Tóm tắt luận án Đặc điểm hệ thống dầu khí trầm tích Kainozoi khu vực ngoài khơi Đông Bắc bể sông Hồng

Nội dung text: Tóm tắt luận án Đặc điểm hệ thống dầu khí trầm tích Kainozoi khu vực ngoài khơi Đông Bắc bể sông Hồng

1. BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT TRẦN CHÂU GIANG ĐẶC ĐIỂM HỆ THỐNG DẦU KHÍ TRẦM TÍCH KAINOZOI KHU VỰC NGOÀI KHƠI ĐÔNG BẮC BỂ SÔNG HỒNG Ngành: Kỹ thuật địa chất Mã số: 62.52.05.01 TÓM TẮT LUẬN ÁN TIẾN SĨ ĐỊA CHẤT HÀ NỘI – 2014
2. Công trình được hoàn thành tại: Trường Đại học Mỏ - Địa chất Người hướng dẫn khoa học: 1. GS.TSKH. Mai Thanh Tân – Trường ĐH Mỏ - Địa chất 2. TS. Lê Tuấn Việt – TCTy Thăm dò Khai thác Dầu khí Phản biện 1: PGS.TS Phạm Huy Tiến – Hội Trầm tích Việt nam Phản biện 2: TS. Nguyễn Huy Quý – Hội Dầu khí Việt nam Phản biện 3: TS. Cù Minh Hoàng – Công ty Điều hành Thăm dò – Khai thác Dầu khí nước ngoài (PVEP OVERSEA) Luận án sẽ được bảo vệ trước Hội đồng chấm luận án cấp Trường họp tại Trường đại học Mỏ - Địa chất vào hồi . giờ .ngày tháng năm . Có thể tìm hiểu luận án tại thư viện: Thư viện Quốc Gia, Hà nội hoặc Thư viện Trường đại học Mỏ - Địa chất
3. 1 MỞ ĐẦU Tính cấp thiết Bể Sông Hồng là một bể trầm tích có cấu trúc địa chất rất phức tạp, bao gồm nhiều đơn vị kiến tạo với tiềm năng dầu khí khác nhau. Dự án nghiên cứu địa hóa VPI-IDENMITSU (2005-2007) đã xác nhận tồn tại hai hệ thống dầu khí trong bể gồm dầu đầm hồ và hỗn hợp condensat châu thổ với dầu đầm hồ. Do chưa có kết quả kiểm chứng dầu-đá mẹ nên đặc điểm hệ thống dầu khí khu vực ngoài khơi Đông Bắc đứt gãy Sông Lô vẫn chưa được khẳng định. Năm 2008, đối tượng móng ở bể Sông Hồng được chứng minh bằng GK 106-HR-1X. Giếng 106-HR-2X đã khoan hết đới móng cacbonat chứa dầu và gặp một tập sét dầy bên dưới. Điều đó đặt ra giả thiết tập sét cổ trước Kainozoi này có phải là tầng đá mẹ hay không. Cấu tạo 107-PL được khoan năm 2013 có vị trí nằm trong khu vực tồn tại đá mẹ giầu VCHC, và cùng hướng cấu trúc với cấu tạo 106-HR, nhưng kết quả là giếng khô. Các GK thăm dò mới nhất trong khu vực phát hiện khí - condensat, chất lượng rất biến đổi với cả H2S và CO2 ô nhiễm trong dầu khí. Thực tế nêu trên cho thấy còn rất nhiều vấn đề cần giải quyết như chất lượng và phân bố của đá mẹ, hay rủi ro của yếu tố địa chất nào trong hệ thống dầu khí đã ảnh hưởng đến kết quả thăm dò ở khu vực ngoài khơi Đông Bắc bể Sông Hồng. Do vậy, nghiên cứu sinh đã chọn đề tài “Đặc điểm hệ thống dầu khí trầm tích Kainozoi khu vực ngoài khơi Đông Bắc bể Sông Hồng” với các mục tiêu và nhiệm vụ nghiên cứu như sau: Mục tiêu: Làm sáng tỏ đặc điểm và diện phân bố của đá mẹ sinh dầu khí của các trầm tích Kainozoi khu vực ngoài khơi Đông Bắc bể Sông Hồng.
