Luận văn Cấu trúc địa chất và triển vọng dầu khí phần đông nam bể trầm tích bắc Ustyurt, cộng hòa Uzbekistan"

MỤC LỤC

DANH MỤC BẢNG BIỂU – HÌNH VẼ

Mở Đầu

Bể trầm tích bắc Ustyurt phân bố trên địa phân hai quốc gia là CH. Uzbekistan và Ch. Kazaxtan là một trong những bể trầm tích có quy mô lớn ở khu vực Trung Á. Bể được hình thành trong bối cảnh kiến tạo phức tạp xảy ra trong Paleozoic-Mesozoic và kéo dài sang tận Kainozoi. Sự đa dạng về điều kiện địa chất, cơ chế hình thành bể và thời gian tiến hóa lâu dài đã dẫn đến một thực tế là các thành tạo trầm tích tham gia vào cấu trúc của bể rất đa dạng và phức tạp. Các kết quả nghiên cứu địa chất, địa vật lý bước đầu cho thấy bể này có triển vọng dầu khí rất khả quan. Tuy nhiên, do mức độ nghiên cứu còn sơ sài và do đặc điểm địa chất – kiến tạo phức tạp nên những hiểu biết về cấu trúc địa chất, đặc điểm địa tầng, lịch sử tiến hóa cũng như tiềm năng dầu khí còn rất hạn chế. Để có thể định hướng cho việc tìm kiếm và thăm dò dầu khí trong thời gian tới một cách hiệu quả thì cần phải có những nghiên cứu địa chất, địa vật lý chi tiết hơn.

Một vấn đề cấp thiết khác trong cuộc sống sản xuất hàng ngày là cùng với sự phát triển của sản xuất công nghiệp thì nhu cầu sử dụng năng lượng ngày càng gia tăng. Trong khi các nguồn năng lượng sạch như năng lượng mặt trời, năng lượng gió,… còn rất hạn chế về khả năng cung cấp và hiệu quả kinh tế thì nguồn năng lượng từ dầu khí vẫn đóng một vai trò chủ đạo trên thị trường. Trong những năm vừa qua, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN), Tổng công ty Thăm dò và Khai thác dầu khí (PVEP) đã đẩy manh công tác đầu tư trong tìm kiếm – thăm dò và khai thác ở trong nước và ngoài nước. Một trong những đối tượng mà PVEP đang đầu tư tìm kiếm – thăm dò là phần diện tích thuộc bể Bắc Ustyurt, nước CH. Uzbekistan.

Xuất phát từ những vấn đề nêu trên, học viên đã lựa chọn đề tài làm luận văn thạc sỹ với tiêu đề “Cấu trúc địa chất và triển vọng dầu khí phần đông nam bể trầm tích bắc Ustyurt, cộng hòa Uzbekistan” nhằm góp phần làm sáng tỏ những vấn đề về cấu trúc địa chất, địa tầng cũng như triển vọng dầu khí ở khu vực nghiên cứu.

Chương 1 Tổng quan về khu vực nghiên cứu

1.1. Vị trí địa lý, điều kiện tự nhiên và kinh tế-xã hội khu vực nghiên cứu

1.1.1. Vị trí địa lý, đặc điểm địa hình và điều kiện giao thông

Bể trầm tích bắc Ustyurt nằm ở phía tây tây bắc cộng hòa Uzbekistan, tây nam cộng hòa Kazakhstan, ở giữa hồ Aral và biển Caspian. Bể trầm tích có dạng hình tam giác, với diện tích khoảng 240000-250000 km2 trong đó 70% thuộc lãnh thổ Kazakhstan và 30% là của Uzbekistan (Hình 1).

Hình 1. Vị trí địa lý và địa hình khu vực nghiên cứu

Địa hình của khu vực có sự chuyển tiếp từ miền đất thấp Turan (lowland Turan), đồng bằng sang cao nguyên Ustyurt theo hướng từ đông sang tây với độ cao địa hình từ vài mét đến hơn 200m.

Giao thông ở khu vực này cũng tương đối thuận tiện với sự hoàn thiện cơ sở hạ tầng đường bộ, đường sắt, đường thủy và đường hàng không. Hệ thống đường bộ tương đối dày chính là điều kiện thuận lợi giúp liên kết các tỉnh và khu vực tự trị của Uzbekistan với nhau. Tuyến đường sắt chính đi qua trung tâm của vùng nối với Kazakhstan cũng là tuyến đường huyết mạch giúp phát triển kinh tế của khu vực này. Ngoài ra khu vực này cũng khá nổi tiếng với các sản phẩm từ ngư nghiệp và du lịch do hệ thống đường thủy phát triển tương đối mạnh.

Nhìn chung khu vực có các điều kiện về địa hình, giao thông rất thuận lợi cho công tác khảo sát địa chất, địa chấn phục vụ cho việc thu nổ địa chấn 2D của phase 1.

1.1.2. Đặc điểm khí hậu

Hình 2. Sơ đồ phân bố lượng mưa trung bình hàng năm khu vực Trung Á

Hình 3. Sơ đồ phân bố nhiệt độ trung bình khu vực Trung Á

Hình 4. Sơ đồ thể hiện sự phân bố hoang mạc, sa mạc khu vực Trung Á

Khu vực nghiên cứu nói riêng và phần lớn diện tích của Uzbekistan, Turkmenistan và Kazakhstan bao phủ bởi các hoang mạc và sa mạc thuộc 4 nhóm là : clay-loess, crushed stone gypsum, sandy và solonchak (hình 4). Do đó khu vực này đặc trưng bởi khí hậu lục địa khô nóng vào mùa hè với nhiệt độ trung bình 25-30oC, chênh lệch nhiệt độ ngày đêm lớn; mùa đông nhiệt độ trung bình dao động -10 – 0 oC, lượng mưa trung bình hàng năm nhỏ hơn 200mm. Do đó, có thể nhận thấy rằng khí hậu khu vực nghiên cứu tương đối khắc nghiệt.

1.1.3. Điều kiện kinh tế-xã hội

Khu vực nghiên cứu nói riêng và Uzbekistan nói chung là một xã hội không đồng nhất, chiếm ưu thế là tộc người Uzbekistan chiếm 76% dân số, còn lại người Nga - 6%, Tajikistan - 5%, Kazakhstan - 4% và các nhóm người khác chiếm 9%. Nhiều người thuộc nhóm tộc thiểu số đã rời bỏ đất nước từ sau khi giành được độc lập. Điều này dẫn tới sự mất mát những chuyên gia giỏi trong nhiều lĩnh vực kỹ thuật, công nghiệp và các nhóm chuyên môn khác. Tuy nhiên, tình hình đã được cải thiện nhiều do hiện tại Uzbekistan đang nắm giữ một lượng lớn những chuyên gia có được bằng cấp đào tạo tại các trường đại học uy tín ở Mỹ và Châu Âu.

Khu vực nghiên cứu có thu nhập trên đầu người thấp so với các khu vực khác thuộc Trung Á. Kinh tế của vùng phụ thuộc chủ yếu vào nông nghiệp và ngư nghiệp. Tuy nhiên, nguồn trữ lượng dồi dào về vàng, dầu, khí thiên nhiên, than đá, bạc và đồng hứa hẹn một tương lai phát triển không chỉ cho vùng mà còn cả đất nước Uzbekistan.

1.2. Lịch sử nghiên cứu

1.2.1. Lịch sử công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí a) Công tác nghiên cứu địa chất (địa tầng – magma – kiến tạo)

Những thông tin đầu tiên về cấu trúc địa chất vùng đã có từ thế kỷ 19, đặc

biệt là những năm 30 của thế kỷ 20. Đó là các công trình nghiên cứu của các

nhà địa chất như Z.L. Eversmak, F.N. Baziner, A.P Karpinsky, L. Smolko, A.D.

Archagel, A.L. Luppi, v.v… Các công trình này đã khái quát đặc điểm địa chất,

địa tầng, kiến tạo và các biểu hiện dầu khí của vùng.

Từ những năm 1960 của thế kỷ trước, hàng loạt các công trình nghiên cứu

về địa chất và tiềm năng dầu khí của vùng Ustyurst đã được công bố. Đó là các

công trình của Babeevym, Fedotov (1960), I.G. Greenberg, Sukhinin (1960-

1963), J. Gladashe (1965), Aralbaeva, Lebeder (1966). Tuy nhiên, các công

trình đó chủ yếu đề cập đến các thành tạo địa chất Mezozoi, đặc biệt là các

thành tạo Jura - Kreta và tiềm năng dầu khí của chúng.

Từ năm 1972, phát hiện trực tiếp các dấu hiệu dầu khí trong các thành tạo

đá vôi vỡ vụn sinh vật, có tuổi Cacbon hạ ở giếng khoan thông số Karakuduk-1,

việc nghiên cứu tiềm năng dầu khí của các thành tạo Paleozoi thượng mới được

quan tâm. Một số các công trình được công bố như dự báo sự phát triển của san

hô của A.M. Akramkhadjaev, K.K. Avazkhodjaev, M.K. Arifdjanov và nnk;

nghiên cứu đặc trưng địa hóa của cacbuahydro trong các trầm tích Paleozoi

thượng của D.Xirajidinov, A.Azimor. Tài liệu các giếng khoan thông số, tìm

kiếm của Iu.Iuldsev, A.A.Vadiev, U. Aralbaev, L.M. Akimenko, L.I. Labutina,

D.R.Khegai v.v…đã được hoàn thành từ những năm 2001 đến 2007. Bản đồ cấu

trúc nóc của tầng Jura thượng; sơ đồ kiến tạo của lớp phủ trầm tích khu vực; sơ

đồ phân bố các đối tượng tiềm năng dầu khí đã được thành lập (Khegai D.R.

và nnk 2006). Đây là những tài liệu quan trọng được sử dụng trong báo cáo

này.

Đồng thời một lượng thông tin lớn về địa chất dầu khí khu vực được công

bố trên các văn liệu địa chất khu vực đã cho phép xác định phương hướng tìm

kiếm tiếp theo trong các thành tạo trước Jura của vùng. Trong khu vực này, một

số công ty dầu khí nước ngoài cũng đã tiến hành tìm kiếm thăm dò dầu khí như

Gazprom (2006 – 2010), tổ hợp Aral Sea (gồm Uzbeneftigaz, CNPC, Petronas,

KNOC, từ 2009 đến hiện nay). Trong đó, Aral Sea đã phát hiện dầu khí trong

Jura.

Năm 1991 mỏ Karachalak và năm 1993 mỏ Kochalak đã cho dòng khí và

khí condensate công nghiệp trong các thành tạo Cacbon hạ, mỏ Bắc Urga cũng

cho dòng khí công nghiệp trong các thành tạo C3 – P1.

Năm 1998, T.S.Shayakubov làm chủ biên và nnk đã thành lập bản đồ địa

chất Uzbekistan tỷ lệ 1/500.000.

Năm 2007, Daewoo International Corporation và Uzbekneftegaz đã lập

báo cáo đầu tư cho 2 lô Koskudyk và Ashibulak, vùng Ustyurt, nước cộng hòa

Uzbekistan.

b) Công tác địa vật lý

Công tác thăm dò trọng lực cho vùng Ustyurt ở tỷ lệ 1/200.000 và

1/500.000 đã được các nhà địa vật lý Uzbekistan hoàn thành từ những năm 50

của thế kỷ trước.

Từ hàng không cũng được tiến hành trong giai đoạn 1957-1967, đặc biệt

gần đây (2001) công tác thăm dò từ hàng không độ phân giải cao đã được thực

hiện cho khu vực này.

Công tác thăm dò địa chấn ở vùng Ustyurt được bắt đầu từ năm 1957. Các

công tác thăm dò địa chấn khu vực bằng phương pháp liên kết sóng khúc xạ đã

được tiến hành trong những năm 1964-1973 và 1977-1979. Kết quả là đã thành

lập được bản đồ cấu tạo bề mặt móng của vùng Ustyurt ở tỉ lệ 1:500.000. Bên

cạnh đó, các công tác địa chấn bằng phương pháp sóng phản xạ phục vụ cho

công tác tìm kiếm chi tiết được thực hiện từ những năm 1973. Kết quả của công

tác thăm dò địa chấn thành lập được các bản đồ cấu trúc nóc Jura trên (TIII), bản

đồ nóc Jura giữa (TIV’), bản đồ nóc Jura dưới (TIV”), nóc Permi-Trias (TV) và

theo bề mặt móng Paleozoi PZ (TVI). Đặc biệt, năm 1987 đã là phát hiện ra cấu

tạo Karachalak, các giếng khoan đầu tiên ở cấu tạo này vào các thành tạo

Paleozoi đã cho dòng khí và condensate công nghiệp.

Khối lượng của công tác địa chấn - địa vật lý tính đến năm 2011 được thể

hiện như trên hình 2.1.

Hình 3. 1 Bản đồ basemap các công tác nghiên cứu địa vật lý khu vực nghiên cứu và lân cận

c) Công tác khoan Trước năm 1998 tại khu vực đã khoan 74 giếng khoan thăm dò ở phần

trung tâm của vùng và từ sau 1998, đặc biệt là từ 2006 đến nay đã khoan 11

giếng.

Bản đồ phân bố các giếng khoan được thể hiện trên hình 2.2. Rõ ràng phần lớn

các giếng khoan được tập trung ở gờ nâng Trung Tâm Kuanish – Koskala, một

ít ở gờ nâng Bernah, một vài giếng khoan được khoan ở rìa đông trũng

Barsakelmes và trũng Sudochi. Sự tập trung giếng khoan ở gờ nâng Kuanish –

Koskala cũng là một tiêu chí cần được xem xét đến trong quá trình nghiên cứu,

lựa chọn diện tích.

Hình 2. 1 Sơ đồ phân bố các giếng khoan, các phát hiện dầu khí với các yếu tố kiến trúc chính

d) Công tác đánh giá tiềm năng Trong các thành tạo lớp phủ từ Jura-Đệ Tứ Trên cơ sở phân tích, thống kê tài liệu hiện có, vùng nghiên cứu và lân cận có 34 diện tích triển vọng thuộc các đới cấu trúc bậc 1 của trũng Barsarkelmes, trũng Sudochi, trũng Assakeaudan, Taxtakay, Aktumcyk và đông PriAral (bảng 3.1).

Bảng 3. 1 Bảng tổng hợp các tầng sản phẩm của các mỏ ở khu vực nghiên cứu và kế cận

(Alambek, Kuanysh,

- Đới nâng Kuanish – Koskalin, trũng Barsarkelmes Nằm ở phía tây của diện tích nghiên cứu, đới cấu trúc này đã phát hiện 15 diện tây Barsarkelmes, Karakuduk, đông triển vọng tích Barsarkelmes, Akchalak, Karachalak, Kochalak, Central Kushkair, bắc Karaumbet, Muryn, Tribiny, Adzibai, Chink, Priozernaya), trong đó có 4 mỏ cho dòng khí và condensate công nghiệp trong các tập sản phẩm tuổi Jura (Kuanysh, tây Barsarkelmes, Akchalak, Kochalak), các cấu tạo còn lại đều có biểu hiện khí tốt ở các tầng sản phẩm tuổi Jura nhưng đều là những dòng khí không công nghiệp.

