Chương 5: Sự thành tạo và Di cư của Hydrocarbon
1. Sự thành tạo Hydrocarbon
1.1- Vật liệu sinh dầu
• Vào thế kỷ 19, nguồn gốc của dầu khí từ lò magma, dầu được di chuyển từ những đứt gãy sâu trong vỏ trái đất được tin tưởng rộng rãi.
• Tuy nhiên, rất nhiều chứng cứ hiện tại cho
1.1.1- Formation và sự bảo tồn vật liệu hữu cơ
rằng vật liệu gốc của đá chứa dầu từ những vật liệu hữu cơ được tạo ở bề mặt
trái đất
• Sự hình thành bắt đầu từ quá trình quang hợp, trong thực vật sự hiện diện của ánh sáng mặt trời đả chuyển nước và CO2 thành Glucozơ, nước và oxy:
• Quang hợp là một phần trong chu trình của Cacbon (Hình 01). Theo lẻ thường, đa phần VLHC được sản sinh bởi quá trình quang hợp sẻ trở lại bầu khí quyển thành CO2 . Quá trình này xảy ra từ thực vật, từ hô hấp của động vật hay từ quá trình oxi hóa và từ sự thối rửa vi khuẩn khi cơ thể đã chết
6CO2 + 12H2O C6H12O6 + 6H2O + 6O2
• Tất cả VLHC ở đại dương được thành tạo thông qua quang hợp. Vật liệu chính là từ phytoplankton – là những vi sinh vật sống trôi nỗi như các loại tảo, “dinoflagellates” và “blue-green algae”. Tảo nằm ở đáy là thành phần đóng góp chính tạo VLHC ở biển nông, môi trường thềm lục địa.
1.1.2- Sự bảo tồn và sản sinh chất hữu cơ
1.1.3- Sự bảo tồn và phả hủy chất hữu cơ • Những khu vực sản sinh chất hữu cơ cao thì không nhất thiết phải là nơi bảo tồn tốt. Nơi phá hủy VLHC cần được ngăn chặn. Quá trình tái chế cacbon bị chậm lại bởi bất kì tác động nào mà làm giảm sự cung cấp oxi.
• Sự bảo tồn được thực hiện thuận lợi ở
hai điều kiện:
- Tỉ lệ lặng đọng nhanh và stratified
- hiếm khí oxi
• Đầu tiên, sự lắng đọng nhanh chóng rất cần thiết trong việc giữ VLHC không bị phá hủy.
• Sự bảo tồn được giúp đở bởi mật độ của các lớp đá – nơi đáy biển rất hiếm khí oxi
• Sự phân tầng nước và hiếm oxi được biết
• The Eocene-age lakes of Utah, Colorado
nhiều tại Biển Đen
and Wyoming, in which the Green River oil shale formation was deposited, have been interpreted as seasonally stratified water bodies which at a later stage become permanently stratified (Fig 02)
• Đại dương ngày này, tồn tại một khu vực có sự khan hiếm oxy tại độ sâu khoảng 200m nhưng lại dư thừa tại bề mặt biển nông và ở những độ sâu sâu hơn.
1.1.4- Giai đoạn tạo đá của VLHC • Có 3 giai đoạn quan trong trong việc chôn
vùi và trưởng thành của VLHC thành Hyrocarbon:
- Giai đoạn tạo đá (diagenesis)
- Giai đoạn nhiệt xúc tác (catagenesis)
- Gian đoạn biến chất (metagenesis)
• Giai đoạn tao đá của VLHC bắt đầu ngay khi VLTT được chôn vùi. However, the point at which diagenesis ends is subject to how the term is used. Some geologists use the term in a restricted sense to include only processes that occur as sediment consolidates into sedimentary rock.
• Nhiều nhà khoa học mở rộng chu trình tạo đá bao gồm tất cả quá trình mà nó có thể xảy ra và trộn những chất không thể cảm nhận vào, regional metamorphism
• Giai đoạn tạo đá được xem là giai đoạn
cơ bản của VLHC, nó bao gồm tất cả các
thay đổi xảy ra trong giai đoạn hình thành
dầu khí
• Những bùn mới được lắng đọng vẩn chưa thành đá được, chúng có thể chứa đến 80% nước trong khe rỗng. Những chất bùn này sẽ gắn kết lại rất nhanh chóng. Đa phần lỗ rỗng bị mất đi ở 500m chôn vui đầu tiên. Sau đó, qua trình gắn kết để thành đá bùn hay đá phiến sét vẫn tiếp tục nhưng chậm hơn.
1.1.5- Những hợp phần Kerogen
• Dưới KHV, kerogen xuất hiện thành
những mãnh hữu cơ nằm phân tán. Một vài thì được sắp xếp. Chúng có thể được thấy là “plant tissue fragments”, những bào tử, tảo và những loài sinh vật khác với những cấu trúc sinh học rõ ràng. Những mãnh dẫn xuất thực vật này có thể nhóm lại thành những bộ phận sinh học riêng biệt gọi là “macerals”. “Macerals” trong kerogen được xem như tương đương với những khoáng vật trong đá
Những hợp phần Kerogen • Vitrinite là loại “maceral” chiếm ưu thế
• Exinite macerals được dẫn xuất chính từ tảo, phấn hoa, bào tử và từ lớp sáp biểu
trong nhiều loại kerogen và là thành phần chính của than. Nó được dẫn xuất hoàn toàn từ những mãnh gỗ của vùng thực vật ở độ cao cao. Bởi vì chúng chúng được tạo thành từ chất lignin – rất khó bị phá hủy nên Vitrinite có thể xuất hiện hầu hết ở các môi trường lặng đọng như ở môi trường biển, lục địa. Vitrinite là loại rất phổ biến.
bì của lá. Tỉ lệ chứa nhiều Exinte không
phổ biến nhưng nếu có thì có thể biết đó
là ở môi trường ao hồ hay môi trường
•
biển nông
Inertinite macerals có từ rất nhiều nguồn
mà đã bị oxi hóa trước khi lặng đọng.
