vậy, nhiệt độ cao của vỉa thường dẫn tới áp suất cao, khi đó chất lỏng bò nén ép mạnh và hóa hơi nhanh, còn khí đạt tới điểm sương cũng trở thành condensat,…. QUY LUẬT PHÂN BỐ CÁC TÍCH TỤ DẦU KHÍ 330 Qua đó, cho thấy yếu tố nhiệt áp rất quan trọng, nó khống chế chiều hướng tiến hóa của VLHC, thúc đẩy các phản ứng hóa học và quá trình cracking. Khi nhiệt độ tăng sẽ làm chuyển hóa VLHC càng nhanh và làm đứt vỡ các mạch hydrocacbon phức tạp (cao phân tử),… Nhưng khi áp suất tăng nhanh tới mức vượt quá tốc độ tăng nhiệt độ thì làm chậm lại quá trình chuyển hóa của VLHC và quá trình cracking các cao phân tử hydrocacon. Chất lỏng lúc này rất dễ chuyển sang dạng khí nén. Từ các kết quả nghiên cứu ảnh hưởng nhiệt độ và áp suất vỉa của hàng trăm mỏ dầu ở Nga và trên thế giới, V.I Ermolkin đưa ra phân loại như sau: – Nếu dò thường áp suất (Pa) thấp ở điều kiện nhiệt độ thấp (khoảng 120 ÷ 125 o C) thì tồn tại các vỉa dầu, khí bình thường (năng lượng thấp). Còn trong trường hợp nhiệt độ cao đạt khoảng 140 ÷ 150 o C thì sự tồn tại các vỉa dầu chỉ xảy ra khi chỉ số K a =1.20 ÷ 1.75 và cũng trong điều kiện này có thể tồn tại các vỉa condensat nguyên sinh. Nhưng khi áp suất cao và hệ số K a =1.75 ÷ 2.2 thì dầu chuyển sang pha khí nén và tồn tại các vỉa condesat thứ sinh. Ví dụ các vỉa dầu tồn tại ở T o = 70 o C thì K a =1.2 ÷ 1.25, còn khi T o = 200 o C thì K a =1.65 ÷ 1.95. Cần lưu ý là trong điều kiện nhiệt độ thấp sự chuyển hóa VLHC sang dầu đòi hỏi lâu hơn, còn trong điều kiện nhiệt độ cao thì thời gian chuyển hóa ngắn hơn rất nhiều. Tóm lại, các yếu tố như loại VLHC, cường độ sinh dầu, chế độ nhiệt áp và các hoạt động kiến tạo khống chế mạnh mẽ tới sự phân bố các tích tụ dầu khí. * Nhận dạng các đới chứa dầu, bằng các chỉ tiêu nhiệt áp Để nhận dạng các đới chứa dầu, đới chứa khí trước hết phải dựa vào phân đới pha các tích tụ dầu khí và các yếu tố khống chế phân đới này. Đối với đới nhiệt áp ở điều kiện áp lực thủy tónh bình thường cần xem xét nhiệt độ cổ, thời gian đòa chất và thời gian tác động để tăng nhiệt độ, và tốc độ tăng nhiệt độ. CHƯƠNG 9 331 Đối với đới nhiệt áp dưới ở điều kiện có áp lực vỉa dò thường cần nghiên cứu mối quan hệ tăng, nhòp độ tăng, nhiệt độ và áp suất được xác đònh bằng hệ số K a dò thường áp suất (K a ). Như vậy, để hình thành đới nhiệt áp trên và đới nhiệt áp dưới cần phải có các yếu tố nhiệt độ, thời gian và thời gian đòa chất. Đối với nhiệt độ cần chú ý đến các chỉ tiêu: nhiệt độ, dòng nhiệt và mật độ nhiệt, gradient đòa nhiệt theo chiều sâu, tốc độ tăng nhiệt độ theo thời gian, gradient gia tăng áp lực theo chiều sâu, hệ số dò thường áp suất (K a )… Nhòp độ thay đổi nhiệt độ cổ cũng như nhiệt độ hiện đại phụ thuộc vào chế độ kiến tạo ổn đònh hay tái hoạt động. Áp suất hai đới cũng được xác đònh với mức độ nén ép vỉa theo độ sâu. Cần xác đònh các thông số nêu trên cho mỗi phức hệ, xác đònh ranh giới nhiệt áp, Để đới nhiệt áp có dò thường áp suất trùng hợp với tốc độ tích lũy trầm tích rất cao. Các yếu tố này có mối quan hệ chặt chẽ với các tích tụ dầu khí như đã phân tích ở trên. 9.3. Phân đới các tích tụ dầu, khí mang tính khu vực Cho tới nay việc phát hiện nhiều mỏ dầu khí trên thế giới cũng như ở Việt Nam, song không phải chỗ nào trong bể trầm tích cũng có dầu khí mà nó phụ thuộc vào: • Các đơn vò cấu trúc đòa chất nhất đònh (chẳng hạn như ở đới nâng trung tâm bể Cửu Long), • Các phức hệ trầm tích– đòa tầng nhất đònh (ví dụ như móng, các tập cát ở đáy Oligoxen dưới, đáy Oligoxen trên, ở đáy Mioxen dưới, và đáy tập sét Rotalia thuộc gần mái của điệp Mioxen dưới ở bể Cửu Long). Tuy nhiên, các trầm tích Mioxen trung, thượng, Pliocen – Đệ Tứ không chứa dầu khí. Các đơn vò cấu trúc đòa chất lớn này thuận lợi cho sinh thành, di cư và tích lũy hydrocacbon. Như vậy, các đới tích lũy dầu khí khu vực được xác đònh cả về diện cũng như lát cắt trầm tích của mỗi bể. (H.9.4 và 9.5 ở bể Cửu Long). Trong các phần 9.1 và 9.2, cho thấy dầu khí phân bố ở các độ QUY LUẬT PHÂN BỐ CÁC TÍCH TỤ DẦU KHÍ 332 sâu, lát cắt đòa tầng cũng như theo diện rất khác nhau đối với mỗi loại bể trầm tích mà còn tùy thuộc vào chế độ kiến tạo khu vực, vùng sinh, quá trình di cư và điều kiện tích lũy. Do đó, đới tích lũy dầu khí khu vực là các lát cắt hay đới cấu trúc thuận lợi cho các tích tụ dầu khí, chứa và bảo tồn chúng trong thời kỳ đòa chất nhất đònh. Trên thế giới, việc phát hiện các đới tích lũy dầu khí phần lớn trong các đại Paleozoi, đặc biệt phổ biến trong Mesozoi, còn ở Việt Nam mới chỉ phát hiện trong Kainozoi. Hình 9.4. Lát cắt chứa dầu ở bể Cửu Long và Mã Lai – Thổ Chu CHƯƠNG 9 333 Hình 9.5. Sơ đồ cấu trúc móng và đới chứa dầu ở bể Cửu Long QUY LUẬT PHÂN BỐ CÁC TÍCH TỤ DẦU KHÍ 334 Bảng 9.1 Phân bố dầu khí trong các phân vò đòa tầng trên thế giới (theo A.A. Bokiroo) Trữ lượng % Phân vò đòa tầng Dầu Khí Kainozoi 25.5 11.3 Mesozoi Creta (K) Jura (J) Trias (T) 67.67 39.2 28.37 0.1 62.4 45.5 4.0 12.9 Paleozoi Permi + Carbon + Devon Silur + Ordovic + Cambri 6.8 3.7 3.1 26.3 25.8 0.5 Móng kết tinh, biến chất 0.1 Ở bể Cửu Long, dầu khí chứa trong móng trước Kainozoi lại chiếm phần lớn cho đến thời điểm hiện nay (2005). Theo một số chuyên gia trên thế giới cho rằng trong Mesozoi chứa nhiều dầu khí là vì thời gian sinh dầu, di cư và tích lũy xảy ra gần đây. Còn trong các phức hệ Paleozoi có thể sinh ra và có các tích lũy lớn, nhưng vì trải qua nhiều pha hoạt động kiến tạo nên phần lớn các mỏ đã bò phá hủy và phân bố lại lên các trầm tích trẻ hơn như Mesozoi và Kainozoi. Có 3 yếu tố chính để khống chế các phân đới là điều kiện tướng trầm tích, đặc điểm phân bố bề dày các phức hệ trầm tích vào chế độ này cũng