- Trũng Sudochi Trũng Sudochi nằm ở trung tâm vùng nghiên cứu. Ở đây đã phát hiện được 10 diện tích triển vọng trong đới cấu trúc bậc 2 đó là: Urga, Berdag, đông Berdag, Dali, bắc Berdag, Surgil, bắc Aral, Uchsay, Arka Kungrad, bắc Urga; trong đó phát hiện 8 mỏ cho dòng khí và condensate công nghiệp (Urga, Berdag, đông Berdag, Dali, bắc Berdag, Surgil, bắc Aral, Uchsay) ở các tầng sản phẩm tuổi từ J1 – J3, cấu tạo Arka Kungrad có biểu hiện khí khi khoan trong các tầng tuổi J2.

- Trũng Assakeaudan Nằm ở phía tây nam diện tích nghiên cứu, đới cấu trúc Assakeaudan có 3 diện tích triển vọng là: Shakhpakty, tây Shakhpakty, Nykolaev; trong đó có 1 mỏ cho dòng khí và condensate công nghiệp trong 10 tập sản phẩm trong các trầm tích tuổi J2 và J3 (Shakhpakty), một mỏ cho dòng khí không công nghiệp ở các tập sản phẩm tuổi J3 ( tây Shakhpakty).

- Dải nâng Taxtakay Nằm ở phần phía đông của diện tích nghiên cứu, dải nâng Taxtakay bao gồm 4 diện tích triển vọng (đông Muynak, Shege, Taxtakay, Shargyrlyk). Cả bốn cấu tạo này đều có sản phẩm nằm trong các trầm tích tuổi J2, trong đó có 2 mỏ cho dòng khí và

condensate công nghiệp (Shege, Shargyrlyk), một cho dòng dầu không công nghiệp (đông Muynak) và một cho dòng khí không công nghiệp và biểu hiện khí yếu (Taxtakay).

- Đông Priaral Diện tích Zhaltybas thuộc phần đông Pri-Aral, phía đông so với diện tích nghiên cứu đã xác định được sự tồn tại của các màng dầu nằm trong các tập chứa sản phẩm tuổi J2 và J3. Kết quả phân tích từ giếng khoan cho thấy dầu ở đây là dầu nặng với hàm lượng lưu huỳnh cao (1,58-3,3 %).

Trong các thành tạo trước Jura Các báo cáo đến năm 1968 cho rằng cá thành tạo Paleozoic không thể coi là tiềm năng chứa dầu khí bởi vì 3 lý do: thứ nhất, các đá bị biến chất, nén chặt, đá vôi hoa hóa, dolomite hóa, diệp thạch; thứ 2, hoàn toàn vắng mặt bitum phân tán và thứ 3 là các nghiên cứu về đặc tính thấm chứa chỉ ra độ rỗng mở nhỏ (2,3-5,3%), độ rỗng trung bình không quá 5-7%, độ thấm kém.

Tuy nhiên các công trình nghiên cứu của các nhà địa chất – địa vật lý Uzbekistan sau này đã chỉ ra rằng các thành tạo trước Jura là có tiềm năng về dầu khí, các phát hiện ở các đới cấu trúc như mô tả dưới đây chứng minh cho điều đó.

- Đới nâng Kuanish – Koskalin, trũng Barsarkelmes Kết quả tìm kiếm thăm dò 15 diện tích triển vọng trong các đối tượng trước Jura ở đới cấu trúc bậc 2 Kuanysh – Koskalin đã xác định được 6 mỏ, trong đó 2 mỏ (Karachalak, Kochalak) cho dòng khí và condensate công nghiệp và 2 mỏ (Central Kushkair, Tribiny) cho dòng khí không công nghiệp, 1 mỏ (Karakuduk) cho dòng dầu không công nghiệp và một mỏ (đông Barsarkelmes) có biểu hiện dầu trong các tầng chứa tuổi C1.

- Trũng Sudochi Kết quả tìm kiếm thăm dò trong 10 diện tích triển vọng đối với các đối tượng trước Jura ở trũng Sudochi đã phát hiện ra một mỏ khí công nghiệp (bắc Urga) trong một tầng sản phẩm tuổi C2-3 – P1 và một mỏ có biểu hiện khí ở C2-3 – P1 và dòng khí không công nghiệp ở C1 (Berdag). - Trũng Assakeaudan Các nghiên cứu trước 2009 ở trũng Assakelmes, nằm về phía tây nam của vùng, chủ yếu tập trung vào các đối tượng từ J-Q. Tuy nhiên, các kết quả khoan ở các giếng Satbai và AJ-1X thuộc diện tích thăm dò Kossor của PVEP đã được kiểm chứng là có biểu hiện khí tốt nằm trong tầng đá vôi tuổi C3-P1.

- Dải nâng Aktumcyk Kết quả tìm kiếm, thăm dò ở diện tích Terelkuduk thuộc dải nâng Aktumcyk phía tây bắc của diện tích nghiên cứu đã phát hiện các vỉa có biểu hiện khí hòa tan yếu nằm trong các tập trầm tích tuổi Permi- Trias.

1.2.2. Những vấn đề còn tồn đọng cần giải quyết

Các tài liệu nghiên cứu về khu vực trước đây mặc dù khá nhiều nhưng nhiều tài liệu được xây dựng trên học thuyết kiến tạo cũ nên mức độ tin cậy thấp, thậm chí không phù hợp. Khu vực nghiên cứu chỉ mới thực sự được quan tâm, đầu tư trong khoảng hơn 10 năm trở lại đây, do đó các tài liệu có giá trị chưa được công bố và việc tiếp cận với các tài liệu này còn rất hạn chế.

PetroVietNam nói chung và PVEP nói riêng mặc dù quan tâm tới các vùng có triển vọng dầu khí của Trung Á đã lâu nhưng tiếp cận và đánh giá tài liệu mới thực sự chỉ diễn ra trong vài năm gần đây sau khi ký kết các hợp đồng kỹ thuật với UNG, vì thế cơ hội để tìm kiếm dầu khí trong các tầng từ Jura – Đệ tứ vốn đã khá sáng tỏ bởi các nhà thầu khác hầu như không còn. Do đó PVEP phải tìm kiếm và đánh giá triển vọng dầu khí trong các tầng có tuổi trước Jura, đây là một nhiệm vụ khá khó khăn khi các tài liệu địa chấn, địa chất và giếng khoan nghiên cứu các tầng sâu này còn nhiều hạn chế.

Trong nội dung nghiên cứu,luận văn sẽ có gắng làm sáng tỏ hơn bức tranh địa chất khu vực, đánh giá tiềm năng dầu khí không chỉ cho hệ thống dầu khí sau Jura mà còn cho cả hệ thống dầu khí trước Jura.

Chương 2 Cơ sở tài liệu và phương pháp nghiên cứu

2.1. Cơ sở tài liệu

Trên cơ sở các hợp động nghiên cứu chung và các hợp đồng thăm dò giữa PVEP với công ty dầu khí của Uzbekistan, tôi đã thu thập được một số tài liệu về địa chất, địa chấn và địa vật lý giếng khoan để làm cơ sở cho việc nghiên cứu, đánh giá triển vọng dầu khí của khu vực nghiên cứu.

Luận văn được xây dựng trên cơ sở thu thập, phân tích và tổng hợp các tài liệu

về khu vực nghiên cứu và vùng lân cận. Các tài liệu này bao gồm:

- 05 tuyến địa chấn qua khu vực và 05 tuyến địa chấn qua các mỏ.

- Bản đồ cấu trúc nóc Jura trên, nóc Paleozoi.

- Tài liệu các giếng khoan Muynak – 1, Koskala – 1, Koskala – 2, Koslaka -3,

Djang Ashi – 1, Arkmankazgan, Nam Karaumbert.

Ngoài ra, các tác giả còn thu thập các bài báo công bố trong các Tạp chí Địa chất

và Dầu khí, các chuyên khảo về địa chất Dầu khí khu vực (xem tài liệu tham khảo).

2.2. Phương pháp nghiên cứu

2.2.1. Các phương pháp thực địa

a. Khảo sát địa chất trên mặt

b. Mô tả địa tầng lỗ khoan

c. Thăm dò địa vật lý (địa chấn, điện, trọng lực,…)

d. Thu thập mẫu vật (Mẫu thạch học, mẫu cổ sinh, mẫu than, …)

2.2.2. Các phương pháp nghiên cứu trong phòng

a. Gia công và phân tích các loại mẫu (nếu có)

b. Minh giải tài liệu địa chấn (và các tài liệu địa vật lý khác nếu có)

c. Phân tích và minh giải tổng hợp tài liệu địa chất kết hợp với tài liệu địa chấn

và địa vật lý giếng khoan.

d. Lập các mặt cắt địa chất cấu trúc và địa tầng theo tài liệu khoan và tài liệu địa vật lý, xây dựng các bản đồ cấu trúc sâu cho các tầng chứa, các cấu tạo triển vọng…

Chương 3 Cấu trúc địa chất phần đông nam bể trầm tích bắc Ustyurt

3.1. Các thành tạo địa chất

3.1 Đặc điểm các thành tạo địa chất

Đến nay, tác giả đã thu thập được tài liệu của 11 giếng khoan gồm 8 giếng

khoan ở khu vực Đông bể Bắc Ustuyrt (Akmankazgan, Koskala-1, E.

Barxakelmes , Karakuduk-1, Karakuduk -2, Kuanish, E.Kuanish, Muynak) và 3

giếng khoan ở vùng kế cận (Djanghi-Ashi, Sarutekyz-1, Baiterek). Vị trí phân

bố các giếng khoan được thể hiện trên hình 3.1 .Ngoài ra, tập thể tác giả còn sử

dụng bản đồ phân bố thạch học trong Paleozoi của khu vực nghiên cứu, bản đồ

đáy của Jura, nóc của Jura trên và một số tài liệu tham khảo khác.

Hình 3. 2 Vị trí các giếng khoan liên kết địa tầng đông bể Bắc Ustyurt và vùng kế cận.

Dựa trên cơ sở những tài liệu trên, đặc biệt là đối sánh và liên kết địa tầng

của 11 giếng khoan, có thể nêu lên những đặc điểm các thành tạo địa chất của

Đông bể Bắc Ustyurt (từ hình 3.2 đến hình 3.18). Trong phạm vi của báo cáo,

các thành tạo địa chất trước Jura là đối tượng nghiên cứu chính nên sẽ được đề

cập chi tiết, còn các thành tạo Jura – Đệ Tứ sẽ được mô tả khái quát.

Hình 3. 3 Cột địa tầng giếng khoan Baiterek-2P

(thành lập theo mặt cắt các GK trong Báo cáo kết quả các GK thông số của cao nguyên Ustyurt (đề tài 22-3/105))

Hình 3. 4 Cột địa tầng giếng khoan Sarutekyz-1

(thành lập theo mặt cắt các GK trong Báo cáo kết quả các GK thông số của cao nguyên Ustyurt (đề tài 22-3/105))

Hình 3. 5 Cột địa tầng Kuanish

(thành lập theo mặt cắt các GK trong Báo cáo kết quả các GK thông số của cao nguyên Ustyurt (đề tài 22-3/105))

Hình 3. 6 Cột địa tầng giếng khoan Đông Kuanish (thành lập theo mặt cắt các GK trong Báo cáo kết quả các GK thông số của cao nguyên Ustyurt (đề tài 22-3/105))

Hình 3. 7 Cột địa tầng giếng khoan Karakuduk-1

(thành lập theo mặt cắt các GK trong Báo cáo kết quả các GK thông số của cao nguyên Ustyurt (đề tài 22-3/105))

Hình 3. 8 Cột địa tầng giếng khoan Karakuduk-2 (thành lập theo mặt cắt các GK trong Báo cáo kết quả các GK thông số của cao nguyên Ustyurt (đề tài 22-3/105))

Hình 3. 9 Cột địa tầng giếng khoan Đông Barsakelmes (thành lập theo mặt cắt các GK trong Báo cáo kết quả các GK thông số của cao nguyên Ustyurt (đề tài 22-3/105))

Hình 3. 10 Cột địa tầng giếng khoan Akmankazan -1 (Báo cáo Địa chất giếng khoan Akmankazan -1)

Hình 3. 11 Cột địa tầng giếng khoan Koskala – 1 (Báo cáo Địa chất giếng khoan Koskala-1, 1968)

Hình 3. 12 Cột địa tầng nam Karaumbet

(Báo cáo Địa chất giếng khoan nam Karaumbet , 1984)

Hình 3. 13 Cột địa tầng giếng khoan Djang Ashi -1 (Báo cáo Địa chất giếng khoan Djang Ashi -1,1968 )

Hình 3. 14 Cột địa tầng giếng khoan Muynak -1

(Báo cáo Địa chất giếng khoan Muynak-1, 2007)

Hình 3. 15 Mặt cắt đối sánh địa tầng các giếng khoan Đông bể Bắc Ustyurt và

vùng kế cận (N-B)

Hình 3. 16 Mặt cắt đối sánh địa tầng các giếng khoan đông bể Bắc Ustyurt và

vùng kế cận (T-Đ)

Hình 3. 17 Sơ đồ phân bố các thành tạo địa chất trước Permi muộn khu vực

đông bể bắc Ustyurt và vùng kế cận

Hình 3. 18 Mặt cắt địa chất qua khu vực nghiên cứu và vùng kế cận

?

Hình 3. 19 Mặt cắt địa chất qua khu vực nghiên cứu (T-Đ)

3.1.1 Các thành tạo Cambri-Devon (Є-D)

Ở Đông bể Bắc Ustyurt các thành tạo Cambri-Devon được gộp vào một

nhịp trầm tích, bao gồm các thành tạo biến chất và không biến chất.

Các thành tạo biến chất gặp ở giếng khoan tại các vùng Koskala và

Montraklin, nghĩa là phía Nam và Đông Nam của khu vực nghiên cứu. Tại

giếng khoan Koskala-1 theo mô tả của D.P. Khegai và T. D. Xerejnikova

(1968), giếng khoan đã khoan vào các thành tạo cổ của Paleozoi ở độ sâu từ

3144m đến đáy giếng khoan tại độ sâu 3276m. Đó là các đá phiến thạch anh,

sericite, graphit màu xám, xám xanh, đen. Đá được cấu tạo từ những dải thạch

anh hạt nhỏ, sericite và graphit sericite vảy nhỏ xen kẹp nhau, kiến trúc dạng

dải, phân phiến. Các dải thạch anh có cấu tạo hạt lớn, dải sericite có cấu tạo hạt

nhỏ, những vảy sericite định hướng thành những dải song song. Ngoài ra, đá

còn chứa những tinh thể canxit hạt nhỏ, khoáng vật màu đen đục (mảnh

leicoxen và pyrit). Như vậy, đây là các đá biến chất và theo L. M. Akamenko

(1980), ở vùng Koskala tuổi của các thành tạo này có thể là Tiền Cambri (?).