4. 2 Góp phần hoàn thiện phương pháp luận trong đánh giá đặc điểm hệ thống dầu khí và phân tích rủi ro trong tìm kiếm thăm dò. Nhiệm vụ: - Tổng hợp tài liệu địa chất, địa vật lý làm sáng tỏ đặc điểm địa chất khu vực nghiên cứu. - Nghiên cứu làm rõ đặc điểm, mức độ trưởng thành và thời gian di cư HC của đá mẹ, xác định nguồn gốc đá mẹ sinh dầu trong khu vực ngoài khơi Đông Bắc bể Sông Hồng. - Xác định diện phân bố của đá mẹ và phân vùng triển vọng cho khu vực nghiên cứu. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu: Phạm vi nghiên cứu gồm diện tích lô 106, một phần tây bắc lô 102, và bắc lô 107 nằm ngoài khơi phía đông bắc đứt gẫy Sông Lô ở bể Sông Hồng. Đối tượng nghiên cứu là hệ thống dầu khí trầm tích Kainozoi. Luận điểm bảo vệ: Luận điểm 1. Các kết quả nghiên cứu đặc điểm địa hóa xác định khu vực ngoài khơi Đông Bắc bể Sông Hồng tồn tại một hệ thống dầu khí liên quan đến đá mẹ Oligocen. Loại đá mẹ này được thành tạo trong môi trường đầm hồ, có tổng hàm lượng VCHC từ trung bình đến tốt, kerogen loại II và hỗn hợp loại II/III, phân bố trong các địa hào và bán địa hào hẹp. Với nguồn tài liệu hiện có, các tập sét tuổi Miocen và sét cổ trước Kainozoi chưa đủ điều kiện là đá mẹ. Luận điểm 2. Trên cơ sở nghiên cứu các yếu tố tác động đến mức độ rủi ro của hệ thống dầu khí như nguồn gốc, mức độ trưởng thành của đá mẹ, bề dầy trầm tích Oligocen và sự phân bố các cấu tạo triển vọng, khôi phục lịch sử phát triển địa chất qua các thời kỳ
5. 3 cho phép xác định khu vực bán địa hào Thủy Nguyên có rủi ro thăm dò thấp nhất. Tiếp đến là địa hào Kiến An. Khu vực nam đảo Bạch Long Vĩ và rìa tây bắc lô 102 là những khu vực có rủi ro thăm dò cao. Những điểm mới của luận án: - Trên cơ sở khai thác nguồn tài liệu mới góp phần chính xác hóa đặc điểm địa hóa khu vực ngoài khơi Đông Bắc bể Sông Hồng. Tập sét có tuổi trước Kainozoi nằm dưới tập cacbonat chứa dầu có tướng lục địa, thành tạo trong điều kiện oxy hóa, nghèo VCHC, chưa đủ điều kiện được coi là đá mẹ. - Trên cơ sở bản đồ cấu trúc mới được xây dựng đã góp phần sáng tỏ yếu tố nghịch đảo kiến tạo xảy ra vào cuối Oligocen ảnh hưởng tới tiềm năng dầu khí khu vực ngoài khơi Đông Bắc bể Sông Hồng. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn: * Ý nghĩa khoa học: Các kết quả nghiên cứu cho phép xác định đặc điểm và diện phân bố của đá mẹ ở ngoài khơi Đông Bắc bể Sông Hồng, góp phần làm sáng tỏ đặc điểm hệ thống dầu khí của khu vực. * Ý nghĩa thực tiễn: Các kết quả nghiên cứu góp phần nâng cao hiệu quả đánh giá tiềm năng dầu khí khu vực ngoài khơi Đông Bắc bể Sông Hồng, phục vụ công tác qui hoạch thăm dò khai thác dầu khí. Bố cục của luận án: Luận án gồm 04 chương chính chưa kể phần mở đầu và kết luận, kiến nghị, các công trình khoa học và danh mục tài liệu tham khảo. Toàn bộ nội dung luận án được trình bày trong 139 trang, 24 bảng biểu và 89 hình vẽ.