như chiều hướng các hoạt động kiến tạo khu vực. Ví dụ: ở vùng vònh Persic các đới tích lũy dầu như Ảrập Saudi, Quata, Abudahi. Các đới chứa dầu lớn thứ hai trong các trầm tích lục nguyên có tuổi Kreta phân bố ở Kuwait, Iraq, Ảrập Saudi và chuyển dòch sang phía đông thì có đới chứa dầu khí trong trầm tích Oligoxen, Mioxen. Ở Việt Nam, dầu khí chứa trong móng trước Kainozoi, trầm tích Oligoxen và Mioxen ở bể Cửu Long. Ở bồn đòa Siberia các tích lũy dầu khí chứa nhiều trong trầm tích Mesozoi (J, K), ở vùng ven rìa còn có cả trong trầm tích Paleogen, Neogen do di cư ngang. Cho tới nay phần lớn các tích lũy dầu khí lớn thường không có di cư thẳng đứng, mà liên quan đến một tập trầm tích nhất đònh nằm trên tập sét giàu VLHC. Nếu tốc độ tích lũy trầm tích càng nhanh thì càng liên quan đến các tích lũy dầu khí lớn. [...]... 14 ,7 2 ,74 5 48,9 2 ,74 5 85,2 5,035 14,6 2,925 1 477 ,7 148,425 1,9 0,315 40.9 3.4 70 5,9 136 ,77 2536,2 3 17 Đông Âu và các nước SNG 161,4 12 ,75 27, 1 1,8 2,1 0,05 12,6 1,235 15,0 1,21 74 2,0 26,4 1,6 0,15 15 ,7 0,22 195,4 6,245 6653,8 295,15 74 ,8 6,35 54.1 2.45 81.4 8.4 79 55.6 354.01 Trung Đông 12630.1 84.45 20.3 5.09 5 47. 9 15.025 122 87. 7 173 .085 15411 132.665 13219.2 39.5 684.9 25 71 7.5 44 .75 506.8 31.625 3 575 3.4... Châu Phi 1260.3 74 1.4 206.3 25.6 206.3 25.6 206.3 342.3 4041.1 35.9 42.1 73 06 .7 Bắc Mỹ 675 .5 3890.3 2881.4 74 47. 1 Nam Mỹ 377 .2 18.1 10 07. 9 289 .7 353.0 38.8 289 .7 72.1 48.6 10.1 82.9 9945.2 12264.6 1391 87. 7 338 38.29 38.09 6.25 1.225 12.0 42.54 4.25 16.96 66.585 0.6 4.16 4524.1 45.9 110.5 1.0 90 .7 996.6 36.8 34 1314.4 85.0 77 .9 230.95 73 16.9 93.13 146. 57 298 .78 5 1809.5 851 .7 46 47. 1 538.485 73 08.3 40.335... 684.9 25 71 7.5 44 .75 506.8 31.625 3 575 3.4 372 .48 205.5 3.5 342.5 26.835 5 47. 9 20.29 92 874 .7 551.19 96,0 14,4 339,6 228 ,7 177 1 ,7 1 173 ,5 1 ,7 8.9 75 5,3 4389,8 124,6 2,8 5,9 35,0 81,3 1841,4 0,0 145,0 373 ,9 48158,6 2861,2 1121.8 1 875 .4 5 475 1.5 5555.2 109.8 116.1 23011.3 3110.5 1 478 .8 28.3 805.0 8498.6 577 9.0 303.1 240.8 478 .8 4 271 3.6 QUY LUẬT PHÂN BỐ CÁC TÍCH TỤ DẦU KHÍ Algeria Angola Camơrun Congo (Zair)... đứng của các HC lỏng và khí, tức là phải có lớp chắn đủ tin cậy bảo tồn dầu khí (h>= 5m) Như vậy, tùy vào các điều kiện về đòa chất, đòa hóa, thủy đòa chất, nhiệt áp mà hiện diện các tích tụ dầu khí Để dự đoán có các vỉa dầu khí, đới chứa dầu khí, mỏ dầu khí không thể thiếu các điều kiện nêu trên như: cấu trúc đòa chất, cổ kiến tạo, cổ đòa lý, thạch học tướng đá, cổ thủy đòa chất và đòa hóa Các điều... (cổ thủy đòa chất) Do đó, để phân loại các vùng chứa dầu khí cần lưu ý đến yếu tố kiến tạo, cổ kiến tạo, thạch– tướng, thủy đòa chất và cổ thủy đòa chất, trong đó yếu tố kiến tạo và cổ kiến tạo là quyết đònh sự thay đổi các đới tích lũy dầu khí theo không gian