Trong khi đó, giếng khoan tại vùng Montraklin cũng gặp các thành tạo Paleozoi

và được xếp vào Paleozoi dưới: Cambri-Silua. Các thành tạo trên bị biến dạng phức tạp, biến chất, có mật độ cao (đạt đến 2.778g/cm3).

Các thành tạo không biến chất gặp ở phía đông bắc của vùng, trên dải nâng

Berdah. Ở đây, tại giếng khoan Muynak-1 đã khoan được 250m (từ 4200m đến

đáy giếng khoan 4450m) vào các thành tạo này với thành phần là sét kết, bột kết

mỏng màu nâu xen kẹp các tập cát kết mỏng màu xám, hạt mịn đến trung

(hình.3.13). Các mẫu lõi trên độ sâu 4352-4356m; 4448-4450m là các đá cát

kết, bột kết nứt nẻ được xếp vào Devon.

3.1.2 Các thành tạo Devon trên-Cacbon dưới-giữa (D3fm-C2)

Các thành tạo này phân bố rộng rãi trong vùng. Ở gờ nâng Kuanish –

Koskala, tại giếng khoan Karachalak-1 trên độ sâu 3525m gặp đá vôi sinh vật

màu trắng, nứt nẻ, hang hốc bị dolomit hóa và silic hóa, chứa nhiều hóa đá

foraminifera định tuổi cho bậc Xerpukhov (C1). Độ rỗng của đá vôi từ 1.1 đến

13%, độ thấm tốt. Ở giếng khoan thông số Karakuduk-2 và giếng khoan

Karakuduk-3, các thành tạo này là đá vôi hữu cơ, ít khi có dạng hạt tinh thể,

chứa nhiều hóa đá cũng định tuổi cho Cacbon dưới.

Mặt cắt dầy đủ của các thành tạo này được gặp ở khu vực Đông Bắc vùng

nghiên cứu, tại giếng khoan Muynak-1 từ độ sâu 3490 đến 4230m (độ dày

740m) (Hình 3.13) Theo mô tả của công ty Daewoo (2007), tại đây các thành

tạo D3-C2 được chia làm 3 phần:

- Phần trên (3490m-3620m): Acgillit màu đen, bột kết, phân lớp, nứt nẻ,

chứa xi măng hydromica, chứa dolomit, cacbonat và di tích thực vật. Trong đá

gặp những lớp mỏng đá vôi xám sáng với tinh thể canxit, dolomit và mica.

- Phần giữa (3620m-3885m): Đá vôi màu xám sáng, bị dolomit hóa, tái kết

tinh, cấu tạo khối, chứa di tích cổ sinh foraminifera và những mảnh

brachiopoda.

- Phần dưới (3885m-4230): Acgillit với những lớp mỏng bột kết. Acgillit

màu xanh, chứa bột, canxit, clorit, hydromica, nứt nẻ, cấu tạo khối, có chứa di

tích sinh vật. Bột kết màu xám xanh, chứa mica, cấu tạo khối chứa di tích sinh

vật và pyrit.

Các thành tạo D3-C2 phủ bất chỉnh hợp lên các thành tạo Devon ở giếng

khoan Muynak. Chúng cũng bị các thành tạo Jura sớm phủ bất chỉnh hợp ở phía

trên tại giếng khoan này.

Dựa trên tài liệu địa vật lý của hàng loạt giếng khoan trong vùng, Abetov

A.E và nnk (2002) đã xác lập điệp Karakuduk cho các thành tạo này và xây

dựng sơ đồ đẳng dày của chúng (hình 3.19). Theo Abetov và nnk (2002), điệp

Karakuduk được cấu tạo bởi acgilit màu xám tối, màu đen chứa bitum, chắc,

cứng, nứt nẻ với những phân lớp mỏng bột kết, cát kết, cacbonat. Các đá này

giàu vật chất hữu cơ.

Phần dáy của điệp là các thành tạo Devon trên, được cấu tạo bởi đá vôi

màu đen với phần trên có những tập acgilit chứa bitum. Phần nóc của điệp là

các thành tạo Vizei-Xecpukhov dưới, được cấu tạo bởi đá vôi sinh vật, vi hạt và

hạt nhỏ bị dolomit hóa không đều.

Về tính chất vật lý, điệp Karakuduk được đặc trưng bởi mật độ thấp (2.46- 2.60 g/cm3), tốc độ truyền sóng âm của vỉa <5km/s, giá trị điện trở suất thấp và

Gamma tự nhiên thấp. Tính chất rỗng thấm tốt. Độ rỗng 7.67 đến 13.5%.

Độ sâu của nóc điệp từ 3800m ở giữa vùng Chingiz và Chink đến 4200m ở

Karakuduk và sâu dần về phía tây của gờ nâng Kuanish-Koskala và trũng

Sudochi. Độ dày của điệp thay đổi từ 200m ở vùng Chingiz đến 1600m ở vùng

đông Alambek-Urtatepa. Sự thay đổi độ dày liên quan chặt chẽ đến quá trình

bóc mòn, uốn nếp xảy ra sau giai đoạn này.

Như vậy, các thành tạo lục nguyên – cacbonat tuổi D3-C2 gặp ở khu vực

Đông bể Bắc Ustyurt chủ yếu là các tập đá vôi, với các tập acgilit màu xám tối.

Các tập acgillit màu xám tối có khả năng sinh, còn các tập đá vôi có khả năng

chứa. Chúng được thành tạo trong môi trường biển thuộc thềm lục địa.

Hình 3. 20 Bản đồ đẳng dày điệp Karakuduk (D3 - C1) ở diện tích nghiên cứu

3.1.3 Các thành tạo Cacbon trên-Pecmi dưới (C3-P1)

Trong các giếng khoan thu thập được ở khu vực Đông bể Bắc Ustyurt,

không gặp các thành tạo Cacbon trên – Pecmi dưới. Duy nhất trong báo cáo địa

chất của các giếng khoan Ittybay, Nam Aizhankos, L.I.Labutina (2009) có nhắc

đến các thành tạo này ở giếng khoan trên gờ nâng Kuanish – Koskala, nhưng

không chỉ rõ thành phần cũng như độ sâu gặp chúng. Ngay ở khu vực Ittybay,

Nam Aizhankos cũng không gặp các thành tạo này.

Phần phía Nam ở khu vực này, tại lô Kossor gặp các thành tạo P1k là các

trầm tích evaporate.

3.1.4 Các thành tạo phun trào trung tính – andesit (C3-P1?)

Theo Báo Cáo: “nghiên cứu tổng hợp trong phòng thí nghiệm mẫu lõi, mẫu

mụn và mẫu chất lưu của giếng khoan AJ-1X” do Sharafutdinova L.P. và nnk

thực hiện (2013), các thành tạo phun trào gặp ở hàng loạt giếng khoan của trũng

bắc Ustyurt: Kurluk-1, Sarutekyz-1, Baiterek-2P, Kuanish-2P, Tuley-1, Adjibai-

1, Kibir-1, Kartpai-1, Zhyes-1, Atorbai-1, đông Aituz-1, Tadjenkazgan-1, Kubla

Accakeaudan-1 và những giếng khoan khác (hình 3.16). Độ dày lớn nhất ở

giếng khoan Sarutekyz-1 là 900m. Theo thành phần vật chất và đặc trưng cấu

trúc, các thành tạo phun trào ở đây được chia thành 3 tập:

- Tập trên: tập phun trào gồm porphyrite diabaz, porphyrite andesit, porphyrite basalt. - Tập giữa: tập trầm tích vụn - Tập dưới: tập trầm tích bình thường (3243-3583m) Các tập phun trào trên cũng tương tự như ở giếng khoan Kurluk -2 gặp ở độ sâu 2965-2970m. Ở giếng khoan Tuley – 1, các tập phun trào là andesito-daxit (đến daxit – andesit). Ở giếng khoan Zhyes, các thành tạo phun trào có thành phân trung tính và axit; trên độ sâu 3742-3749m đá phun trào là porphyrit andesit bị biến đổi, phong hóa, sáng màu. Ở giếng khoan Kartpai-1, các đá phun trào là porphyrit andesit. Như vậy các đá phun trào ở vùng Ustyurt phân bố tương đối rộng rãi, chủ yếu là các thành tạo phun trào trung tính andesit, andesitobazan. Về tuổi của các thành tạo phun trào: trên độ sâu 3022-3028m (khoảng tập giữa) của giếng khoan Sarutekyz-1, Zamilaxkaia T.K. đã xác định được một phức hệ Foraminifera và Dobrokhotova X.V đã xác định phức hệ Fusulinida định tuổi cho bậc Jeli của Carbon thượng và bậc Asseli của Permi hạ. Tuổi tuyệt đối phân tích ở giếng khoan Sarutekyz-1 từ độ sâu 3166-3174m là 233 +_10 triệu năm bằng phương pháp K-Ar, định tuổi cho Triat sớm. Vì mẫu được lấy trong đá phun trào bị biến đổi, cho nên kết quả tuổi tuyệt đối có thể liên quan đến quá trình thứ sinh. Nhìn chung, tuổi các thành tạo phun trào ở đây hiện nay được xếp vào C3-P1? Vấn đề này cần phải tiếp tục nghiên cứu liên quan đến chế độ địa động lực khu vực.

3.1.4 Các thành tạo Pecmi trên-Triat (P2-T)

Các thành tạo Pecmi trên-Triat phân bố không đồng đều ở khu vực nghiên

cứu (hình 3.20 ). Ở trên gờ nâng Kuanish – Koskala, các thành tạo này có bề

dày mỏng: ở giếng khoan Karakuduk-1, độ dày của P2-T chỉ có 20m (3480-

3500m), ở giếng khoan Karakuduk-2 độ dày của chúng là 60m (3540-3600m).

Ở vùng trũng Barsakelmes thành tạo này có độ dày lớn hơn: ở giếng khoan

Arkmankazgan-1 gặp các thành tạo này ở độ sâu 3460m đến đáy giếng khoan

3920m; với độ dày 460m giếng khoan chưa khoan qua hết các thành tạo Permi

trên - Triat. Ở giếng khoan Muynak -1 không gặp các thành tạo này. Nhìn

chung các thành tạo Permi muộn – Triat phân bố trùng với đới tách giãn tạo rift.

Đây là các thành tạo màu đỏ, đôi nơi là các thành tạo sặc sỡ với những

phân lớp màu xám. Thành phần chủ yếu của các thành tạo này là sét kết, cát kết

với những lớp mỏng sạn kết. Tại giếng khoan Arkmakazgan-1, các thành tạo

Pecmi trên - Triat dưới gặp ở độ sâu 3460m đến đáy giếng khoan ở độ sâu

3920m (độ dày 460m) chủ yếu là sét kết (chiếm từ 35% đến 75%), bột kết, cát

kết và cuội-sạn kết. Nhìn chung, ở đây các thành tạo hạt nhỏ (sét, bột) đóng vai

trò chủ yếu, ít hơn là cát kết với trầm tích hạt thô (sạn kết, cuội kết với những

hạt cuội nhỏ). Trong cát kết thì cát kết grauvac và đa khoáng là chủ đạo. Độ mài

tròn và lựa chọn kém. Xi măng chủ yếu là sét, thành phần cacbonat ít và mỏng.

Acgilic bị nén chặt. Các thành tạo này được hình thành trong môi trường lục

địa.

P2-T

Hình 3. 21 Sơ đồ phân bố các thành tạo P2-T ở Đông bể Bắc Ustyurt theo bản đồ

cấu trúc-kiến tạo khu vực Caspian – Turan (có chỉnh sửa theo tài liệu giếng khoan)

Theo tài liệu địa chấn, các thành tạo Pecmi trên-Triat dưới nằm giữa các

tầng phản xạ. TV và TVI được đặc trưng với trường sóng phản xạ kiểu phân lớp;

sóng không mạnh với nhiều dấu vết của đứt gãy. Độ dày của chúng thay đổi từ

100 đến 400m; chỗ sâu nhất dến 900m.

3.1.5 Các thành tạo Jura dưới-giữa (J1-2)

Ở gờ nâng Trung tâm Kuanish – Koskala, các thành tạo Jura dưới không

gặp ở giếng khoan Koskala-1. Ở giếng khoan Karakuduk 1 và 2, các thành tạo

Jura dưới được gộp chung với Jura giữa và phủ bất chỉnh hợp lên các thành tạo

P2-T. Ở đông bắc vùng nghiên cứu, tại giếng khoan Muynak-1 các thành tạo

Jura dưới gặp trên khoảng độ sâu từ 2930-3490m phủ bất chỉnh hợp lên các

thành tạo D3fm-C2. Tại giếng khoan Akmankazgan các thành tạo này nằm trên

khoảng độ sâu từ 3110m đến 3460m, phủ bất chỉnh hợp lên các thành tạo Pecmi

trên-Triat dưới. Tại đây, các thành tạo Jura dưới được cấu tạo bởi cát kết, acgilit

và bột kết. Cát kết màu xám, có thành phần thạch anh-fenspat, độ hạt trung

bình, hạt nhỏ, đôi nơi hạt lớn, chứa vôi, chứa mica, chắc, cứng. Acgilit màu

xám, xám đen, chứa bột, phân lớp nằm ngang, phân dải do những tập cát màu

xám, nén chặt và rất cứng. Bột màu xám, xám tối phớt xanh, chứa thạch anh-

fenspat, nén chặt, cứng.

Mặt cắt chuẩn của các thành tạo Jura dưới được mô tả ở giếng khoan

Muynak-1 . Ở đây chúng được chia thành hai phần:

- Phần trên là cát kết với những lớp bột kết và acgilit. Cát kết màu xám, hạt

nhỏ đến thô, đôi nơi gặp sạn, cấu tạo khối với phân lớp xiên hình thấu kính, xi

măng gắn kết là kaolinit-hydromica, chứa những tàn dư thực vật bị hóa than.

Acgilit bột, cát chứa hydromica, kaolinit – clorit, dấu vết thực vật bị cacbonat

hóa.

- Phần dưới là acgilit với những lớp bột kết và cát kết. Acgilit màu xám tối,

thành phần clorit – kaolinit – hydromica, chứa những tập than rất mỏng (0.3-

0.8mm). Bột kết hạt nhỏ, thô, màu xám, đa khoáng, có những lớp rất mỏng chứa

than. Cát kết màu xám, kích thước từ hạt nhỏ đến thô. Ở dưới cùng gặp những

hạt sạn đa khoáng, chứa thực vật.