Than củi là một loại ví dụ. Inertinite là một
hợp phần rất nhỏ trong kerogen và khi
chúng dư thừa thì chỉ ở những nơi mà
VLHC đã được tái chế
Những hợp phần Kerogen
Một loại maceral trong kerogen là những hạt vô định hình. Những hạt này bị phá hủy cơ học hay bị thay thế hóa học bởi những vi khuẩn và nấm. Loại maceral này thực chất là những loại maceral cũ nhưng đã bị phá hủy để trở thành những sản phẩm thay thế.
although the maceral term "amorphinite" has sometimes been applied to these materials (amorphous)
1.2- Những loại Hydrocarbon và Kerogen • Những maceral và hạt vô định hình trong kerogen ảnh hưởng tới khả năng sinh ra hydrocarbon. Những kerogen “oil prone” có khả năng sinh dầu bao gồm 65% exinite và những hạt vô định hình (hình 5).
• Hợp phần“oil prone” chứa kerogen
khoảng 35-65% có khả năng cho ra những khí ẩm và ngưng tụ. Với ít hơn 35% thì cho ra khí khô nếu đa phần là vitrinite và sẽ cho ra những khí không phản ứng. Cho ra “barren” nếu inertinite
chiếm ưu thế
Hình 5 – loại dầu được hình thành từ kerogen dựa trên phân tích quang học với ánh sáng
phản chiếu của KHV
• Loại I hay là kerogen tảo (bảng 1), giàu
Kerogen “oil-prone” có thể chia thành 2 loại.
hợp phần tảo của exinite, và được thành tạo trong môi trường đầm hồ và biển. Kerogen loại I được dẫn xuất cchính từ lipid và có xu hướng sản sinh ra giàu thô – rất giàu trong môi trường bão hòa hydrocarbon.
Loại Kerogen
Nguồn gốc
Thành phần hữu cơ
I Tảo
Tảo biển, đầm hồ, “boghead”
Đa phần là tảo từ exinite (alginite); vài vật liệu vô định hình từ tảo
II “Mixed Marine”
Môi trường thối rữa, đa phần là biển
Những hạt vô định hình được sinh ra từ sinh vật và động vật trôi nổ; vài maceral cũng từ những loại này
III Coaly
Đa phần là vitrinite, một vài exnite ( không phải là tảo) và những sản phẩm phá hủy vô định hình
Từ những rừng trên lục địa bị chôn vùi (gổ, bào tử, lớp sáp biểu bì của lá, nhựa thông, mảnh thực vật)
IV Inert
Hóa thạch than củi, và những vật chất bị oxi hóa của rừng trên lục địa
Đa phần là inertinite; một vài sản phẩm vô định hình
Bảng 1: Những loại kerogen, nguồn gốc và thành phần hữu cơ của chúng
• Loại II là loại kerogen dẫn xuất từ nhiều
• Loại III hay là kerogen than rất giàu
nguồn biển. Những hạt của nó đa phần là vô định hình là kết quả của quá trình phá hủy thực vật, động vật trôi nổi và nhiều loại động vật cấp cao. Thành phần hoa là trung gian giữa loại I và loại III. Kerogen loại II có xu hướng sinh ra dầu naften (cycloparafin) và dầu aromatic ( hydrocarbon thơm), sinh ra nhiều khí hơn loại I
vitrinite macerals vì thế khó sinh dầu. Nó sinh ra khí khô. Những loại dầu sinh ra từ
Kerogen loại III thì đa phần là từ những
dạng sáp thô parafin dẫn xuất từ exnite và
thành phần vô định hình
• Kerogen loại IV rất hiếm gặp. Nó giàu inertinite macerals và sinh ra rất ít hydrocarbon. Cụm từ “inert” trong inertinite nghĩa là “trơ” nó thực tế không có khả năng sinh ra cả dầu và khí (hình 5)
• Đá trầm tích chứa hỗn hợp nhiều loại
kerogen. Dầu đá phiến sét thì loại I chiếm ưu thế - loại kerogen tảo. Than và những đá sinh mãnh vụn gần bờ biển ví dụ như ở tam giác châu thì giiaù loại III – kerogen than. Trong vài trường hợp, việc lắng đọng than là nguồn cung cấp chính cho các tích tụ khí thiên nhiên ví dụ như than ở kỷ Carbon ở biển Bắc. Nhiều loại đá
sinh ở đại dương có cả loại I và loại II với
loại II có phần phổ biến hơn. Ví dụ, những
loại đá sinh rất tốt ổ Iran chưa đa phần là
loại I, trong khi đó đá sinh Paleozoi ở
Sahara phía bắc Nam phi là loại II.