6. 4 Chương 1 TỔNG QUAN CẤU TRÚC ĐỊA CHẤT KHU VỰC ĐÔNG BẮC BỂ SÔNG HỒNG 1.1. Khái quát địa chất 1.1.1. Vị trí khu vực nghiên cứu Khu vực nghiên cứu thuộc phần ngoài khơi phía đông bắc đứt gãy Sông Lô của bể Sông Hồng. Độ sâu nước biển ở khu vực này khoảng 30 - 40 m. (hình 1.1) 1.1.2. Lịch sử tìm kiếm thăm dò Trong khu vực nghiên cứu, công tác thăm dò dầu khí được bắt đầu từ năm 1978. Năm 1988, hợp đồng PSC gồm diện tích lô 106, một phần các lô 102, 103 và 107 được PVN ký với Hình 1.1: Bản đồ cấu trúc bể SH TOTAL. Năm 1992, IDEMITSU và vị trí khu vực nghiên cứu đã ký hợp đồng thăm dò lô (N.T.Dậu và nnk, 2012) 102/91. Kế tiếp, hai lô 102 và 106 với diện tích là 10700 km2 được PVN ký với ATI Petroleum Inc vào năm 2000. Thực tế tổng diện tích hợp đồng này chỉ còn 225 km2. Phần diện tích hoàn trả được gọi là lô 102/10 và 106/10, nay thuộc quản lý của PVEP. Từ năm 1990 đến nay trong khu vực nghiên cứu đã được thu nổ hơn 15000 km địa chấn 2D, gần 3000 km2 địa chấn 3D, và hơn 10
7. 5 giếng khoan TKTD. Các nhà thầu dầu khí và PVN cũng đã tiến hành nhiều nghiên cứu, đáng lưu ý như các đề tài về Mô hình địa hóa bể Sông Hồng (N.T. Dậu, L.V. Hiền, 1997), Báo cáo khảo sát thực địa đảo Bạch Long Vĩ, Đồ Sơn, Kiến An, Núi Con Voi và đảo Cát Bà (P.Q. Trung, 1998), Báo cáo xác định lượng HC đã sinh ra và dịch khỏi tầng đá mẹ tới các bẫy chứa dầu khí tại bể Sông Hồng trên cơ sở phần mềm SIGMA 2D và BSS (N.T.B. Hà, 2010), và một số kết quả dự án hợp tác quốc tế như: Báo cáo Tổng kết về phân tích và mô hình bể Sông Hồng (VPI - GEUS, 2001), Báo cáo Đặc điểm hệ thống dầu khí ở bể Sông Hồng (VPI-IDENMITSU, 2007). 1.2. Đặc điểm cấu trúc địa chất 1.2.1 Đặc điểm địa tầng trầm tích Bể Sông Hồng gồm các phân vị địa tầng: (i) Móng trước Kainozoi; (ii) Hệ tầng Phù Tiên; (iii) Hệ tầng Đình Cao; (iv) Hệ tầng Phong Châu; (v) Hệ tầng Phù Cừ; (vi) Hệ tầng Tiên Hưng; (vii) Hệ tầng Vĩnh Bảo; (viii) Hệ tầng Hải Dương – Kiến Xương (Hình 1.2). 1.2.2. Đặc điểm cấu kiến tạo Hệ thống đứt gãy trong khu vực nghiên cứu chủ yếu là các đứt gẫy phương TB-ĐN, Hình 1. 2: Cột địa tầng tổng hợp ĐB-TN tạo nên kiểu cấu trúc khu vực ngoài khơi Đông Bắc sụt bậc nghiêng về phía Trung bể Sông Hồng (Hiệu chỉnh sau tâm bể và làm hình thành các
8. 6 địa hào, bán địa hào xen kẽ. N.T.Dậu và nnk, 2012) Các đơn vị cấu trúc đã được xác định trong khu vực gồm (Hình 1.3): Thềm Hải Phòng: nằm ở phần Đông Bắc chiếm một diện tích lớn thuộc lô 106 và lô 101. Đơn nghiêng Thanh Nghệ: Nằm ở Hình 1. 3: Hệ thống đứt gẫy và đơn vị cấu phía Tây của đứt gãy tạo chính khu vực nghiên và vùng lân cận Sông Chảy. Trũng Trung Tâm: gồm các đới cấu trúc: a) Đới nghịch đảo Miocen b) Trũng Đông Quan Đới phân dị Đông Bắc đứt gãy Sông Lô: gồm hàng loạt các địa hào và bán địa hào, cấu tạo và các khối nhô móng. Cụ thể: a) Địa hào Kiến An b) Cấu tạo Tiên Lãng - Chí Linh c) Bán địa hào Thủy Nguyên d) Mũi nhô Tràng Kênh e) Trũng Tây Bạch Long Vĩ f) Cấu tạo Yên Tử g) Trũng Nam Bạch Long Vĩ Lịch sử phát triển kiến tạo của khu vực nghiên cứu được tái hiện trên một số mặt cắt phục hồi cho thấy có những điểm tương đồng và khác biệt qua các thời kỳ phát triển của khu vực nằm ở hai