Độ dày của các thành tạo Jura dưới thay đổi. Chúng vắng mặt trên dải nâng

Kuanish-Koskala và tăng dần về phía đông ở trũng Sudochi và đông bắc của

vùng (giếng khoan Muynak) đạt tới 560m.

Các thành tạo Jura giữa phân bố rộng rãi ỡ phía đông bể Bắc Ustyurt trên

các giếng khoan ở phía đông trũng Barsakelmes cũng như ở dãy nâng Kuanish-

Koskala. Chúng thường được cấu tạo bởi hai phần:

Phần trên là các tập sét kết, bột kết, cát kết xen kẹp nhau. Sét kết màu xám,

phớt xanh chứa bột, chứa mica yếu, gặp pyrit và tàn dư thực vật. Bột kết màu

xám, xám xanh, đa khoáng, chứa mica, gặp cả sederit và những lớp than mỏng.

Cát kết màu xám sáng, hạt nhỏ - trung bình, chứa bột, thạch anh – fenspat, mica,

xi măng sét, gặp siderit và những mảnh thực vật.

Phần dưới là sét màu đen, đen tối, cát-bột, phân lớp xiên, thấu kính, cứng,

chắc với những lớp mỏng than hydromica – kaolinit – clorit, chứa siderit và

pyrit. Bột kết màu xám đen, hạt nhỏ - thô, thạch anh – fenspat, xi măng

hydromica-kaolinit-clorit, chứa siderit và pyrit, mảnh thực vật, phân lớp xiên.

Cát kết màu xám sáng, hạt nhỏ - thô, đa khoáng với xi măng gắn kết là

hydromica – kaolinit, chứa những lớp than.

Trong các tập sét màu đen chứa nhiều bào tử phấn hoa, đặc biệt là giếng

khoan Koskala-1 bào tử chiếm đến 67-82%, định tuổi cho các bậc Aalen-Bayos-

Datian thuộc Jura giữa.

Độ dày của các thành tạo Jura giữa tương đối ổn định, dao động trong

khoảng 400-500m.

Nhìn chung các thành tạo Jura dưới - giữa là các thành tạo lục địa, được

hình thành trong môi trường đầm lầy, vũng vịnh.

3.1.6 Các thành tạo Jura trên (J3)

Ở khu vực Đông bể Bắc Ustuyrt, các thành tạo Jura trên phân bố rộng rãi

và gặp trong các giếng khoan ở các vùng nâng Kuanish-Koskala cũng như các

vùng hạ như phía đông trũng Barsakelmes, Sudochi. Ở vùng nâng Kuanish-

Koskala, tại giếng khoan Koskala-2 các thành tạo Jura trên nằm từ độ sâu

2450m đến khoảng 2590m (dày 140m); ở giếng khoan Karakuduk-1 - từ độ sâu

2400 – 2800m (dày 400m); ở giếng khoan Karakuduk-2 - từ độ sâu 2420 –

2800m (dày 380m). Ở phía đông bắc vùng, tại giếng khoan Muynak-1, chúng

nằm ở độ sâu từ 1820m đến 2370m (dày 550m). Ở phía Tây Nam của vùng, tại

giếng khoan Akmakazgan-1, các thành tạo này nằm ở độ sâu từ 2195m đến

2525m (dày 330m). Ở các giếng khoan Koskala và Muynak, chúng được cấu

tạo bởi sét xám, phớt xanh, xanh; phần trên mặt cắt có màu đỏ - nâu, đôi khi

phớt tím với những lớp bột và cát kết không lớn; phần dưới đá bị nén ép dạng

acgilit, không chứa vôi, chứa mica yếu, có những mặt trượt và tàn dư thực vật.

Bên cạnh đó tồn tại những lớp mỏng bột kết và cát kết. Ở giếng khoan

Akmakazgan-1 phần trên cùng gặp tập đá vôi cứng chắc, màu xám – xanh da

trời, còn bên dưới là những tập sét, nén ép tương tự như acgilit, xen những tập

sét kết thạch anh-fenspat hạt mịn và bột kết màu xanh tối, không chứa vôi, mica

yếu, nằm ngang và cứng chắc.

Trong các thành tạo này gặp nhiều bào tử phấn hoa, định tuổi cho các bậc

Xellovei-Oxford. Độ dày của các thành tạo Jura trên thay đổi từ 140m (giếng

khoan Koskala-1) đến 550m (giếng khoan Muynak).

Ranh giới dưới của các thành tạo Jura trên là ranh giới chuyển tiếp với các

thành tạo Jura dưới-giữa. Ranh giới trên là một bất chỉnh hợp khu vực.

Các thành tạo Jura trên được hình thành chủ yếu trong môi trường biển

tiến, lục địa ven bờ, đầm lầy, vũng vịnh ven biển.

3.1.7 Các thành tạo Kreta dưới (K1)

Các thành tạo Kreta dưới ở khu vực đông bể Bắc Ustyurt được gặp ở các

giếng khoan với bề dày lớn (bảng 3.1).

Các thành tạo này được đặc trưng bằng những đặc điểm thạch học như sau:

Lót đáy các thành tạo Kreta dưới là một tập cát kết mỏng (ở các giếng

khoan Koskala) với độ dày khoảng 15m. Cát kết màu xám sáng, hạt trung bình,

chứa vôi. Phủ lên các thành tạo này là các tập cát kết, sét kết xen kẹp nhau. Ở

phía dưới các tập là các tập cát kết thường có màu đỏ - nâu, nâu – gạch; ở phía

trên cát có màu xám, xám xanh, nén ép, hạt không đều, chứa vôi. Các tập sét

xám xanh, xám, có chỗ màu nâu gạch, bị nén ép, dạng acgilit, có chứa tàn dư

thực vật bị chôn vùi. Phần trên cùng của mặt cắt là tập cát kết màu xám, phớt

xanh, hạt không đều, thành phần thạch anh – fenspat, chứa vôi, chứa sét, xi

măng gắn kết yếu. Trong các tập sét kết chứa tập hợp bào tử phấn hoa định tuổi

cho phụ thống Neocom và các bậc Aptian, Abbian của thống Kreta dưới.

Độ dày của các thành tạo Kreta dưới dao động từ 914 đến 1080m. Các

thành tạo Kreta dưới phủ bất chỉnh hợp lên các thành tạo Jura trên và chuyển

tiếp lên các thành tạo Kreta trên.

Bảng 3. 2 Độ sâu và độ dày của các thành tạo Kreta dưới ở đông bể Bắc

Ustyurt.

Giếng khoan

Nam

Đông

Koskala-1 Koskala-2 Koskala-3

Karakuduk-1 Muynak

Karaumbet

Barsakelmes

Độ sâu (m)

1125

1307

1280

1300

1360

1380

740

Nóc

2050

2221

2250

2175

2420

2400

1820

Đáy

925

914

970

875

1060

1020

1080

Độ dày

3.1.8 Các thành tạo Kreta trên (K2)

Các thành tạo Kreta trên phân bố rộng rãi ở vùng đông bể Bắc Ustyurt,

nằm trên các độ sâu khác nhau với các độ dày khác nhau (bảng 3.2)

Bảng 3. 3 Độ sâu và độ dày của các thành tạo Kreta trên ở đông bể Bắc Ustyurt

Giếng khoan

Nam

Đông

Koskala-1 Koskala-2 Koskala-3

Karakuduk-1 Muynak

Karaumbet

Barsakelmes

Độ sâu (m)

Nóc

460

534

520

550

590

620

10

Đáy

1125

1307

1280

1300

1360

1380

740

Độ dày

665

773

760

750

770

760

730

Mặt cắt địa chất của các thành tạo này được mô tả ở giếng khoan Nam

Karaumbek. Tại đây các thành tạo này được chia thành 2 phần rõ rệt: dưới là cát

kết, sét kết và phần trên là cacbonat.

Về thành phần thạch học, phần dưới gồm cát kết, bột kết, sét kết. cát kết có

màu xám, xám xanh, hạt nhỏ, vừa, nén ép yếu, thành phần thạch anh-fenspat,

đôi chỗ thạch anh-glauconit, chứa sét, chứa vôi, gặp những tàn tích thực vật bị

chôn vùi.

Bột kết màu xám, xám đen, chứa sét, chứa trầm tích thực vật bị chôn vùi,

phần trên có chứa vôi.

Sét kết màu xám, xám đen, phớt xanh, chứa bột và những di tích

pelycypoda, ammonit bảo tồn kém.

Căn cứ vào đặc điểm hóa đá, các thành tạo này được xếp vào bậc

Xenomanian và Turonian. Độ dày phần dưới tại giếng khoan này là 355m.

Phần trên là các thành tạo Cacbonat. Chúng bao gồm các đá macnơ chiếm

chủ yếu ở bên dưới và đá vôi ở bên trên.

Đá macnơ màu xám sáng, có những lớp trông giếng đá phấn, đôi nơi chứa

sét, chứa tàn tích thực vật bị pyrit hóa và hóa đá bảo tồn kém. Phần dưới của tập

đá macnơ là một tập cát kết màu xám xanh, hạt nhỏ, thành phần thạch anh

fenspat.

Phủ bóc mòn lên các thành tạo đá macnơ là đá vôi màu xám trắng, phớt

xanh, đôi nơi chứa cát, ở phần dưới chứa sét có pyrit và hóa đá.

Căn cứ vào đặc điểm hóa đá, các thành tạo phần trên được định tuổi là phụ

thống Xenonian, Datian. Chúng được thành tạo trong môi trường biển, biển

nông.

3.1.9 Các thành tạo Paleogen (E)

Các thành tạo Paleogen ở đông bể Bắc Ustyurt được chia thành 3 thống

Paleoxen, Eoxen và Oligoxen.

Các thành tạo Paleoxen phân bố ở các trũng và vắng mặt ở các vùng nâng

và phủ bóc mòn lên các thành tạo Datian. Đó là các đá macnơ màu xám phớt

xanh, đôi nơi màu lốm đốm, cứng, chứa cát yếu, chứa hóa đá cá. Phần trên, các

đá chuyển sang màu nâu. Độ dày 14m.

Các thành tạo Eoxen chủ yếu là đá macnơ màu xám, xám trắng, chắc, chứa

sét, pyrit ở bên dưới, đá macnơ màu xám gạch, gạch tối, chứa sét và vảy cá ở

giữa và đá macnơ màu xanh sáng, xám-xanh da trời, chuyển lên đá macnơ màu

xám nâu ở trên.

Các thành tạo Oligoxen chủ yếu là sét xám sáng, xám xanh, xám gạch,

chứa bột, chứa vôi, nén ép trung bình.

Độ dày của các thành tạo Paleogen ở giếng khoan Koskala khoảng 400-

450m.

3.1.10 Các thành tạo Neogen – Đệ Tứ (N-Q)

Các thành tạo Neogen gặp ở tất cả các giếng khoan trong vùng và thường

được cấu tạo bở đá macnơ màu xám – phớt xanh, xám sáng với những ổ sắt, lớp

sét màu xám xanh ở phía dưới và đá vôi màu xám, xám – sáng, xám gạch, nén

chặt chứa sét ở phía trên. Độ dày của chúng khoảng 80-90m.

Các thành tạo Đệ Tứ phân bố rộng rãi ở trong vùng nghiên cứu với thành

phần là á sét, á bột màu xám vàng bị thạch cao hóa. Độ dày khoảng 1-2m.

Như vậy, các thành tạo Jura, Kreta có nguồn gốc lục nguyên, luc nguyên –

cacbonat phân bố rộng rãi trong khu vực đông bể Bắc Ustyurt phủ bất chỉnh hợp

lên các thành tạo Paleozoi. Độ sâu của các phân vị địa tầng được thể hiện trên

bảng 3.3.

Bảng 3. 4 Độ sâu các phân vị địa tầng tại một số giếng khoan vùng nghiên cứu

3.2 Các thành tạo magma xâm nhập

Trên sơ đồ địa chất (hình3.16) có thể hiện một số khối magma xâm nhập

nhỏ tồn tại ở khu vực đông nam bể bắc Ustyurt, nhưng đến hiện nay chưa tìm

được tài liệu nào mô tả về những khối magma xâm nhập này. Theo tài liệu mô

tả ở khu vực Bukhara-Khiva, các thành tạo xâm nhập chủ yếu là granit,

granodiorit và hiện nay được xếp vào tuổi C3-P1?

3.3 Đặc điểm kiến trúc

3.3.1 Vị trí kiến tạo của vùng nghiên cứu

Trên bình đồ kiến trúc hiện tại, theo tài liệu USGS, 2001, diện tích nghiên

cứu nằm ở phía Đông-Đông Nam của bể trầm tích Jura-Kainozoi bắc Ustyurt

(hình 3.21). Bồn trũng Bắc Ustyurt phía Đông giáp với bồn trũng Đông Aral,

phía Tây Nam giáp với dải nâng Trung Tâm Ustyurt, phía Đông Nam tiếp giáp

với trũng Daryaluk – Daudan thuộc rìa bắc của khối nâng Karakum –

Karabogaz. Phía tây bắc của bồn trũng bắc Ustyurt tiếp giáp với bồn trũng Bắc

Caspian qua dãy nâng Nam Emba.

Hình 3. 22 Vị trí kiến tạo khu vực Đông bể Bắc Ustyurt trên bản đồ cấu tạo lớp

phủ trầm tích Trung Á.

Trong Oligocen – Đệ tứ, khu vực nghiên cứu thuộc đồng bằng Turan, chịu

ảnh hưởng bởi quá trình tạo núi phía đông Uzbekistan.

Trong Jura-Kreta khu vực nghiên cứu là một phần cực bắc rìa lục địa thụ

động của đại dương Mesotethys.

Trong Paleozoi khu vực nghiên cứu chịu ảnh hưởng của quá trình va mảng,

hút chìm và tạo núi trên rìa lục địa thụ động của đại dương cổ Ural-Thiên Sơn.

3.3.2 Hình thái bề mặt nóc các tầng

Theo tài liệu hiện có của Viện Dầu Khí Uzbekstan và tài liệu chúng tôi thu

thập được (Abetov, 2006), để nghiên cứu các hình thái bề mặt nóc các tầng ở

đông bể Bắc Ustyurt chúng tôi sử dụng bề mặt nóc tầng Jura, nóc tầng Paleozoi,

bề mặt nóc tầng D3-C2 (nóc điệp Karakuduk). Bề mặt bất chỉnh hợp nóc tầng PZ

, nóc tầng Jura và các bề mặt bất chỉnh hợp khác được thể hiện trên các mặt cắt

địa chất - địa chấn (hình 3.22, hình 3.23).