Những thay đổi hóa học với sự trưởng thành của Kerogen • Trong giai đoạn tạo đá, trước khi sinh ra
• Đây là bởi vì những thành phần của
dầu và khí, mỗi loại kerogen có một thành phần hóa đơn nhất (hình 6)
kerogen được điều chỉnh bởi những loại maceral và nguồn gốc của các sản phẩm sinh học trùng hợp Sự đa dạng và những thay đổi của thành phần hóa của những loại kerogen chưa trưởng thành xảy khi dầu được sinh ra. Những quá trình này được thể hiện qua tỉ lệ của nguyên tử
hydro và carbon (H/C) dựa vào tỉ lệ
nguyên tử oxi và carbon (O/C). Đồ thị này
thường được gọi là biểu đồ Van Krevelen
(hình 7 và hình 8)
Hình 6: những loại kerogen
• Tỉ lệ H/C giảm nhanh chóng khi những
• Nhớ rằng tỉ lệ H/C cao nhất là 4 – điểm
phân tử giàu hydro bị bẻ gãy thành dầu và khí
• Kerogen tảo loại I có tỉ lệ H/C cao nhất trong suốt quá trình tạo đá, ban đầu khoảng 1.65. Loại II, III và IV bắt đầu tăng lên khi tỉ lệ H/C thấp đi
mà nó tạo ra khí metan. Tỉ lệ O/C giúp xác định nguồn gốc kerogen nhưng đa phần oxi đã mất trong quá trình tạo đá. CO2 và H2O còn lại rất ít nên sẽ ít ảnh hưởng đến quá trình tạo dầu
Figure 08
• Khi bất kì loại kerogen nào tăng nhiệt độ, chúng có thể đi tới giai đoạn 2 nhiệt xúc tác(hình 8). Giai đoạn nhiệt xúc tác được xác định khi dầu và khí thiên nhiên được sinh ra từ kerogen
• Bởi bì những phân tử dầu và khí có tỉ lệ H/C rất cao, do đó sự hình thành dầu sẽ làm tỉ lệ H/C của kerogen còn lại giảm đi. Cuối cùng, tất cả các loại kerogen sẽ hội tự tại 1 con đường trong suốt giai đoạn cuối của sự tiến hóa VLHC là giai đoạn biến chất (metagenesis)
• Trong suốt giai đoạn biến chất, sự tạo dầu và khí trực tiếp từ kerogen ngưng dần, nhưng khí metan vẫn có thể được tạo ra từ những thay thế nhiệt của quá trình tạo dầu thô trước đó. Những kerogen dư thừa còn lại sẽ chuyển thành trạng thái carbon nguyên chất đó là graphit
• Bởi vì loại II bắt đầu hình tăng dần khi tỉ lệ H/C thấp đi (hình 7 và hình 8), kerogen loại II có thể sinh ra hydrocarbon ít hơn loại I, kể cả khi cả 2 loại đều là “oil-prone”. Tương tự, loại III không có nhiều ý nghĩa trong việc tao ra tổng sản lượng
hydrocarbon và loại IV thì gần như không
thể.
1.3- Độ sâu, nhiệt độ và thời gian trong các thành tạo dầu • Việc tạo dầu của hydrocarbon dựa trên việc chôn vùi của đá sinh, bởi vì nết độ tăng dần theo độ sâu. Những độ sâu tạo dầu trên thực tế cho từng loại đá sinh cụ thể sẽ phụ thuộc vào gradient địa nhiệt khu vực, cũng như là loại kerogen và lịch sử chôn vùi. Độ sâu được đưa ra (hình 9) là độ sâu trung bình, tối đa và tối thiểu của những độ sâu sinh dầu.
• Trong suốt quá trình tạo đá và ở những vùng biển rất nông thì chỉ có metan gốc
sinh học hay khí đầm lầy là được tạo
thông qua hoạt động của các vi khuẩn kị
khí
1.3- Độ sâu, nhiệt độ và thời gian trong các thành tạo dầu (tt) • Khoảng độ sâu 1 tới 2 km thì giai đoạn
• Cuối giai đoạn nhiệt xúc tác bắt đầu
nhiệt xúc tác bắt đầu. Đầu giai đoạn này tương ứng với khu vực chủ yếu tạo dầu. Đá sinh chôn vùi trong khoảng cách độ này được gọi là “của sổ dầu”
khoảng độ sâu từ 3-3.5 km. Đây là khu vực chủ yếu tạo khí, và cả hai khí ẩm, metan được tạo ra. Nhưng ở dưới độ sâu 4 km thì đá sinh đã quá trưởng thành. Tại đây, quá trình biến chất bắt đầu và khí
metan được tạo ra.
Hình 9: mối liên quan giữa độ sâu trung bình, tối đá và tối
thiểu của độ sâu chôn vui
• Mối liên quan của sự tạo dầu đến độ sâu
• Phần lớn quá trình tạo dầu không xảy ra cho đến khi đá sinh được nung nóng đến trên 60oC. Với nhiệt độ thấp như thế này thì dầu được hình thành ở những vị trí nông và có xu hướng tao ra dầu nặng và giàu hợp phần NSO. Với sự gia tăng về độ sâu và nhiệt độ thì dầu trở nên nhẹ hơn. Nhiệt độ tối đá để đá sinh dầu khoảng 100oC. Trên nhiệt độ này thì quá trình sinh dầu giảm dần và chấm dứt
thì hầu hết dựa trên hàm số tăng nhiệt độ. Đồ thị trong hình 9 cũng có thể vẽ lại với trục tung là trục nhiệt độ
• Cửa sổ dầu đóng lại, và khu vực tạo dầu bắt đầu ở nhiệt độ khoảng 175oC. Quá trình sinh dầu trực tiếp từ kerogen ngưng ở khoảng 225oC, nhưng khí metan vẫn sinh ra từ việc bẽ gãy những dầu trước đó ở khoảng nhiệt độ trên 315oC, tại đây đá sinh bắt đầu giai đoạn biến chất địa phương. Ở những nhiệt độ cao đó, độ lỗ rổng giảm hẳn. Và khí trong giai đoạn này ít còn giá trị kinh tế
Hình 10: Mối liên quan giữa sự tạo dầu và nhiệt độ
Một ví dụ của quá trình trưởng thành của đá sinh được tìm thấy ở bồn trầm tích phía tây • Những đá chứa chưa trưởng hiện diện ở miền đông trong trầm tích nông Kreta Canada thượng (hình 11) – chứa những khí khô giàu N2. Những tầng đá sâu hơn tuổi Kreta và Devon chứa nhiều dầu và khí ẩm. Evans và Staplin (1971) đã dự đoán rằng khí ẩm và hydrocarbon lỏng tại bồn TT phía tây Canada được tạo từ khoảng 60 đến 170oC. Ở gần mép bờ bồn TT, những đá tuổi Paleozoi được chôn vùi dưới sâu thì khía metan và H2S chiếm đa
số
Hình 11: quá trình trưởng thành của đá sinh tại bồn TT miền tây Canada
• Quy luật hóa học cho ta biết tỉ lệ của 1 phản ứng thì dựa trên nhiệt độ và thời gian. Hình 12 cho thấy đồ thị “Present Formation temperature” trên nhiều loại đá sinh dầu có tuổi khác nhau.