9. 7 cánh đứt gãy Sông Lô. Giai đoạn Paleocen-Eocen đến Oligocen sớm, và Pliocen – Đệ tứ ở hai vùng có sự tương đồng còn thời kỳ Oligocen muộn đến Miocen muộn thì có sự khác biệt. 1.3. Cơ sở tài liệu Tài liệu sử dụng trong luận án bao gồm hơn 15 nghìn km địa chấn 2D, các bản đồ từ, trọng lực của khu vực Bắc Bộ, bản đồ địa chất Việt Nam, tài liệu ĐVLGK và các báo cáo phân tích mẫu thạch học, địa hóa, cổ sinh hiện có trong vùng, đặc biệt là tài liệu 500 mét mẫu khoan của giếng ENRECA 3 trên đảo Bạch Long Vĩ nhằm xác định thành phần thạch học, đặc điểm đá mẹ, môi trường lắng đọng trầm tích Oligocen. Chương 2 CÁC PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU 2.1. Hệ thống dầu khí và ý nghĩa trong tìm kiếm thăm dò dầu khí Khái niệm hệ thống dầu khí xuất hiện với nhiều định nghĩa khác nhau. Thuật ngữ hệ thống bao gồm đá mẹ và đá chứa, liên kết dầu - đá mẹ, được coi là yếu tố then chốt trong việc xác định hệ thống (Dow W.G, 1972). Tổng hợp các khái niệm đưa ra bởi nhiều tác giả, hệ thống dầu khí được hiểu là một hệ thống tự nhiên ở nơi có đá mẹ sinh dầu khí với tất cả các yếu tố địa chất, quá trình liên quan đến khả năng tích tụ dầu khí có thể xuất hiện. Năm 1988, Magoon L.B đã thành lập bảng phân loại các hệ thống, trong đó có phân biệt hệ thống dầu khí đối với bể trầm tích, tập hợp triển vọng (play) và cấu tạo triển vọng (prospect). Tùy thuộc vào mức độ nghiên cứu, hệ thống dầu khí được đánh giá tổng quan đến chi tiết như không gian lãnh thổ, bể trầm tích, tập hợp cấu tạo triển vọng đến từng cấu tạo độc lập. Các phương pháp đánh giá cơ bản có thể tóm tắt như sau:
10. 8 + Đánh giá hệ thống dầu khí trên cơ sở đánh giá lượng sinh thành HC của vùng/thể tích thành hệ đá do Exxon phát triển. + Đánh giá hệ thống dầu khí trên các tiên đoán địa chất (Phương pháp Delphi) dựa trên kinh nghiệm của các chuyên gia. + Đánh giá hệ thống dầu khí dựa trên sự cân bằng vật chất địa hóa dựa trên các tính toán về lượng dầu khí sinh ra từ đá mẹ cũng như lượng dầu khí được dịch chuyển và có thể tích tụ được trong bẫy. + Đánh giá hệ thống dầu khí dựa trên ngoại suy trên cơ sở tài liệu lịch sử khai thác. + Đánh giá hệ thống dầu khí theo quan điểm Play (Phương pháp tổng hợp mô hình địa chất và thống kê) cho phép xác định sự thay đổi của các yếu tố địa chất liên quan đến các tích tụ dầu khí Hình 2.1: Sơ đồ giải thích khái trong một khu vực đang xem xét. niệm Play Luận án sử dụng phương pháp đánh giá theo quan điểm Play để giải quyết các vấn đề còn tồn tại của hệ thống dầu khí ở khu vực ngoài khơi Đông Bắc bể Sông Hồng. 2.2. Phương pháp địa hóa xác định đặc điểm đá mẹ Tổ hợp các chỉ tiêu địa hóa đánh giá khả năng sinh HC của các tập trầm tích được sử dụng trong nghiên cứu đánh giá đá mẹ từ nhiều phép phân tích được sử dụng trong luận án gồm: + Phương pháp đốt mẫu bằng lò nung + Phương pháp nhiệt phân tiêu chuẩn Rock-Eval (RE) + Phương pháp chiết bitum + Phương pháp sắc ký (GC)