Đ T

Hình 3. 23 Mặt cắt địa chấn thể hiện các bề mặt BCH theo tuyến Kuskair Trung Tâm – Arktumcyk

Hình 3. 24 Mặt cắt địa chấn thể hiện các bề mặt BCH theo tuyến từ gờ nâng

Kuanish – Koskala đến hệ uốn nếp Arktumcyk

a. Hình thái bề mặt nóc tầng Jura

Trong phạm vi đông của bể Bắc Ustyurt, theo bề mặt nóc trầm tích Jura

(do Viện Dầu Khí Uzbeskistan cung cấp_hình 3.24) có thể chia ra 4 đơn vị cấu

trúc (hình 3.25)

1. Phần đông trũng Barsakelmes

2. Đới nâng Trung Tâm Kuanish-Koskala

3. Trũng Sudochi

4. Phần đông nam của hệ uốn nếp Arktumcyk

Hình 3. 25 Hình thái bề mặt nóc Jura vùng Đông bể Bắc Ustyurt (theo tài liệu củaViện Dầu khí Uzbekistan)

Hình 3. 26 Các đơn vị kiến trúc nóc tầng Jura trên (J3) ở diện tích nghiên cứu

1. Phần đông trũng Barsakelmes. Trũng Barsakelmes là một trũng lớn

nằm ở phía Tây khu vực nghiên cứu. Song, trong phạm vi khu vực Đông của bể

Bắc Ustyurt, trũng này chỉ là một dải hẹp, sâu thuộc rìa đông của bể, chạy theo

phương kinh tuyến, chiều dài khoảng 130km, chiều rộng khoảng 40 km. Nóc

của tầng Jura nằm trên độ sâu khoảng 2100m đến 2300m. Trong phạm vi của

khu vực nghiên cứu, từ bắc xuống nam gặp những cấu tạo sau đây:

- Cấu tạo Aktaylak nằm ở độ sâu 2200m chạy theo phương tây bắc xuống

nam.

- Cấu tạo Seil nằm ở độ sâu 2000m chạy theo phương đông bắc – tây nam.

- Các cấu tạo nhỏ Ayman phía nam, nằm trên độ sâu 2000m.

Tại dải hẹp, sâu, gặp rất nhiều cấu tạo như Atorbay, Kartpay, Shim.Tuley,

Isatay, Nasambek, Shaytankal, Erkim, Ayman, Pasture và Akmankazgan... Các

cấu tạo này nằm ở độ sâu khép kín từ 2300 đến 2350m.

Trong các cấu tạo trên, các cấu tạo Artaylak, Isatay, Ortabay, Shaytankay,

Erkin, Pasture, Ayman đã ghi nhận có biểu hiện dầu khí.

2. Đới nâng Trung Tâm Kuanish-Koskala nằm trọn vẹn ở đông bể Bắc

Ustyurt, chạy theo phương kinh tuyến, chiều rộng dao động trong khoảng 8 -24

km, trung bình 16 km, chiều dài khoảng 75km, đới nâng được mở rộng về phía

nam. Ở phía tây, đới nâng ngăn cách với phần đông của trũng Barcakelmes

bằng một vách dốc ở tây cấu tạo Alambek. Ở phía đông, đới nâng thấp dần về

trũng Sudochi. Nóc của các thành tạo Jura ở đây nằm trên độ sâu khoảng 2100m

đến độ sâu 2400m ở ven rìa khối nâng. Đới nâng được chia làm 2 phần:

- 2.1 Phần phía bắc: các thành tạo Jura có bề dày lớn (khoảng 1000m) phủ

lên các thành tạo Permi – Triat có bề dày rất mỏng (20-60m) hoặc có thể phủ

trực tiếp lên đá vôi D3fm-C2.

- 2.2 Phần phía nam: các thành tạo Jura phủ trực tiếp lên các thành tạo PZ.

Ở đây đã phát hiện được nhiều cấu, từ bắc xuống nam lần lượt là các cấu

tạo Kuanish, Karakuduk, Trung Tâm Kushkair, Karachalak, Kokchalak,

Koskala và Karaumbet. Trong các cấu tạo này đã được khoan nhiều giếng

khoan, đặc biệt là cấu tạo Karachalak đã phát hiện các mỏ dầu khí trong các

thành tạo truyền thống Jura. Trong các thành tạo Paleozoi đã phát hiện 2 mỏ khí

Kokchalak và Karachalak ở trung tâm đới nâng.

3. Trũng Sudochi: trũng nằm trọn vẹn trong khu vực phía đông bể Ustyurt,

kéo dài theo phương Bắc Tây Bắc – Nam Đông Nam có chiều rộng khoảng 14 -

22 km và chiều dài 55 km. Bề mặt của nóc Jura nằm ở độ sâu từ 2150m ở phía

Đông Bắc của mỏ Đông Kuanish và tăng dần về phía Nam đến độ sâu 2550m ở

phía Đông Nam của Urga và phía nam vùng Mashtah. Ở đây đã phát hiện ra các

cấu tạo Audon, Urga-Daly, Aral, Ashamay, Mashtah, Khalkabad, Mashan và

Kungrad. Mỏ khí đã được phát hiện trong các thành tạo Jura, trong đó có những

mỏ lớn như Urga, Daly.

4. Phía đông nam của hệ uốn nếp Acktumcyk: Đây là hệ uốn nếp phức

tạp nằm ở phía Bắc của vùng nghiên cứu. Trong phạm vi của đông bể Bắc

Ustyurt, phần đông nam của hệ này gồm gờ nâng Berdah, gờ nâng

Valdobraznoe, giữa hai gờ nâng này là một trũng hẹp được gọi lả trũng hẹp giữa

Surgil – Akta. Góc đông bắc của hệ uốn nếp này là khối nâng nhỏ Arman.

4.1. Gờ nâng Berdah: Gờ nâng này có cấu tạo vòng cung ở phía Đông của

vùng nghiên cứu, kéo dài từ Kabanbai ở phía Bắc qua Berdah ở Trung Tâm với

chiều rộng khoảng 8 km. Nóc của Jura được nổi cao ở phía Nam đến độ sâu

600m ở Arka Kungrad và sâu dần về phía Bắc đến độ sâu 1450m ở Kabanbai. Ở

đây đã phát hiện ra các cấu tạo như Kabanbai, Berdah, Sherge và Arka Kungrad

và các mỏ khí trong các thành tạo Jura như mỏ Bắc Urga, cụm mỏ Berdah, mỏ

Shege.

4.2. Gờ nâng Valdobraznoe: Là một cấu tạo hẹp với chiều rộng khoảng 6

km đến 8 km chạy theo phương Đông Bắc – Tây Nam. Nóc của các thành tạo

Jura nằm ở độ sâu 1650m đến 1800m. Ở đây cũng đã phát hiện ra một loạt các

cấu tạo nhỏ chạy theo phương đông bắc – tây nam như cấu tạo Baht, Omad,

Bayluk, Saul, Zhantaz và Tây Muynak, trong đó cấu tạo tây Muynak đã phát

hiện ra dầu.

4.3. Trũng hẹp giữa Surgil – Arka: Trũng này kéo dài theo phương đông

bắc – tây nam, là đuôi trũng đông nam của hệ uốn nếp Arktumcyk, chiều rộng

đạt khoảng 8 – 10 km. Nóc của Jura nằm ở độ sâu -1850m, -1875m, tạo thành

những trũng sâu kéo dài. Tại đây chưa phát hiện được cấu tạo.

4.4. Đới nâng Arman: đây là tập hợp các cấu tạo nhỏ nằm ở góc Đông Bắc

của Đông bể Ustyurt. Nóc của Jura nằm ở độ sâu khoảng 1300m.

b. Hình thái bề mặt nóc tầng Paleozoi

Theo tài liệu của Viện dầu khí Uzbekistan (2009), hình thái bề mặt nóc

Paleozoi được thể hiện trên hình 3.26. Nóc của móng Paleozoi được hiểu là nóc

của tầng phản xạ TVI. Nhìn chung, hình thái bề mặt nóc tầng Paleozoi ít phân dị

và có thể chia thành 2 phần: Đông Bắc và Tây Nam. Ranh giới giữa chúng là

đứt gãy FPZ.

Ở phía đông bắc, nóc của PZ nằm ở độ sâu lớn từ 4-6km, có hình thái phức

tạp, bị phá hủy bởi nhiều hệ thống đứt gãy chạy theo phương ĐB-TN.

Ở phía tây nam, nóc của PZ được nâng cao đến độ sâu 3-3,1 km, tạo thành

một gờ nâng ở trung tâm, chạy theo phương kinh tuyến. Phía đông và phía tây

của gờ nâng là những trũng sâu, khép kín. Ở phía đông trũng sâu kéo dài theo

phương á kinh tuyến và nằm ở độ sâu đến 4,4 km. Ở phía tây, trũng có hình elip

nằm ở độ sâu 3,6 km. Dựa vào những đặc điểm hình thái bề mặt PZ, chúng tôi

đã chia ra những đơn vị cấu trúc sẽ được trình bày ở phần sau.

Hình 3. 27 Hình thái kiến trúc nóc Paleozoic theo tài liệu của Viện Dầu khí Uzb

(2009)

c. Hình thái bề mặt nóc tầng D3 – C2 (Điệp Karakuduk)

Sơ đồ hình thái bề mặt nóc tầng D3 – C2 (điệp Karakuduk) được các tác giả

A.E.Abetov, C.T.Khucanor, A.C. Orudjeva và n.n.k thành lập theo tài liệu của

hàng loạt giếng khoan khu vực (hình 3.27). Như trên đã nêu, trong thành tạo

nóc của điệp Karakuduk có sự tham gia của các trầm tích đá vôi sinh vật hạt nhỏ

và vi hạt, chắc, bị canxit hóa và dolomite hóa không đều được định tuổi là

Vizei-Xerpukhov dưới. Ở khu vực nghiên cứu bề mặt nóc này nằm ở độ sâu từ

3800m ở phía Đông của Urtatepa, bắc trung tâm Kuskair, đến -4000m ở

Adjibai, Kubla Chink và sâu dần về phía Tây thuộc phạm vi của trũng

Barsakelmes đến độ sâu -4200, -4400m. Ở phía Đông Bắc của vùng nghiên cứu

(vùng Aral, Berdah), nóc của các thành tạo này nằm ở độ sâu từ 4200m đến

4800m.

Nóc của điệp Karakuduk tạo nên hàng loạt những cấu tạo riêng biệt. Ở

phía Tây của vùng nghiên cứu, từ Bắc xuống Nam tồn tại các cấu tạo như

Karakuduk, Kybyz, Adjibai, Trung tâm Kushkair, Đông Urtatepa, Alembek,

Priozer. Ở phía Đông Bắc vùng nghiên cứu là cấu tạo Aral – Berdah. Các cấu

tạo thường có dạng đẳng thước (Karakuduk, Adjibai, v.v….), cấu tạo Kybyr có

dạng kéo dài theo phương Đông Bắc – Tây Nam. Cấu tạo Đông Urtatepa và

Priozer chạy theo phương Tây Bắc – Đông Nam. Tại các cấu tạo này đã tiến

hành khoan nhiều giếng khoan, song giếng khoan gặp khí chỉ ở cấu tạo

Alambek, đã phát hiện ra 2 mỏ khí Karachalak vào các năm 1991, 1993 trong

các thành tạo C1.

Hình 3. 28 Hình thái kiến trúc nóc điệp Karakuduk (D3 – C2) ở diện tích nghiên cứu

3.3.3 Sơ lược đặc điểm uốn nếp

Trên các mặt cắt địa chấn đều nhận thấy rõ, các thành tạo địa chất từ

Oligocene đến Đệ Tứ là những thành tạo nằm ngang, không bị uốn nếp.

Các thành tạo Jura – Kreta là những thành tạo bị uốn nếp. Điều này có thể

được ghi nhận trên bản đồ cấu tạo theo nóc tầng Jura. Các phức nếp lồi tương

ứng với khối nâng Trung Tâm Kuanish – Koskala và phía đông nam của hệ uốn

nếp Arktumcyk. Các phức nếp lõm tương ứng với các trũng Sudochi, phía đông

trũng Barsakelmes. Đây là những nếp uốn sau trầm tích xảy ra trong Jura –

Kreta - những nếp uốn kế thừa và đặc biệt là những nếp uốn nghịch đảo liên

quan đến những cấu tạo trong Jura. Các nếp uốn đồng trầm tích liên quan đến

các thành tạo Jura sớm – giữa, khi bề mặt Paleozoi bắt đầu bị sụt lún. Vấn đề

này cần được minh giải trên các mặt cắt địa chấn.

Các nếp uốn trong Paleozoi rất phức tạp. Các đá bị biến dạng. Trong giếng khoan Koskala-1, các đá này có góc cắm rất dốc đến 700. Pha tạo núi Hecxini đã

tạo nên các nếp uốn đảo, các hệ thống đứt gãy nghịch và chờm nghịch. Vấn đề

này cần phải được tiếp tục nghiên cứu trong thời gian tới.

3.3.4 Đặc điểm đứt gãy

Theo bản đồ cấu tạo của nóc Paleozoi do Viện Dầu Khí Uzbekistan cung

cấp, trong phạm vi vùng đông bể Bắc Ustyurt và vùng rìa ghi nhận 36 đứt gãy

chính (hình 3.28).

Khu vực đông bể Bắc Ustyurt nằm kẹp giữa 2 hệ thống đứt gãy lớn phân

chia các đới kiến trúc: Đó là đứt gãy Đông Aral chạy theo phương kinh tuyến,

phân chia bể Ustyurt với bể Đông Aral và đứt gãy phía bắc của khối nâng Trung

Tâm Ustyurt, phân chia bể Bắc Ustyurt với khối nâng Trung Tâm.

Trong phạm vi nghiên cứu, đứt gãy FPZ là một đứt gãy lớn, hình uốn lượn

chạy từ phía tây bắc xuống đông nam của vùng, phân chia bề mặt Paleozoi

thành 2 phần: Đông Bắc và Tây Nam. Các hệ thống đứt gãy trên bề mặt

Paleozoi, chủ yếu nằm ở phía đông bắc của vùng và chạy theo phương đông bắc

– tây nam. Các hệ thống này bị xê dịch bởi hệ thống đứt gãy nhỏ chạy theo

phương kinh tuyến. Ở phía tây nam cũng gặp 2 đứt gãy nhỏ chạy theo phương

kinh tuyến trên bề mặt PZ.

Đứt gãy trên bề mặt móng kết tinh được phát hiện chủ yếu trên gờ nâng

Trung Tâm Kuanish – Koskala. Chúng có phương á kinh tuyến và chuyển dần

sang hướng đông bắc – tây nam.

Hình 3. 29 Sơ đồ phân bố các đứt gãy trong Paleozoi ở đông bể Bắc Ustyurt

3.2.5 Phân vùng kiến trúc

Căn cứ vào đặc điểm cấu trúc nóc các tầng Paleozoi, có thể chia vùng

Đông bể Bắc Ustyurt thành các đơn vị kiến trúc như sau (Hình. 3.29):

I. Phần Đông bắc II. Phần Tây nam

II.1 Đới nâng phía nam II.2 Đới nâng Trung tâm II.3 Trũng Sudochi II.4 Trũng đông Barcakelmes Ranh giới giữa hai phần là đứt gãy Fpz.