• Đồ thị này được xây dựng trên dữ liệu từ
• Hình 13 so sánh giữa độ sâu và nhiệt độ
những trường hợp thực tế. Nhiệt độ thành tạo thấp nhất ở khoảng dưới 60oC cho các đá sinh tuổi Paleozoi và tăng dần đến hơn 150oC cho đá những đá Kainozoi.
bắt đầu của sổ tạo dầu của mốt số đá sinh ở tuổi khác nhau
Hình 12: Đồ thị “Present formation temperature” dựa trên nhiều loại đá sinh tuổi khác nhau
Hình 13: Độ sau và nhiệt độ ở vùng bắt đầu tạo dầu
1.4- Cổ nhiệt độ học
1.4.1-Phân tích Kerogen
1.4.2-Phân tích đặc tính của đá
1.4.3-So sánh các phương pháp
1.4.1- Cổ nhiệt độ học: phân tích kerogen • Vài phương pháp cổ nhiệt độ học dựa trên
• Một phương pháp dùng đồ thì của Van
tính chất lý và hóa của kerogen
• Màu sắc của những maceral trong kerogen có thể được sử dụng như “paleothermomete”
Krevelen (hình 7)
• Một phương pháp khác dựa trên sự phản chiếu của vitrinite. PP này được tính toán bằng một KHV phản chiếu được trang bị thêm một bộ nhân quang
• Sự tăng nhiệt độ gây ra sự phản chiếu
• Sự thành tạo dầu thô thì giá trị Rm trong
tăng lên theo hàm số mũ, và độ thị như là 1 đường thẳng trên giấy semi-log. Thực tế, giá trị phản chiếu trung bình - gọi là Rm hay Ro, là những con số đã được báo cáo, bởi vì những giá trị phản chiếu với từng loại thực vật và tính chất định hướng của các hạt dưới KHV rất đa dạng
khoảng 0.6 – 1.2%. Khí ẩm trong khoảng
1.2 – 2% và khu vực dầu khô nằm trong
khoảng 2 – 4 %
Hình 14
1.4.2- Cổ nhiệt độ học: phân tích đặc tính của đá • Thành phần kv trong đá sinh cũng được dùng để xác định cổ nhiệt độ. Vài loại đá set chứa rất nhiều cấu trúc bao thể nước quanh các hạt khoáng. Điều này đặc biệt đúng với sự trương nở của đá sét như đá montmorillonite.
• Khí các lớp sét này được chôn vùi xuống và nhiệt độ tăng dần lên thì nó dần dần khử nước và mất đi các lớp hổn hợp để trở nên có tính thứ tự hơn. Sự mất các lớp mở rộng trong các đá sét trương nở
một cách hệ thống đã được đánh dấu lại
nhiệt độ bằng kỉ thuật nhiễu xạ tia X. Cuối
cùng, những lớp sét hỗn hợp và
montmorillonite chuyển thành những loại
sét khác như illite và chlorite. Điều này
xảy ra ở nhiệt độ tối ưu của cửa sổ dầu
(80 – 120oC)
Cổ nhiệt độ học: so sánh các phương pháp • Điều quan trong cần nhớ là không giống
• Mặc dù những cổ nhiệt độ này rất khác
như các kerogen trong giai đoạn tạo đá là chỉ bị ảnh hưởng bởi nhiệt độ, thời gian. Khoáng vật sét trong giai đoạn tạo đá bị ảnh hưởng bởi nhiều tác nhân khác như thành phần hóa của các lổ nước. Do đó, việc đánh dấu cổ nhiệt độ dựa trên sét trong giai đoạn tạo đá ít chính xác hơn khi dùng phương pháp kerogen.
biệt, chúng có thể liên quang tới nhau, có
thể liên quan tới sự sắp xếp các loại than
và liên quan đến nhiệt độ tạo dầu và khí.
Một mối tương quang trọn vẹn bao gồm
nhiều cách đánh giá sự trưởng thành của
đá sinh – như cách đánh giá sự phát
quang của exinite và sự quay cộng hưởng
của các electron. Bình thường để xác định
cổ nhiệt độ học cần ít nhất 2 phương pháp
từ đó có thể đánh giá độ trưởng thành cụ
thể của từng loại đá sinh.