và thời gian và điều kiện tối ưu để có các đới sinh và tích lũy dầu khí + Vùng có triển vọng dầu khí là vùng lún chìm ổn đònh và lâu dài, hình... vùng đòa chất dầu khí được thực hiện dựa vào các nguyên tắc nêu trên, nhưng trước hết về các nguyên tắc về kiến tạo về cấu trúc và các thành phần cấu trúc, lòch sử phát triển đòa chất để phân vùng khu vực và các đới chứa dầu khí trong bể trầm tích 3 47 CHƯƠNG 10 10.2.1 Phân vùng khu vực Theo I.M Gubkin và Bakirov các khu vực được phân chia trước hết là các đai chứa dầu khí, các tỉnh chứa dầu khí, vùng,... trữ lượng và khai thác dầu khí trên thế giới (theo tạp chí dầu khí 20.12.1999) Nước Úc Banglagesh Brunei Trung Quốc Ấn Độ Indonesia Malaysia Pakistan Phiplipin Thái Lan Việt Nam Tổng số Trữ lượng Khai thác (Tr.T) (Tr.T) Châu Á - Thái Bình Dương 396,6 23,685 7, 8 0,145 184,9 7, 56 32 87, 7 160,095 662 ,7 33,03 682,1 64,415 543,2 36,335 28,5 2,615 39,6 0,04 40.6 3 .75 82,1 9,5 5955,8 341, 17 Trữ lượng khí (Tỷ... đòa chất 10 Trong bể trầm tích có các đới phân bố các tích tụ dầu hoặc khí hay dầu khí hỗn hợp theo lát cắt đòa tầng Thạch học và cấu trúc đòa chất được thể hiện các mặt sau: a Xác đònh các thành phần VLHC là loại sapropel, humic hay hỗn hợp (kerogen loại I, II và III) b Môi trường cổ đòa lý, cổ khí hậu, cổ đòa hóa thuận lợi để tích lũy và chôn vùi VLHC trong trầm tích c Các đặc điểm và mức độ biến chất. .. trong môi trường nước yếm khí cũng tạo điều kiện thuận lợi cho quá trình sinh khí và condensat 341 CHƯƠNG 9 3 Số lượng chu kỳ sinh thành, tích lũy dầu khí khu vực phụ thuộc vào chế độ và xu hướng chuyển động kiến tạo trong khoảng thời gian nhất đònh Tính chu kỳ và đặc điểm khu vực của quá trình sinh và tích lũy dầu khí được xác đònh bằng sự có mặt các tầng chắn, các vỉa dầu khí xen giữa các đới không... kiện này cho phép dự đoán quy luật phân bố các tích tụ dầu khí khu vực, đòa phương trong lát cắt trầm tích cũng như trên bình diện bể hay khu vực nghiên cứu 10 Chương PHÂN VÙNG TRIỂN VỌNG DẦU KHÍ 10.1 Nguyên tắc phân vùng đòa chất chứa dầu, khí Phân vùng triển vọng là phân chia các vùng, lãnh thổ có khả năng chứa dầu khí tùy thuộc vào cấu trúc đòa chất, hoạt động kiến tạo, thành phần thạch học – tướng . 5,035 228 ,7 Niderland 14,6 2,925 177 1 ,7 Na – Uy 1 477 ,7 148,425 1 173 ,5 Tây Ban Nha 1,9 0,315 1 ,7 Thổ Nhó Kỳ 40.9 3.4 8.9 Anh 70 5,9 136 ,77 75 5,3 Tổng số 2536,2 3 17 4389,8 Đông Âu và các nước. 42.1 4.16 77 .9 Tổng số 73 06 .7 230.95 73 16.9 Bắc Mỹ Canada 675 .5 93.13 1809.5 Mexico 3890.3 146. 57 851 .7 Mỹ 2881.4 298 .78 5 46 47. 1 Tổng số 74 47. 1 538.485 73 08.3 Nam Mỹ Argentina 377 .2 40.335. 8498.6 Ảrập saudi 3 575 3.4 372 .48 577 9.0 Sarta 205.5 3.5 303.1 Siria 342.5 26.835 240.8 Yemen 5 47. 9 20.29 478 .8 Tổng số 92 874 .7 551.19 4 271 3.6 QUY LUẬT PHÂN BỐ CÁC TÍCH TỤ DẦU KHÍ 338 Châu