Hình 3. 30 Phân vùng kiến trúc khu vực nghiên cứu

Kèm theo bản đồ phân vùng này là các mặt cắt địa chất – địa vật lý cắt

ngang qua khối nâng Trung Tâm Kuanish – Koskala (hình 3.30 và hình 3.31)

Hình 3. 31 Mặt cắt địa chất – địa vật lý ngang qua khu vực Đông bể Bắc

Ustyurt

Hình 3. 32 Mặt cắt địa chất khái quát từ Tây sang Đông qua gờ nâng trung tâm

Kuanysh - Koskala

I. Phần Đông Bắc của vùng, móng của PZ đến nay mới chỉ phát hiện được

một diện tích nhỏ ở bên cạnh đứt gãy được cấu tạo bởi các đá phun trào andesit?

và một khối granit nhỏ có tuổi C3-P1?. Các thành tạo cát, bột và sét kết có tuổi

C2-3 cũng được phát hiện ở đây. Bề mặt móng Paleozoi bị phân dị phức tạp, các

đường đẳng sâu của bề mặt móng tạo thành những cấu tạo không khép kín, bị

phá vỡ bởi nhiều hệ thống đứt gãy chạy theo phương Tây Bắc-Đông Nam. Bề

mặt móng Paleozoi nằm ở độ sâu từ 4 đến 6 km.

II. Phần Tây Nam của vùng, hình thái bề mặt Paleozoi ít bị phân dị. Ở

đây có thể chia ra các đơn vị cấu tạo bậc cao hơn như sau:

II.1 Đới nâng phía Nam: Đây là dải nâng cao nhất của móng Paleozoi

được cấu tạo bởi các đá của nhịp trầm tích Cambri – Devon, đó là các đá phiến

sét, argillit bị biến chất, phủ bất chỉnh hợp lên chúng là các thành tạo Jura. Nóc

của nó đạt tới độ sâu 2 km gần với khối nâng Trung Tâm Ustyurt ở phía nam

vùng và sâu dần về phía Bắc. Trên nóc móng này cũng gặp những cấu tạo nhỏ,

tuy nhiên không có ý nghĩa trong việc đánh giá tiềm năng dầu khí.

II.2 Gờ nâng Trung Tâm: Gờ nâng kéo dài theo phương kinh tuyến được

giới hạn ở phía Bắc là đứt gãy FPZ, phía đông là đường đẳng sâu 3.6 km, phía

Tây là đường đẳng sâu 3.5 km. Gờ nâng được cấu tạo chủ yếu bởi các thành tạo

lục nguyên carbonat của “điệp Karakuduk” có tuổi D3-C2 và các thành tạo cát,

bột, sét kết có tuổi C2-3. Các thành tạo Permi – Triat gặp với độ dày rất mỏng.

Phủ bất chỉnh hợp lên chúng là các thành tạo Jura có độ dày 2-3 km. Tại gờ

nâng này tồn tại một số cấu tạo sau đây trên bản đồ nóc PZ:

- Cấu tạo Kuanish: nóc của Paleozoi ở độ sâu 3km.

- Cấu tạo Anchalak: nóc của Paleozoi ở độ sâu 3.1km.

- Cấu tạo Alambek: đây là một cấu tạo lớn, nóc của Paleozoi nằm ở độ sâu

3.1 km. Xung quanh cấu tạo này còn một loạt cấu tạo nhỏ khác nằm ở độ sâu

tương tự .

Trên bản đồ nóc của điệp Karakuduk ghi nhận các cấu tạo sau đây (Hình

3.32)

Hình 3. 33 Sơ đồ phân bố cấu tạo Trung Tâm Kushkair và Urtatepa có độ sâu

nóc của các thành tạo D3-C2 nằm ở 3800m

- Cấu tạo Trung Tâm Kushkair: Cấu tạo có hướng Đông Bắc – Tây Nam,

nóc của điệp nằm ở độ sâu -3800m. Theo tài liệu năm 2002, tại đây có một

giếng khoan vào Paleozoi nằm ở phía Đông Nam của cấu tạo.

- Cấu tạo Tây Urtatepa: cấu tạo có phương Tây Bắc – Đông Nam, nóc của

điệp nằm ở độ sâu -3800m. Theo tài liệu năm 2002, tại đây cũng có một giếng

khoan vào Paleozoi ở nóc cấu tạo.

- Cấu tạo Priozer: cấu tạo có phương Tây Bắc – Đông Nam, nóc của điệp

nằm ở độ sâu -4000m. Ở đây đã có 3 giếng khoan vào Paleozoi.

Trong các cấu tạo Urtatepa, Priozer và Trung Tâm Kushkair đã có một số

giếng khoan, nhưng không phát hiện được dầu khí. Trong khi đó, ở khu vực

Karachalak (nằm ở phía Nam các cấu tạo này) đã phát hiện được dòng

condensat công nghiệp trong các thành tạo C1.

II.3 Trũng Sudochi: Trũng này ở phía đông , bám theo đứt gãy FPZ. Trên

bề mặt nóc của các thành tạo Paleozoi, đây là một trũng khá sâu, độ sâu từ 5.5

km đến 6.5 km ở phía Nam và từ 3 km đến 5 km ở phía Bắc. Ở đây không tồn

tại các cấu tạo.

Trên bề mặt nóc của các thành tạo D3-C2, các đường đẳng sâu mới chỉ thể

hiện ở góc Đông Bắc của trũng và cấu tạo nâng cao nhất được khép kín ở độ sâu

-4200m.

II.4 Trũng Đông Barsakelmes: Đây là một trũng có dạng hình elip, độ sâu

nóc PZ đạt tới 4 km và nâng cao dần về phía bắc và phía nam. Tại đây, các

thành tạo phun trào trung tính phân bố khá rộng, ngoài ra còn cả lục nguyên

carbonat có tuổi D3fm-C2. Dải đá vôi ở phía đông bắc của trũng kéo dài theo

phương á kinh tuyến là phần tiếp tục của dải đá vôi từ gờ nâng Trung tâm. Góc

tây bắc của trũng tồn tại các thành tạo biến chất tuổi Silur?.

Theo bàn đồ cấu tạo nóc Paleozoi, ở đây có một cấu tạo lớn phía Tây Nam

của trũng, nhưng nằm ở độ sâu khá lớn (>3.4km), vì vậy không có hy vọng tìm

kiếm vào cấu tạo này.

Trên sơ đồ nóc của điệp Karakuduk, ở trũng này cũng phát hiện cấu tạo

Karakuduk, nóc của nó nằm ở độ sâu 4200m. Vì vậy cũng không có hy vọng

tìm kiếm vào cấu tạo này.

3.3 Lịch sử phát triển kiến tạo

Vùng đông bể Bắc Ustyurt chiếm một diện tích không lớn, nằm tiếp giáp

với trũng Đông Aral, dải nâng Trung Tâm Ustyurt và đơn vị cấu trúc Karakum-

Barabogaz.

Tuy nhiên, lịch sử phát triển kiến tạo của vùng không thể tách khỏi lịch sử

phát triển kiến tạo ở khu vực Nam Á-Âu nói chung và khu vực Ural-Thiên Sơn

nói riêng. Vì vậy, trước khi xác định lịch sử phát triển kiến tạo của các giai đoạn

trước Jura, cần thiết phải đề cập một số nét về lịch sử kiến tạo khu vực.

3.3.1 Sơ lược lịch sử phát triển kiến tạo

Hiện nay có nhiều quan điểm khác nhau về lịch sử phát triển kiến tạo của

khu vực (Abidov, 2009; Gavrilov và nnk, 2009; Joltaev, 1998; Zonenshai và

nnk, 1990; v.v…) Trong báo cáo này, chúng tôi sử dụng quan điểm của

G.J.Joltaev (1992) để đề cập một cách sơ lược lịch sử phát triển kiến tạo của

vùng.

Kế thừa học thuyết phân lớp kiến tạo các mảng thạch quyển của A.V.Peive

những năm 60 thế kỷ trước, G.J.Joltaev cho rằng sự hình thành phần phía nam

mảng thạch quyển Á-Âu nói chung được xác định bởi những chuyển động kiến

tạo theo hai quy mô khác nhau xảy ra trên hai mức khác nhau: mức toàn cầu –

trên ranh giới của quyển mềm (astenosfera) và mức khu vực – trên ranh giới của

lớp asteno vỏ.

Trên bình đồ khu vực, toàn bộ phần phía nam mảng thạch quyển Á-Âu

nằm trong phạm vi của mảng thạch quyển tuổi Paleozoi, được gọi là Đông Âu-

Turan (Joltaev, 1998). Mảng này được giới hạn ở phía đông là đại dương cổ

Ural-Thiên Sơn, ở phía nam là đại dương cổ Paleotethys. Hai đại dương cổ đó

phân chia mảng thạch quyển Đông Âu-Turan trên mực của lớp quyển mềm của

Trái đất. Ở ranh giới đó, trên các giai đoạn phát triển khác nhau xảy ra quá trình

thành tạo các rift nội lục trên mực của lớp asteno trên, phân chia phần nam và

đông nam của mảng thạch quyển cổ thành những khối riêng biệt kích thước

khác nhau, trong đó có khối Bắc Ustyurt. Lịch sử phát triển kiến tạo của khu

vực được thể hiện trên như các hình vẽ sau (từ hình 3.33 đến 3.36)

Hình 3. 34 Các mô hình cổ địa động lực phần phía nam mảng thạch quyển Âu-Á

vào đầu Devon (D) và vào Cacbon giữa (C2)

Hình 3. 35 Các mô hình cổ địa động lực phần phía nam mảng thạch quyển Âu-Á

vào đầu Devon (D) và vào Cacbon giữa (C

)

2

Hình 3. 36 Mô hình địa động lực vùng Bắc Ustyurt - Aral

Hình 3. 37 Tiến hóa địa động lực đại dương cổ Ural – Thiên Sơn (G.Jontaep, 1992)

Trong suốt thời gian Devon và Cacbon, toàn bộ phần đông của mảng Đông

Âu, trong đó có khối Bắc Ustyurt là rìa lục địa thụ động phía tây của đại dương

cổ Ural – Thiên Sơn.

Bắt đầu từ Devon muộn, nhờ sự thành tạo của rift nội lục Nam_Emb tách

khỏi Bắc Ustyurt từ mảng Đông Âu, chế độ kiến tạo của vi lục địa Bắc Ustyurt

trở nên mạnh mẽ hơn, năng động hơn. Điều đó được thể hiện trên đặc trưng mặt

cắt Paleozoi như đã mô tả ở phần trên (địa tầng). Trong thời kỳ đó, chế độ địa

động lực của rìa lục địa thụ động tồn tại cả ở cánh đông của mảng Kazakstan,

bao gồm cả diện tích của các bồn Torgai và Sidarya. Sự va mảng Ural – Tobol

với mảng Kazakstan dẫn đến sự khép kín của nhánh Tây Đại Dương Ural. Nhờ

sự va mảng mà điều kiện thành tạo trầm tích cũng thay đổi, sự thay đổi tướng

của rìa lục địa thụ động bằng các thành tạo tạo núi, chủ yếu là các thành tạo lục

nguyên và cuội kết, sự xuất hiện của núi lửa của các cung núi lửa vào Cacbon

giữa-muộn và Pecmi.

Vào cuối Paleozoi nhờ sự va chạm của hai mảng thạch quyển Ural – Thiên

Sơn, đại dương cổ không còn và trên đó hình thành nên hệ uốn nếp Ural – Thiên

Sơn. Các bồn trầm tích cũng được hình thành. Bồn ven rìa Bắc Ustyurt, trong

phạm vi của khối bắc Ustyurt của mảng Đông Âu, phát triển trong Devon và

Cacbon ở chế độ rìa lục địa thụ động của đại dương Ural. Vào cuối Cacbon -

đầu Pecmi, phía đông của bồn này bị cung uốn nếp Aralo – Kuzukum chờm lên.

Vào cuồi Pecmi – đầu Triat, đây là nơi tích tụ chủ yếu các thành tạo lục nguyên

màu đỏ bị phá hủy từ các hệ uốn nếp và từ mảng Kazakstan.

Từ Triat, một giai đoạn mới phát triển của bồn bắt đầu trong thành phần

của mảng Á – Âu trẻ. Sự phát triển của nó chịu ảnh hưởng mạnh của hoạt động

kiến tạo từ phía Mezotetic. Trên bình đồ cấu trúc hiện đại của Mezozoi và

Kainozoi, trong phạm vi của bồn ven rìa Paleozoi bắc Ustyurt đã phân chia các

trũng và khối nâng, trong đó có trũng Barsakelmes. Bồn bắc Ustyurt là một

phần của trũng này. Trũng được tích tụ trầm tích dày đến 4000-5000m chủ yếu

có nguồn gốc biển và biển – ven bờ.

3.3.2 Lịch sử phát triển kiến tạo các giai đoạn trước Jura

Lịch sử phát triển kiến tạo của vùng Đông bể Bắc Ustyurt có thể chia ra

các giai đoạn như sau:

- Giai đoạn Tiền Cambri-Devon: Đây là giai đoạn tạo móng kết tinh của

vi lục địa Ustyurt. Các đá được thành tạo là các đá phiến thạch anh, sericite,

graphit được phân bố chủ yếu ở phía nam, đông nam của vùng. Chúng bị biến

dạng phức tạp.

- Giai đoạn Devon muộn Famen – Cacbon giữa: Vùng đông bể Bắc

Ustyurt nói riêng và bể Bắc Ustyurt có chế độ thềm rìa lục địa thụ động của đại

dương cổ Ural – Thiên Sơn. Di chỉ của nó là các thành tạo đá vôi sinh vật màu

trắng, màu xám sáng, nứt nẻ, hang hốc bị dolomit hóa, có chứa vật liệu hữu cơ

xen kẹp các lớp đá sét, acgilit màu đen. Độ rỗng của đá vôi tương đối tốt đến

13%, độ thấm tốt. Nhìn chung các đá bị biến chất yếu.

- Giai đoạn Cacbon muộn – Pecmi sớm: Vùng nghiên cứu có chế độ tạo

núi sau va mảng. Các mảng và vi mảng va vào nhau, khép lại đại dương Ural –

Thiên Sơn và tạo nên đai uốn nếp Thiên Sơn – Nam Ural. Vùng nghiên cứu nằm

ở vùng trước núi với chế độ san bằng, các thành tạo trầm tích hầu như vắng mặt.

Vào cuối giai đoạn này, khu vực nghiên cứu chịu chế độ lục địa và bị ảnh

hưởng mạnh của cung núi lửa Ural với di chỉ là các thành tạo phun trào và các

đá vụn màu sặc sỡ.