1.5-Đá sinh dầu
• Đá sinh dầu là đá mà VLHC trong đá đủ
khả năng sinh dầu, các dầu này được tích tụ, bảo tồn và “has been thermally matured”. Những hạt hữu cơ thường rất có kích thước rất mịn, và được bảo tồn đa số ở môi trường biển yên ắng. Do đó, đá sinh là những đá rất mịn hạt, đặc biệt là đá phiến sét, Những loại đá sinh tiềm năng khác là đá cacbonat hạt mịn (bùn vôi), hổn hợp bùn-cacbonat (marl), hay than (hình 15)
Hình 15
• Một trong những tích chất quang trọng nhất để xác định đây có phải là đá giàu hữu cơ và có thể trở thành đá sinh hay không đó là độ chín về nhiệt. Tuy nhiên, vài đá sinh tiềm năng chưa bao giờ chạm tới ngưỡng nhiệt này. Ví dụ, dầu trong đá phiến sét ở Green River Shale tại Mỹ, vùng núi Rocky. Nơi đá có thể được nung lên tới khoảng 500oC và nhanh chóng trưởng thành về nhiệt. Đó gọi là quá trình nhiệt phân
•
“Tar sands” ở Athabasca miền tây Canada đôi khi được xem là đá sinh không trưởng thành. Tuy nhiên, phần lớn ý kiến cho chúng đã từng là đá chứa dầu thông thường, tại đây dầu bị phá hủy bởi sự rửa trôi từ nước trong các thiên thạch và hoạt động của vi khuẩn, những quá trình này biến dầu nhẹ thành những “vicous aspaltic tar”
• Bảo tồn VLHC thường thì khó hơn sự bảo tồn sản phẩm của chúng. Trên đất liền, ngoại trừ các hồ và đầm lầy than thì đa số các bải tích tụ hữu cơ nhanh chóng bị phá hủy thông qua quá trình oxi hóa và hoạt động sinh vật. Phổ biến thì VLHC được bảo tồn trong môi trường biển
• Sự lắng đọng nhanh chóng là cách để
tránh đi sự phá hủy VLHC và là tính chất đặc trưng trong bề dày đá sinh, ví dụ sự lấn dần của chất trầm tích ra biển ở các tam giác châu. Tuy nhiên, sự lắng đọng nhanh chóng dẫn tới làm giảm bớt đi VLHC. Vài đá sinh phiến sét được tìm thấy chỉ chứa 1% VLHC trong các vùng tam giác châu. Đá phiến sét thường cần một hàm lượng hữu cơ cao hơn để thành đá sinh
• Tuy nhiên, tam giác châu thường có hình dạng và cấu trúc rất tốt để là đá chứa và sinh. Những tính chất này đá được hình thành để đáp ứng được sự lắng đọng chất trầm tích. Trong vài trường hợp, sự di chuyển và tích tụ của dầu khí vẫn diễn ra rất tốt kể cả khi trong đá phiến sét có rất ít chất hữu cơ để thành đá sinh
• Tuy nhiên, trong đa số trường hợp đá
phiến sét đại dương với hàm lượng cao chất hữu cơ đủ để thành đá sinh đả được lắng đọng chậm chạp, dưới điều kiện không có oxi điều này tránh đi sự phá hủy
của chất hữu cơ. Điều này thường xảy ra
ở “restricted marine”, nơi mà bồn trầm tích
“is silled” hay không có mối liên hệ nào với
các vùng biển mở.
1.6- Oil Shale
• Đá sinh chưa đạt tới ngưỡng chín về nhiệt để sinh dầu và khí và còn chứa lại các kerogen. Khi các đá này chứa một lượng đáng kể kerogen thì các loại đá hạt mịn này thường gọi là “oil shales”. Với những loại đá này, dầu được chứa trong những cấu trú phức tạp của chính các kerogen. Dầu này chỉ có thể được sinh ra khi “oil shale” được nung tới khoảng 500oC. Đây gọi là quá trình nhiệt phân
• Quá trình nhiệt phân có thể được hiểu là
quá trình làm trưởng thành nhanh chóng.
Định nghĩa cho rằng, “oil shale” là đá trầm
tích mịn hạt mà có thể sinh ra dầu trong
suốt quá trình nhiệt phân. Tuy nhiên, số
lượng chính xác của VLHC cần thiết trước
khi được phân loại thành “oil shale” thì tùy
ý. “A cut-off value of 5% organic content
by weight has been determined by
economics.”
Oil shale (tt)
• Oil shales chứa nhiều kerogen loại I và loại II. Điều này xảy ra ở nhiều nơi trên thế giới và ở nhiều tuổi khác nhau của đá. Chúng chiếm một trử lượng lớn trong các thành tạo dầu. Các Oil shale trên thế giới được dự đoán có chứa 4 ngàn tỉ thùng dầu, mà chỉ 2% trong chúng là được khai thác và sử dụng cho công nghệ ngày nay
• Nơi lớn nhất và chứa nhiều nhất các lặng đọng oil shales là đá phiến Irati tuổi Pecmi tại Brazil, các lắng đọng tuổi Cambri phía
bắc châu âu và châu á, thành tạo Green
River tuổi Eocen tại miền tây nước Mỹ. Đá
phiến sét tuổi Devon ở miền đông và trung
tâm nước Mỹ chính là Oil shale nhưng chỉ
• Thành tạo Green River (hình 16) dự đoán
khai thác được khí thiên nhiên là chính
có khoảng 2 ngàn tỉ thùng dầu
Hình 16
• Những tích tụ trong cấu trúc
2 – Quá trình di cư của Hydrocarbon 2.1 – Những bằng chứng chính cho quá trình di cư của dầu “culminations”
• Giếng phun
° Multiple reservoir horizons in single
° Những thành tạo trong điều kiện không đủ
fields
• Chúng cứ của các tích tụ trước kia
• Những chứng cứ trực quang của sự
lớp chắn
chuyển của dầu ở bên trên
2.2- Định nghĩ sự di cư
• Trong các trầm tích thô hạt, đa phần
VLHC được chọn lọc bởi sóng và các hoạt động các dòng nước hay bị phá hủy ở giai đoạn tạo đá sớm bởi “deposit-feeders” và oxi hóa của vi khuẩn. Với sự ngoại lệ quan trọng của Oil Shale, hydrocarbon được tìm thấy chính trong đá thô hạt
• Di cư là quá trình phức tạp của sự di
• Một đặc trưng quang trọng giữa sự di cư đầu tiên và thứ 2 phải được tạo ra. Hình 17 (giai đoạn đầu (giai đoạn I) và giai đoạn thành tạo các tích tụ dầu (giai đoạn II) ).
v
chuyển dầu và khí từ những đá sinh mịn hạt đến đá thô hạt- những đá chứa có tính thấm
Di cư đầu tiên là giai đoạn đầu của trình
v Di cư thứ hai diễn ra trong các đá chứa
di cư; nó bao gồm quá trình tống ra dầu và khí từ đá sinh tới vĩa dẫn.