- Giai đoạn Pecmi muộn – Triat sớm: Vùng nghiên cứu trong giai đoạn

này chịu chế độ tách giãn rift với các di chỉ để lại là các thành tạo lục địa với

thành phần là sét kết, cát kết với những lớp mỏng sạn kết có màu đỏ, đôi nơi có

màu sặc sỡ, xen kẹp những phân lớp màu xám. Các thành tạo trầm tích của giai

đoạn này chủ yếu được hình thành do phá hủy các đá có từ trước ở những vùng

này. Ví dụ ở phía đông của trũng Barsakelmes các thành tạo Pecmi muộn là

những sản phẩm phá hủy từ các đá phun trào axit; ớ phía nam của vùng lại găp

chủ yếu những mảnh dolomit và đá vôi được phá hủy từ khối nâng Trung Tâm

Ustyurt.

- Giai đoạn Jura – Eoxen: Vùng Ustyurt nói chung và phần đông bể Bắc

Ustyurt nói riêng chịu chế độ thềm rìa lục địa thụ động của Đại Dương

Mezotetic. Biển tiến với xu thế từ Tây Nam lên Đông Bắc và biển tiến cực đại

có thể ghi nhận vào Jura giữa – muộn. Trong Kreta chế độ biển nông, biển ven

bờ đóng vai trò chính. Di chỉ của giai đoạn này là các thành tạo lục nguyên –

cacbonat với thành phần là cát kết, acgilit, bột kết, đá macnơ và đá vôi. Các

thành tạo acgilit, sét kết màu xám, xám đen có tuổi Jura dưới – giữa là tầng sinh

chính của bồn Ustyurt.

- Giai đoạn Oligoxen – Đệ Tứ: Đây là giai đoạn lục địa bình ổn với các

thành tạo sét xám sáng, xám xanh, xám gạch, chứa vôi, thậm chí trong Neogen

còn gặp những lớp đá macnơ, đá vôi chứa sét. Nhìn chung, đây là lớp phủ lục

địa mỏng. Xa hơn, về phía đông và đông nam của vùng là các vùng núi cao,

điển hình là dãy Thiên Sơn, độ cao đạt tới trên 5000m là kết quả của sự va mảng

giữa mảng Ấn Độ và Châu Á.

Chương 4. Đánh giá triển vọng dầu khí phần đông nam bể trầm tích bắc Ustyurt

4.1 Biểu hiện chứa dầu khí

Các phát hiện dầu khí đã được đề cập sơ lược trong chương 2 của báo cáo

này. Cần phải nhấn mạnh rằng các biểu hiện chứa dầu khí được thể hiện rõ nét

nhất ở trong các thành tạo Jura – thành tạo chứa dầu khí truyền thống của

Uzbekistan. Đối với khu vực đông bể Bắc Ustyurt, các biểu hiện dầu khí trong

đối tượng này chủ yếu được phát hiện đầu tiên trên gờ nâng Trung Tâm

Kuanish – Koskala. Đây là gờ nâng được đánh giá có triển vọng về tiềm năng

dầu khí cao ở khu vực. Biểu hiện lần đầu được ghi nhận vào năm 1963 khi

khoan giếng khoan thông số 1 ở cấu tạo Alambek. Khí được phát hiện từ các

thành tạo Jura dưới.

Ở phía bắc của đới nâng vào năm 1968 mỏ khí - condensat Kuanish được

phát hiện. Tầng sản phẩm là tầng cát kết lót đáy có tuổi Jura dưới với độ dày 60

– 70m.

Vào năm 1977, trên vùng Tây Barsakelmes, ờ giếng khoan số 1 và số 2 từ

các tập cát kết của phần trên các trầm tích Jura giữa đã thu được dòng khí với lưu lượng 100.000m3/ ngày đêm. Dòng dầu công nghiệp thu được từ cát kết của

các thành tạo Jura dưới ở giếng khoan số 3.

Vào năm 1983 ở phía nam Alambek đã phát hiện ra mỏ khí – condensat

Akchalak. Tầng sản phẩm là tầng cát kết lót đáy các thành tạo Jura dưới và tầng

thấu kính cát kết có tuổi Jura giữa.

Đến nay, ở đới nâng Kuanish – Koskala đã phát hiện 15 diện tích có triển

vọng (Alambek, Kuanish, Barsakelmes Tây, Karakuduk, Barsakelmes đông,

Akchalak, Karachalak, Kushkair Trung Tâm, Bắc Karaumbet, muryn, Tribiny,

Adzibai, Chink, Priozer) trong đó có 4 mỏ cho dòng khí và condensat công

nghiệp trong các tập sản phẩm tuổi Jura (Kuanish, Tây Barsakelmes, Akchalak,

Kochalak). Các cấu tạo còn lại đều có biểu hiện khí ở các tầng sản phẩm tuổi

Jura, nhưng đều là những dòng khí không công nghiệp.

Các biểu hiện dầu khí cũng phát hiện được ở trũng Sudochi. Ở đây đã phát

hiện được các diện tích triển vọng như Urga, Sudochi, Daily, Aral, Bắc Urga,

Kungrad. Trong đó đã phát hiện các mỏ cho dòng khí và condensat công nghiệp

ở các tầng sản phẩm trong các thành tạo Jura: Urga, Daily, Aral.

Dải nâng Berdah cũng xác định được nhiều diện tích có triển vọng dầu khí

trong các thành tạo Jura. Đó là Surgil, Berdah, Berdah Đông, Berdah Bắc,

Uchsay, Arka Kungrad. Ở đây cũng đã phát hiện được các mỏ có biểu hiện khí

khi khoan trong các tầng sản phẩm tuổi Jura giữa. cấu tạo Muynak ở gờ nâng

Valdobranznoe cũng phát hiện được dầu.

Đối với các thành tạo trước Jura, biểu hiện dầu khí được phát hiện đầu

tiên trong giếng khoan thông số Karakuduk-1 từ đá vôi có tuổi Paleozoi muộn.

Đến nay đã phát hiện được 3 mỏ: Karachalak, Kochakak ở gờ nâng Kuanish –

Koskala và mỏ Bắc Urga ở trũng Sudochi.

Tính đến ngày 1.1.2009, ở toàn vùng Bắc Ustyurt đã phát hiện được 14 mỏ

khí, condensat-khí như sau: Kuanish, Kokchalak, Karachalak, Akcholak, Đông

Barxakelmes, Urga, Daily, Berdah, Đông Berdah, Nắc Berdah, Uchsay, Surgil-

Bắc Aral, Shagrirluk và Shege. Các mỏ được tìm ra nằm trong khoảng địa tầng

Paleozoi, Jura hạ, Jura trung và Jura thượng.

Về mặt trữ lượng, đó là những mỏ nhỏ như Karachalak, Kokchalak v.v…

đến những mỏ lớn như Surgil – Bắc Aral. Các mỏ trong Paleozoi thường gắn

với các thành tạo cacbonat của tổ hợp thạch kiến tạo D3-C2. Các mỏ trong Jura

thường liên quan đến bẫy kiểu kiến trúc – thạch học. Đa số các mỏ đều nhiều

vỉa chứa, ví dụ như mỏ Surgil – Bắc Aral có đến 22 vỉa collector, chứa 57 vị trí

có khí – condensat.

Bên cạnh các mỏ đã tìm ra, trên một số diện tích còn ghi nhận những dòng

dầu và khí công nghiệp, không công nghiệp. Các dòng khí công nghiệp gặp trên

diện tích Kushkair Trung Tâm, Bắc Urga, Chibini, không công nghiệp gặp ở

Priozer, bắc Karaumbet, Aral. Các biểu hiện dầu gặp ở các giếng khoan trên

diện tích Karakuduk, Tây Barsakelmes, Đông Myunak, Bắc Aral.

Từ những biểu hiện dầu khí nêu trên có thể thấy rằng khu vực đông bể Bắc

Ustyurt là vùng có tiềm năng dầu khí lớn.

4.2 Hệ thống dầu khí

4.2.1 Hệ thống dầu khí trong các thành tạo địa chất

4.2.1.1 Hệ thống dầu khí trong các thành tạo tiền Cambri-Devon

Các thành tạo tiền Cambri – Devon gặp ở một số giếng khoan tại phía Nam

và Đông Nam vùng. Đó là các đá phiến thạch anh, sericite, graphit. Đá bị biến

chất và có tuổi tiền Cambri ở Koskala, Cambri- Silua ở Montraklin. Ở giếng

khoan Muynak – 1, đông bắc của vùng các thành tạo này là cát kết, bột kết, sét

kết được xếp vào Devon.

Như vậy, các thành tạo tiền Cambri – Devon ở phía nam, đông nam của

khu vực đông bể Bắc Ustyurt là các thành tạo biến chất, nằm ở độ sâu lớn

không có khả năng sinh, chứa dầu khí. Điều này đã được chứng minh bằng

giếng khoan tìm kiếm Nam Karaumbet. Các thành tạo này được gặp từ độ sâu

2880m và khoan vào đến 330m. Đó là các đá phun trào bị phân phiến, clorit

hóa, đôi chỗ có nứt nẻ, nhưng cứng chắc. Biểu hiện khí rất yếu, ví dụ như khí

Metan dao động từ 0.0316% ở độ sâu 3190m đến 0.0738% ở độ sâu 3075m,

điện trở suất 25 – 55 ohm; giá trị log độ rỗng dao động từ 2.1 đến 5.2%. Kết quả

nghiên cứu vật lý của đá chứa cho thấy độ rỗng mở trong khoảng 2909 -2913m

là 0.76%; 2927-2928m là 1.07% và 3048-3049m là 0.49%.

4.2.1.2 Hệ thống dầu khí trong các thành tạo Devon trên – Cacbon

dưới -giữa (D3-C2)

Theo các tài liệu giếng khoan, các thành tạo này phân bố rộng rãi trong

vùng; trên gờ nâng Kuanish – Koskala, ở Bắc trũng Sudochi và Đông Bắc vùng

nghiên cứu (Muynak-1). Tham gia vào các thành tạo này là đá vôi sinh vật bị

nứt nẻ, hang hốc và các thành tạo acgilite màu đen với những lớp mỏng cát kết,

bột kết. Chúng được hình thành trên thềm lục địa thụ động của đại dương cổ

Ural – Thiên Sơn. Các thành tạo này tạo nên điệp Karakuduk như đã nêu ở trên.

Độ dày thay đổi từ 200m đến hơn 1000m.

Theo Abetov A.E và nnk (2002) trong các tập sét kết màu đen khá giàu vật

liệu hữu cơ phân tán. Hàm lượng cacbonat hữu cơ cao, đạt từ 0.84 đến 1.54%.

Với hàm lượng này, sét kết của điệp Karakuduk hoàn toàn thuộc loại đá sinh

dầu khí. Loại HC này chủ yếu thuộc kiểu sapropel và chứng tỏ điệp này là một

trong số chứa vật chất hữu cơ lỏng. Trong các tập đá vôi ở bên dưới, hàm lượng

hữu cơ cũng đạt 1%. Trầm tích điệp Karakuduk được thành tạo trong môi

trường thềm lục địa thụ động, môi trường ven bờ, trong điều kiện khử thuận lợi

cho việc tích tụ vật liệu hữu cơ. Như vậy khả năng sinh của các loại sét màu đen

trong các thành tạo này là tốt.

Acgilit bị chia cắt bởi nhiều hệ thống nứt nẻ có độ rộng khe nứt <0.01 đến

2.0mm và chiều dài nhỏ hơn 1mm đến 30-50mm, đôi nơi là khe nứt mở, đôi nơi

chúng bị lấp đầy bởi canxit màu trắng. Khe nứt thẳng đứng hoặc gần thẳng

đứng. Trên bề mặt những khe nứt thẳng đứng quan sát thấy những mặt trượt.

Ở một loạt các diện tích như Karakuduk, Karachalak, Kubla Chink, phần

dưới của điệp này được cấu tạo bởi đá vôi dạng khối, chắc, màu đen, xám-đen

xen kẹp các lớp acgilit mỏng chứa vật liệu hữu cơ dạng sapropel. Đá vôi cũng bị

nứt nẻ, độ rỗng và thấm tốt. Độ rỗng mở trên đường cong địa vật lý đạt 7.2 –

13.5%, biểu hiện khí đạt 0.5-4.5%. Như vậy các thành tạo này hoàn toàn có khả

năng chứa.

Như trên đã nêu, trên sơ đồ nóc của điệp Karakuduk đã khoanh định một

diện tích có triển vọng (hình 4.1) được xác định là vùng Trung Tâm của

Kuanish – Koskala được giới hạn bởi vùng Kyzylkair ở phía bắc và Kubla -

Chink ở phía nam.

Hình 4. 1 Diện tích có triển vọng khoanh định ở gờ nâng Kuanish – Koskala

trong đối tượng D3 – C2.

Trên đới nâng này đã phát hiện ra mỏ Karachalak, nằm ở phía Nam vùng

khoanh định trên, cho dòng khí công nghiệp trong các thành tạo D3-C2. Dưới

đây là mô tả đặc điểm cấu tạo, sản lượng khai thác của mỏ (hình 4.2).

Hình 4. 2 Sơ đồ cấu trúc nóc Paleozoi của mỏ khí Karachalak

Hình 4. 3 Mặt cắt địa chất – địa chấn (theo thời gian) qua mỏ Karachalak theo tuyến

32880388

Nằm ở vùng Kungrad của khu vực tự trị Karakalpakstan, cách nhà ga Kyrkkyz

55 km và cách 100 km so với thị trấn Kungrad về phía tây bắc. Cấu tạo Karachalak

được phát hiện năm 1987 dựa trên tài liệu địa chấn tìm kiếm thu nổ giai đoạn 1984-

1987 (L.P.Bondarenko, D.R.Khegay) và được làm rõ trên tài liệu minh giải năm 1989

(I.I.Perelman, A.V.Rybachkov).

Bề mặt nóc trầm tích PZ (T

) được thể hiện trên hình 4.2 và hình 4.3. Dựa trên

IV

đường contour 3550m, cấu tạo thể hiện là một nếp lồi thoải (brachy-anticline ) với kích thước 11x3.5 km, biên độ 250m, diện tích khoảng 33km2. Từ tây nam sang đông

bắc, cấu tạo bị phức tạp hóa bởi các đứt gãy kiến tạo. Phủ lên nóc PZ là cát kết của

phần dưới của tầng trầm tích Jura. Các tầng cấu trúc trước và sau Jura đã được đánh

dấu và chính xác hóa bởi tài liệu địa chấn, từ và trọng lực. Trữ lượng ước tính của cấu tạo này khoảng 8 tỷ m3 khí.

Giếng khoan thăm dò đầu tiên của cấu tạo (giếng khoan số 1) nằm ở phần vòm

của trung tâm cấu tạo như trên tuyến địa chấn 32880388. Kết quả thử vỉa ở khoảng 3525 – 3588m đã thu được dòng khí công nghiệp với lưu lượng 250 tấn m3/ ngày.

Giếng khoan này bắt đầu khoan vào 10/12/1989 với TD 4000m. Theo dự kiến giếng

khoan sẽ gặp các đá tuổi PZ ở độ sâu 3430m nhưng thực tế gặp đá vôi tuổi C1 ở độ

sâu 3525m (lệch 95m). Chiều dày của đá vôi PZ tại giếng khoan là 675m.

Mô tả thành tạo PZ mỏ Karachalak:

Đá vôi màu trắng, cắt khía/sliced, hang hốc, nứt nẻ, dolomit hóa và silic hóa với

thành phần tạp chất là thạch cao, mảnh vụn hữu cơ, tảo. Dựa vào tài liệu phân tích

mẫu (theo Uzbeknetfegaz) thì độ rỗng mở của đá vôi từ 1.1-13%. Đá vôi có tính chứa

tốt nhất nằm ở phần đỉnh của lát cắt.

Tính đến 2007, toàn cấu tạo đã có 7 giếng khoan với 28206 m khoan.

Kết quả các giếng khoan chỉ ra rằng đá cacbonat PZ có tính chất thấm chứa tốt và cho dòng khí với lưu lượng như sau: Karachalak -3 là 500 ngàn m3/ngày; Akchalak-18 là 300 ngàn m3/ngày.

1.2.1.2 Hệ thống dầu khí trong các thành tạo C3-P1

Các thành này ở khu vực nghiên cứu, như trên đã nêu hiện nay không gặp, vì

vậy việc nghiên cứu hệ thống dầu khí trong các thành tạo này là khó khăn do

không có số liệu. Tuy vậy, theo các báo cáo giếng khoan khu vực, các thành tạo

này là các đá acgilit chứa than màu đen xen kẹp với đá vôi sinh vật vỡ vụn gặp

ở giếng khoan thông số Kuanish-2 trên gờ nâng Trung Tâm Kuanish-Koskala.

Ngoài ra ở trũng Sudochi cũng gắp các phát hiện tích tụ khí và khí condensate

trong các thành tạo này ở mỏ Bắc Urga. Vấn đề này cần được tiếp tục nghiên

cứu. Song, cần lưu ý rằng ở ngoài phạm vi nghiên cứu, trên hệ uốn nếp

Arktumcyk (giếng khoan Xatutekiz) ở phía bắc và ở khối nâng Trung Tâm

Ustyurt (giếng khoan Baimen) ở phía nam của vùng, các thành tạo này chủ yếu

là các thành tạo phun trào và tuff của chúng. Vì vậy, chúng chỉ có khả năng trở

thành đá chứa nếu bị nứt nẻ.

4.2.1.3 Hệ thống dầu khí trong các thành tạo Pecmi trên – Triat dưới

Các thành tạo Pecmi trên – Triat dưới phân bố rất hạn chế trong vùng,

chúng hầu như vắng mặt ở trên các khối nâng và chỉ gặp ở các trũng như

Sudochi, Barsakelmes. Đó là các thành tạo màu đỏ, đôi nơi là các thành tạo sặc

sỡ với những phân lớp màu xám. Ở giếng khoan Akmakazgan-1 các thành tạo

này gặp ở độ sâu 3460m đến đáy giếng khoan ở độ sâu 3920m với thành phần

chủ yếu là sét kết, bột kết, cát kết và cuội – sạn kết. Giếng khoan cũng không có

biểu hiện dầu khí.

Nhìn chung, đây là các thành tạo mollas được hình thành trong điều kiện

lục địa, khí hậu khô nóng, cho nên khó có khả năng sinh dầu. Mặt khác các đá

bị nén chặt, độ rỗng nguyên sinh kém, nên chúng không có khả năng đóng vai

trò của tầng chứa, song có khả năng đóng vai trò là tầng chắn.

4.2.1.4 Hệ thống dầu khí trong các thành tạo Jura – Neogen

Các trầm tích lục nguyên hạt mịn, đôi nơi là sét than có tuổi Jura, có chỉ số

TOC đạt tới 4% thuộc kerogen loại II, hoàn toàn trở thành đá sinh tốt ở khu vực.

Thành phần vật chất hữu cơ tàn dư ở Karachalak, Karakuduk, Kubla Chink,

Kushkair Trung Tâm và các vùng khác trong khoảng 0.12-1.54%, trung bình

1%. Một số mẫu khoảng 0.012-0.67%. Các thành phần sapropel khoảng 0.7-

0.8%. Các tầng chứa sản phẩm phân bố trong các thành tạo cát kết có khoảng

tuổi từ Jura tới Kreta sớm và Paleogen. Ở trũng Sudochi, các mỏ khí và

condensat Uchsay, Urga khai thác trong tầng cát kết tuổi Jura giữa và Jura

muộn, bề dày tầng chứa từ 2-29m ở mỏ Uchsay và 1-23m ở mỏ Urga. Độ rỗng

của các tầng ở mỏ Uchsay là 13-22%, Urga là 18-23%.

Đá chắn ở trong vùng là các trầm tích hạt mịn sau Jura và đá vôi ở phần

trên cùng của J thượng.

Để minh họa tiềm năng dầu khí trong các thành tạo Jura, mỏ Shagyrlyk

được mô tả dưới đây làm ví dụ:

Mỏ Shagyrlyk nằm trên đới nâng Berdah (hình 4.4). Cấu tạo Shagyrlyk

được phát hiện năm 1989 và trong năm 1996 chuẩn bị giếng khoan sâu dựa trên

tài liệu địa chấn. Năm 1990, trong phạm vi giới hạn cánh đông bắc của nếp uốn

đã tiến hành khoan giếng khoan thông số số 1 với chiều sâu dự kiến 4500m. Tuy

nhiên do ảnh hưởng của thiên tai nên giếng khoan này đã không tiến hành được

như dự kiến mà chỉ khoan vào tầng trầm tích tuổi Jura giữa ở độ sâu 3354m.

Hình 4. 4 Sơ đồ cấu tạo nóc Jura giữa của mỏ Shagyrlyk

Tháng 11/2000, giếng khoan thăm dò số 2 được tiến hành và khoan ở vòm

của cấu tạo Shargyrlyk với chiều sâu dự kiến là 4100m và đối tượng là trầm tích

tuổi Jura sớm. Tuy nhiên giếng khoan chỉ khoan đến các tầng trầm tích tuổi Jura

giữa - muộn ở độ sâu 2604m. Các thông số của mỏ:

- Diện tích cấu tạo khoảng 34.5 km2.

- Bề dày hiệu dụng trung bình 5-20m

- Độ rỗng : 12-13%

- Độ bão hòa khí: 60%

- Áp suất vỉa dao động 234-252 atm.

Hình 4. 5 Mặt cắt địa chấn theo thời gian của mỏ Shagyrlyk_tuyến 01900190

Kết quả thử vỉa đối với 2 vỉa trong Jura giữa cho dòng khí công nghiệp

(2001). Tại cấu tạo Shargyrlyk đã khoan tổng cộng 6 giếng, bao gồm 1 giếng

khoan thông số, 2 giếng khoan thăm dò, 3 giếng khoan thẩm lượng với khối

lượng 16816m khoan.

4.2.2 Hệ thống dầu khí trong các đơn vị kiến trúc

4.2.2.1 Hệ thống dầu khí phía đông trũng Barsakelmes

Các thành tạo Paleozoi ở đây nằm ở độ sâu lớn. Giếng khoan Akmankazan-1

được đặt vào cấu tạo nâng ờ phía nam vùng mới chỉ gặp các thành tạo Pecmi –

Triat ở độ sâu từ 3460m đến đáy giếng khoan 3020m, không gặp các biểu hiện

dầu khí.

Như vậy, phía đông của trũng Barsakelmes, tiềm năng dầu khí trong các thành

tạo Paleozoi là khó hy vọng.

4.2.2.2 Hệ thống dầu khí trên gờ nâng Trung Tâm Kuanish – Koskala

Như trên đã nêu, gờ nâng này chạy theo phương kinh tuyến và chia làm 2 đơn vị

cấu tạo bậc cao hơn: gờ nâng phía Nam và gờ nâng phía Bắc.

Gờ nâng phía Nam: Các thành tạo Paleozoi, qua tài liệu một số giếng khoan là

những thành tạo biến chất gồm đá phiến, clorit – serisite. Vì vậy tiềm năng dầu

khí ở gờ nâng này cũng không triển vọng.

Gờ nâng phía Bắc: Đây là gờ nâng có nhiều cấu tạo chạy theo phương kinh

tuyến. tại gờ nâng này, các thành tạo D3-C2 nhô cao đến độ sâu 3800m ở vùng

giữa Trung Tâm Kushkair và Kyzylkair. Khả năng đây đây là một cấu tạo có

triển vọng tìm kiếm dầu khí trong các thành tạo D3-C2. Ngoài ra còn một cấu tạo

nữa nằm ở phía Tây Urtatepa, nóc của D3-C2 càng nhô cao đến -3800m. Ở đây

đã có giếng khoan, nhưng không có thông tin về tiềm năng dầu khí.

4.2.2.3 Hệ thống dầu khí trong trũng Sudochi

Trên bình đồ nóc của Paleozoi, trũng này gồm 2 phần: phần đông bắc và phần

tây nam của đứt gãy FPZ. Các thành tạo Paleozoi ở cả 2 phần đều nằm rất sâu, từ

trên 3.5 km đến 6 km. Vì vậy triển vọng dầu khí ở trũng này trong các thành tạo

Paleozoi cũng không quan tâm.

4.2.2.4 Hệ thống dầu khí trong đới nâng Berdah

Đới nâng Berdah là một đới nâng phức tạp. Trên bề mặt nóc Paleozoi, đới nâng

bị phá hủy mạnh bởi nhiều hệ thống đứt gãy. Các đứt gãy có thể là những đứt

gãy nghịch đi kèm với những nếp uốn nhỏ, vì vậy tiềm năng dầu khí trong các

nếp uốn nhỏ này không lớn. Mặt khác đới nâng nảy cũng bị ảnh hưởng mạnh

bởi hệ uốn nếp Ural – Thiên Sơn.

Các thành tạo Jura dưới gặp trong giếng khoan Muynak và acgilit với những lớp

bột kết, cát kết. Acgilit màu xám tối, chứa những tập than mỏng. Vì vậy tầng

này có khả năng sinh dầu khí. Nhưng vì cấu trúc địa chất phức tạp, bị phá hủy

bởi nhiều hệ thống đứt gãy chạy theo phương tây bắc – đông nam, tiềm năng

dầu khí trong đới nâng này cũng khó hy vọng.

KẾT LUẬN

Từ những kết quả nghiên cứu trên có thể rút ra một số kết luận sau đây:

1.Các thành tạo địa chất ở vùng đông nam bể Bắc Ustyurt, CH Uzbekistan

gồm những phân vị chính sau đây:

- Các thành tạo Cambri – Devon là những thành tạo biến chất.

- Các thành tạo D3 – C2 là những thành tạo Cacbonat lục nguyên, hình

thành trong điều kiện thềm lục địa thụ động.

- Các thành tạo Pecmi – Triat là những thành tạo mollas, màu đỏ hình

thành trong điều kiện tách giãn.

- Các thành tạo Jura – Kreta là những thành tạo lục nguyên – cacbonat hình

thành trong điều kiện thềm lục địa thụ động.

2. Trong các thành tạo địa chất đó, các thành tạo đá vôi, đá sét có tuổi D3 –

C2 là thành tạo khả năng triển vọng sinh, chứa, chắn dầu khí.

3. Cấu trúc địa chất ở vùng đông bể bắc Ustyurt được chia thành các đơn

vị:

4. Trong các đơn vị kiến trúc của vùng, gờ nâng Trung Tâm Kuanish –

Koskala là gờ nâng có triển vọng dầu khí trong các thành tạo Paleozoi.

5. Trên sơ sở phân tích các thành tạo địa chất và các đơn vị kiến trúc, khu

vực triển vọng được xác định là vùng Trung Tâm của Kuanish – Koskala được

giới hạn bởi vùng Kyzylkair ở phía bắc và Kubla - Chink ở phía nam với đối

tượng được lựa chọn là các thành tạo D3 – C2.

KIẾN NGHỊ

Trên cơ sở các kết luận trên, một số kiến nghị được đề xuất như sau:

1. Thu thập thêm các tài liệu địa chất, địa chấn và địa vật lý ở vùng nghiên

cứu. Tiếp tục nghiên cứu thành phần vật chất, đặc điểm địa hóa, đặc điểm biến

chất của các thành tạo địa chất D3 – C2.

2. Dựa trên cơ sở tham khảo tài liệu về diện phân bố của các thành tạo

trước J ở vùng nghiên cứu, cần phải minh giải các tuyến địa chấn và xây dựng

các bản đồ nóc các tầng trước J, đặc biệt là nóc tầng D3-C2 để xác định cấu tạo,

là cơ sở cho việc chọn lựa diện tích triển vọng và đầu tư giai đoạn tiếp theo.

3. Nghiên cứu các pha biến dạng tác động vào giai đoạn D3 – C2. Nghiên

cứu khả năng nứt nẻ của D3 – C2.

4. Cần nghiên cứu, tìm hiểu tài liệu địa hóa và tính chất thấm chứa của các

đá nhằm làm sáng tỏ hệ thống dầu khí của vùng nghiên cứu. Đặc biệt là xác

định khả năng nạp bẫy, di chuyển dầu khí vào các bẫy D3 – C2.

TÀI LIỆU THAM KHẢO

1. Abidov A.A, 2012. Những cơ sở hiện đại dự báo và tìm kiếm dầu khí.

Nhà xuất bản “Fan”_Taskent trang 542-559 (bản tiếng Nga).

2. Abetov, A.E, Khusabov S.T, Orudjeva D.S, Akhmedov P.U, Rakhmatov

B.S, 2002. Tiềm năng dầu khí của các đá chứa không truyền thống trong các

trầm tích Carbon hạ của vùng Ustyurt. Tạp chí địa chất dầu khí 6/2002, trang

16-23(bản tiếng Nga).

3. Jontaev G.J … Cơ sở địa động lực phân vùng địa chất dầu khí Nam

Evrazia. Tạp chí…. (bản tiếng Nga).

4. Grisil A.Y, Ivanova N.G, Kvylov N.A và nnk, 2010. Những đặc điểm

chính về kiến tạo của phức hệ P-T Đông Ustyurt trong việc đánh giá tiềng năng

dầu khí. Tạp chí địa chất dầu khí 3/2010, trang 11-18 (bản tiếng Nga).

5. Các báo cáo địa chất, các cột địa tầng giếng khoan…ở vùng Ustyurt do

công ty Trung Á cung cấp.