có lỗ rỗng hay tự một đá chứa này đến đá
chứa khác. Đây là quá trình thu thập dầu
thành các bồn mình tính thương mại
Hình 17: Hai quá trình di cư của dầu
2.3- Quá trình di cư
• Trong các trầm tích thô hạt, đa phần
VLHC được chọn lọc bởi sóng và các hoạt động các dòng nước hay bị phá hủy ở giai đoạn tạo đá sớm bởi “deposit-feeders” và oxi hóa của vi khuẩn. Với sự ngoại lệ quan trọng của Oil Shale, hydrocarbon được tìm thấy chính trong đá thô hạt
2.3.1- Di cư đầu tiên
• Được xem là 1 trong những bí mật lớn nhất của ngành Địa chất dầu khí bởi vì những kích thước lỗ hổng nhỏ trong các phiến sét đặc và độ hòa tan của hydrocarbon trong nước
• Ngày nay, có 3 cơ chế của quá trình di
A – Cơ chế của quá trình di cư đầu tiên
v
cầu đầu tiên được nhiều nhà địa chất dầu khí quan tâm :
v Tách pha dầu
v Sự hòa tan của khí
Sự phân tán
• Vấn đề đầu tiên là kích thước lỗ rổng nhỏ của đá sinh. Hình 18 cho thấy bùn kết chặt lại rất nhanh trong giai đoạn đầu của quá trình tạo đá
• Ngay tại lúc này đá phiến sét bị chôn vùi tới độ sâu 2 km (nơi quá trình tạo dầu diễn ra) đường kính các lỗ rổng giảm xuống còn khoảng 50 angstroms (50.10^ -10 m). Để dầu đi qua những lỗ rỗng này thật không dễ dàng, không một cơ chế nào giải thích được
• Sự kết chặt của đá phiến sét có thể làm
• Quá trình sinh ra khí metan dưới độ sâu 3 tới 4 km cá thể thể làm tăng áp suất và
tăng áp suất dần dần, tuy nhiên quá trình này có thể tạo ra một hệ thống vi đứt gãy với đường kính lớn hơn so với các lổ rỗng. Although these micro fractures reseal upon the release of pressure, their presence has been reproduced experimentally (Lewan et. al., 1979) and has also been commonly revealed in lime muds by such techniques as cathode luminescence.
gây ra các vi đứt gãy
Hình 18
• Vấn đề chính tiếp theo của quá trình di cư
đầu tiên là độ hòa tan thấp của hydrocarbon trong nước. Đa phần các kiểu di cư đầu tiên liên quan tới các quá trình nước, bởi vì những lỗ rỗng của đá phiến sét có chứa nước trong đó. Nếu các phân tử hydrocarbon có thể di chuyển trong dung dịch khử, thì chúng ta có thể giải quyết dễ dàng vấn đề kích thước lỗ rổng nhỏ. Tuy nhiên, hình 18 cho ta thấy độ hòa tan thấp của 2 nhóm hydrocarbon là parafin (alkan) và aromatic
Hình 19
• Tương tự tất cả các hydrocarbon đều có độ hòa tan thấp trong nước, và sẽ còn giảm nhanh chóng khí kích thước phân tử tăng lên, như trong hình 18, độ hòa tan của hydrocarbon tăng lên theo hàm mũ cùng với nhiệt độ nhưng nhiệt độ vẫn không tăng quá 200oC. Nhiệt độ này trên nhiệt độ của cửa sổ dầu. Dung dịch khử rất quan trọng trong sự di cư của các aromatic nhẹ như benzen và những khí tự nhiên (parafin)
• Kể cả với độ hòa tan thấp, số lượng dầu thương mại vẫn có thể được khai thác nếu số lượng lớn của nước có thể thoát ra khỏi đá. Tuy nhiên, trong giai đoạn đầu của sự nén chặt của bùn thì sự mất đi các lỗ rổng nước được hoàn tất tại nhiệt độ và độ sâu ở cửa sổ dầu. Do đó, bất kì những ý kiến nào về dầu và khí được đi ra khỏi đá chứa theo sự nén chặt của nước thì thật sự không thể được.
• Tuy nhiên, có một cách khác mà dầu và khí có thể đi theo nước ra khỏi đá phiến sét. Chúng ta có thể quan sát rằng nước thấm vào các phân tử sét, cụ thể nếu đá sét đó là sét trương nở như montmorillonite. Kết quả là, những bùn giàu montmorillonite được chôn vùi.
• Có 2 pha thoát nước, một pha đầu khí lỗ rổng được sinh ra, và pha sau – rất đặc trưng, khi montmorillointe thay thế illite (hình 20)
• Pha sau thường bắt đầu khi nhiệt độ
khoảng 80 – 120oC – giữa gia đoạn cửa sổ dầu. Ở đó xuất hiện “empricial relationship” giữa đá sét mất nước và thành tạo dầu trong nhiều trường hợp. Tuy nhiên, một vài đá phiến sét là đá sinh nhưng không có thành phần là sét từ montmorillonite, và những đá phiến sét này thiếu đi pha sau của quá trình thoát nước
Hình 18
• Có 2 cách để cải thiện độ hòa tan của
• Kiểu đầu tiên cho rằng không phải
hydrocarbon trong nước: thông qua thành tạo của các dầu mỏ nguyên sinh và thông qua thành tạo của các “micelles”
hydrocarbon đi ra khỏi đá sinh mà là các chất hòa tan NSO nhu acid, rượu (hình 21). Những thứ này thường gọi là dầu mỏ nguyên sinh. Tuy nhiên, sự dư thừa các hợp chất này trong đá sinh chưa trưởng thành rất thấp. Hơn nữa, có vài vấn đề với việc lấy các chất này ra khỏi dung dịch để tạo ra các giọt trong vỉa dẫn.
Hình 21
• Cách thứ hai cải thiện đô hòa tan là tạo ra “micelles”, trong những phân tử hữu cơ phân cực định hướng với những nước theo nó đã đi vào các lỗ rỗng dung dịch. “Micelles” có thể ở dạng thù hình. Thứ nhất là hình cầu nhỏ và không liên kết với hydrocarbon trên bề mặt của nó (hình 22a), hay ở dạng hình trụ thì nó có thể chứa hydrocarbon ở trong và trên bề mặt của nó (hình 22b). Những “micelle” cơ bản là những hạt keo và acid xà phòng (chất hữu cơ). Những nguyên tắc sử dụng xà phòng để tăng độ hòa tan và sản lượng có lẻ rất quen thuộc với kĩ sư dầu khí. Tuy
nhiên, “micelles” được quen sát ở một
lượng rất nhỏ trong đá chứa và trong
nước hợp sinh. Hơn nữa, đa số các
“micelles” hydrocarbon thì lớn hơn 60
angstroms, quá lớn để đi qua các lỗ hổng
nhỏ của đá sinh phiến sét
Hình 22
Sự phân tán
• Phân tán là một sự di chuyển chậm chạp của vật liệu từ 1 vùng có áp sâu cao đến áp suất thấp
• Phân tán được nhìn thấy hoạt động trên những phạm vi cực kì nhỏ và những khoảng cách vừa
° Diffusion is probably most effective immature rock, where preexisting high hydrocarbon bleed out rocks prior to the onset of significant
generation and expulsion.
Tách pha dầu
• Có 3 cách riêng biệt để tách pha dầu có
– Cách thứ nhất rất phổ biến là kết quả cảu một vi đứt gãy được gây ra bởi áp suất trong suốt quá trình tạo dầu.
– Cách thứ hai là từ các đá giàu chất hữu cơ đến việc hình thành mạnh các hydrocarbon. Cơ chế tách pha dầu sớm này bị giới hạn cho những đá có hàm lượng hữu cơ cao trong chất lỏng
– Cách thứ ba, pha dầu có thể tiếp tục diễn ra
thể xảy ra:
khi bitum dạng mạng liên tục thay thế nước
để làm tác nhân làm ẩm trong đá chứa (VR
rất trong trong bồn chứa Bạch hổ)
Nguồn dư áp lực trong đá sinh
• Lực truyền cho việc tách là (cid:0) P.
• Những lực bình thường là những bằng chứng tốt cho việc dung dịch phun ra. Việc áp lực quá mức thì không giải thích được việc phun ra của dung dịch.
• Nguồn dư áp lực trong đá sinh gồm
– Việc lắng đọng nhanh chóng chất trầm tích
– “Aquathermal”
– Thành tạo hydrocarbon
– Thay đổi khoáng vật
– Áp lực mao dẫn
– Lực đẩy nổi của hydrocarbon
Có 2 kiểu khan cần được xem
• Cách thứ nhất liên quan đến sự phóng ra của khí áp suất cao, chúng có thể mang theo những phân tử dầu hòa tan. Cơ chế này xảy ra chính trong đá bị chôn vui dưới cửa sổ dầu và nó có thể rất quan trong chỉ trong sự ngưng tụ và di cư của dầu nhẹ
• Cách thừ hai liên quang đến sự di cư
thông qua hệ thông hữu cơ 3 chiều liên tục. Những kerogen chưa trưởng thành chứa những giọt dầu phân tán. Dưới điều kiện vật lí đè nặng, thì bitum có thể di
chuyển qua hệ thống kerogen và đến các
vĩa dẫn mà không cần các lỗ rỗng nước.
Quá trình này rất quan trọng trong đá
phiến sét đen và giàu chất hữu cơ, và
quan trong trong đá carbonat nơi mà
kerogen thường bị phân tán thanh những
khối nhỏ bất thường và lát mỏng.
• Ví dụ, cơ chế này đả dẫn chứng giải thích cho những đai mạch dày chứa bitum có liên quan đến hệ thống kerogen của The Green River oil shale (Jones, 1980). Nhưng trung bình trong đá phiến sét với chỉ 1% tổng hàm lượng carbon thì rất khó để thấy hệ thống phát triển ra sao.
• Dường như là chưa có lời giải thích đầy đủ nào mà giải thích hết sự di cư của dầu và khí ra khỏi đá sinh. Con đường nguyên sinh có lẽ liên quan đến những quá trình diễn ra cùng nhau và liên tục. Và những cơ chế khác nhau chiếm ưu thế trong những điều kiện địa chất khác nhau và trong những giai đoạn trưởng thành khác nhau. Sự phun ra của “Protopetroleum” có lẽ là cơ chế chính trong giai đoạn tạo đá muộn và giai đoạn nhiệt xúc tác sớm. Việc này thường đi theo với những vi đứt gãy và sự phun ra của micelles và những giọt dầu, và mạng lưới chất hữu cơ ở những điều kiện chôn vùi
của cửa sổ dầu. Cuối cùng, việc chôn vùi
sâu hơn và nhiệt độ cao hơn dẫn đến áp
suất cao cho các khí và những phân tử
hydrocarbon hòa tan nhẹ. Dù cơ chế có
như thế nào thì luôn tồn tại một sự thống
nhất là con đường nguyên sinh xảy ra rất
ngắn sau khí dầu được thành tạo.
Sự hòa tan của khí
• Cơ chế thứ ba trong việc phun ra của dầu hòa tan trong khí cần một pha khí riêng biệt
• Một pha chỉ có thể có ở nơi mà số lượng
• Do đó, chỉ có thể giai đoạn tạo đá muộn
khí vượt xa số lượng dung dịch hydrocarbon
hay trong đá sinh có khả năng sinh khí là chính
B- Khoảng cách và hướng trong quá trình di cư nguyên sinh • Trong đa số trường hợp, khoảng cách di cư nguyên sinh rất ngắn (khoảng 10cm đến 100m). Di cư nguyên sinh kết thúc khi đi tới con đường có thể thấm qua.
• Bới vì đá sinh dưới áp suất cao có thể
phun ra xung quanh, lên trên hay đi xuống dựa vào tính chất của đá xung quanh. Do đó một đá sinh nằm giữa các lớp cát sẽ phun hydrocarbon đến cả 2 vĩa dẫn.
2.3.2- Sự di cư thứ sinh
• Di cư thứ sinh thì dễ hiểu hơn di cư
nguyên sinh. Dầu đi ra khi những giọt dầu nằm rãi rác di chuyển qua kênh dẫn có lỗ rỗng, tính thâm và nước ẩm. Bởi vì đường kính lỗ rổng rất lớn kể cả những hạt dầu tương đối lớn củng có thể đi vào.
A-Nhân tố điều khiển con đường di cư thứ 2 • Lưc đẩy nổi • Lực mao dẫn • Dòng thủy động lực học
Lực đẩy nổi
• Với lực đẩy nổi, những giọt dầu di chuyển lên trên các vĩa với một lực dựa vào tỷ trong khác biệt giữa dầu và nước
• Quá trình tiếp tục xảy ra khí những giọt
dầu đến các lỗ trống có đường kinh nhỏ hơn đường kính của các giọt dầu
Lực mao dẫn
• Sự di chuyển xa có thể xảy ra chỉ bởi sự
biến dạng các giọt dầu và nén nó qua các lỗ trống. Lực cần thiết làm điều này là lực mao dẫn. Lực mao dẫn trở nên cao hơn khi đường kinh lỗ rổng giảm, đến khi lược mao dẫn quá cao thì lực đẩy nổi không thể tiếp tục và quá trình tạo bẫy tiếp tục
Dòng thủy động lực học
• Gradient thủy động lực phía trên sẽ hỗ trợ
Cách di cư thứ hai sẽ bị ảnh hưởng khi dòng chảy dưới mặt nước tạo ra gradient thủy động lực
• Gradien thủy động lực phía dưới sẽ
cho dòng chảy bằng lực nổi (hình 23)
• Trong vài trường hợp, những rào chắn
chống lại lực dòng chảy bằng lực nổi và tạo ra các rào chắn thủy động lực đến quá trình di cư (hình 24)
thủy động lực có thể tao ra bẫy hay kết
hợp vài yếu tố khác để tạo ra bẫy
Hình 23: Hydrodynamic gradients phía trên hỗ trợ dòng chảy bằng lực nổi
Hình 24: hydrodynamic gradients phía dưới chống lại dòng chảy bằng lực nổi và tao ra những rào chắn hydrodynamic đến quá trình di cư
B- Khoảng cách và hướng di chuyển của quá trình di cư thứ • Quá trình di cư thứ hai xảy ra dọc theo hai mặt lớp của những vỉa dẫn, do đó quá trình di cư sau có thể tiếp diễn trên một khoảng cách rộng. Những di cư ngắn thường là nơi đá chứa gần với đá sinh của chính nó. Ví dụ, trong những rặng ám tiêu thì những bồn trầm tích bùn hay trong những shoestring sandstone bodies có chứ những đá sinh phiến sét của chúng.
B- Khoảng cách và hướng trong con đường di cư thứ sinh (tt) • Sự di chuyển trong những vĩa giới hạn sẽ
• Sự di cư tiếp tục ở góc nghiêng đến
bị dốc thẳng đứng lên đến những “structural contours” bất kì khi nào có thể.
• Trong một khối lớn cát kết trong quá trình vận chuyển thứ sinh diễn ra cả theo chiều dọc lẫn ngang.
những “structural contours” nơi mà những thay đổi mặt đứt gãy tạo ra những tầng không thể đi qua
• Những vùng dầu nhỏ thường có một đá
vùng đá sinh địa phương và con đường di cư ngắn. Tuy nhiên, những vùng lớn như Hassi Messaoud, với những tích tụ có thể lên đến 25 tỉ thùng dầu (Balducchi và Pommier, 1970), bình thường cần một khu vực cạn nước rất lớn và thể tích đá sinh lớn. Để sản xuất ra một lượng lớn lắng đọng “Alberta tar sand” (are large deposits of bitumen, or extremely heavy crude oil) cần con đường di cư thứ sinh với khoảng cách lên đến 100km.
• Đa phần tất cả con đường di cư chung
• Trong tìm kiếm dầu, một điều quan trọng
quanh có thành phần thẳng đứng hướng lên. Độ nghiêng của các vĩa dẫn thường quyết định qui mô di chuyển thẳng đứng, nếu không những đứt gãy và hệ thống khe nứt cung cấp con đường cho dầu cắt ngang qua các lớp. Trong vài khu vực của đứt gãy, như hệ thóng rift ở Gulf của Suez, sự di cư thẳng đứng của dầu là chủ yếu
cần phải nhớ là những lớp địa tầng nghiêng như hiện nay có thể đôi khi gây
ra hiểu lầm, vấn đề quan trọng là độ
nghiêng của các vĩa dẫn trong suốt thời
gian dầu thành tạo và di cư. Những lớp
dốc lên hiện nay đã từng là lớp dốc xuống
Ví dụ Hassi Meesaud tại Algeria • Sự di cư qua khoảng cách xa đôi khi có
– Dầu ở đá chứa cát kết Cambri, trực tiếp nằm
thể được chứng minh
dưới một bất chỉnh hợp
– Thành phần hóa trong dầu cho thấy nó có từ
phiến sét tuổi Silua
– Những đới nâng và sự bào mòn ở Paleozoi muộn đã mất đi nhưng đá cát kết Cambri từ … “the area and any oil would have • Cái “subcrop” gần nhất của đá phiến sét been lost.” silua nằm cách xa 40km. Dầu trong đá chưa có lẽ đả di cư trong một khoảng cách dài. Dọc theo bề mặt bất chỉnh hợp sau các chôn vui Meszozoi.