11. 9 + Phương pháp phân tích phổ khối (GC-MS) + Độ phản xạ của vitrinite (Ro, %) 2.3. Phương pháp nghiên cứu mô hình địa hóa Quá trình sinh, di cư và tích tụ dầu khí, thời gian sinh, và hướng di cư dầu khí ở ngoài khơi Đông Bắc bể Sông Hồng được khảo sát mô phỏng bằng phần mềm Sigma-2D. Quy trình làm việc của phần mềm được biểu diễn trên hình 2.2. 2.4. Phân tích hệ thống dầu khí Theo Magoon và Dow (1994) để nghiên cứu một hệ thống dầu khí phải tiến hành phân tích bốn yếu tố cơ bản là: đá mẹ, đá chứa, đá chắn và lớp đá phủ bên trên, cùng với ba quá trình kết hợp Hình 2.2: SIGMA 2D các yếu tố trên là: sự thành tạo của bẫy chứa dầu khí, sự sinh thành hydrocarbon di cư tích tụ và bảo tồn của các bẫy dầu khí. 2.5. Phương pháp đánh giá rủi ro địa chất Mục đích của việc phân tích đặc điểm hệ thống dầu khí trong TKTDDK chính là tính xác suất phát hiện trước khi khoan của một đối tượng triển vọng. Xác suất phát hiện được định nghĩa là tích của các tham số xác suất chính, mà mỗi tham số này đòi hỏi phải được phân tích đánh giá với mức độ có tồn tại và hiệu quả. Theo hướng dẫn của Ủy ban điều phối các chương trình khoa học địa chất khu vực Đông và Đông Nam Á (CCOP), luận án áp
12. 10 dụng cách biện luận 04 tham số địa chất chính gồm: đá chứa (P1), bẫy chứa (P2), hệ thống nạp bẫy (P3) và khả năng bảo tồn (P4), tất cả các tham số này chắc chắn phải xảy ra đồng thời để tạo nên một phát hiện. Xác suất phát hiện được tính theo công thức: P = P1*P2*P3*P4 (2.1) Trong đó: P: Xác suất phát hiện Bảng 2.1: Xác suất mô tả mức độ dầu khí (hay xác suất đồng hiệu quả theo tướng đá chứa thời xảy ra của các sự kiện độc lập liên quan với nhau) P1: Xác suất về sự hiện diện của đá chứa được xem xét gồm i) P1a là xác suất tồn tại của tướng đá chứa và ii) P1b là xác suất mô tả mức độ hiệu Bảng 2.2: Xác suất mô tả mức độ quả của đá chứa hiệu quả của đá chứa trong mối P2: Xác suất về sự hiện quan hệ với chiều sâu vỉa và tính diện của một bẫy được xem chất biến đổi của đá xét gồm: i) P2a là xác suất tồn tại cấu trúc vẽ được bản đồ và ii) P2b là xác suất cơ chế hình thành hiệu quả của đá chắn với cấu tạo vẽ được bản đồ P3: Xác suất của hệ thống nạp bẫy được xem xét [Theo CCOP] gồm: i) P3a là xác suất tồn tại đá mẹ hiệu quả và ii) P3b xác suất kết hợp của thời di cư và thời tạo bẫy P4: Xác suất về tính bảo tồn của một bẫy
13. 11 Thực chất xác suất phát hiện của một đối tượng là: P = P1a* P1b* P2a* P2b* P3a* P3b*P4 (2.2) Giá trị xác suất của mỗi tham số được xác định dựa vào kiến thức chủ quan trên cơ sở phán đoán ngoại suy từ phân tích địa chất vùng và dữ liệu thống kê theo hướng dẫn của CCOP. Ví dụ các bảng 2.1 và 2.2 mô tả mức xác suất tương ứng của tham số P1a và P1b. Chương 3 ĐẶC ĐIỂM ĐÁ MẸ KHU VỰC NGOÀI KHƠI ĐÔNG BẮC BỂ SÔNG HỒNG 3.1. Hàm lượng VCHC trong đá mẹ + Trầm tích trước Kainozoi: rất nghèo VCHC và chưa được coi là một đá mẹ có khả năng sinh dầu khí. Giá trị TOC từ 0,03-0,05 % trọng lượng. Không đo được các chỉ số S1, S2, PI, HI và giá trị phản xạ Vitrinite. + Trầm tích Eocen: trong phạm vi nghiên cứu chưa GK nào xác định đã gặp trầm tích Eocen. + Trầm tích Oligocen: có độ giàu VCHC thuộc loại trung bình đến tốt. 8/14 mẫu ở GK 106-HR-1X cho giá trị TOC > 1%. Trên đảo Bạch Long Vĩ, giá trị TOC thay đổi từ 1,5 đến 6,59%, 10/100 mẫu có giá trị S1 từ 0,08-1,19 mg/g, còn 99/100 mẫu cho giá trị S2>10 mg/g, trung bình 17 mg/g thể hiện đá chứa hàm lượng VCHC từ tốt đến rất tốt. + Trầm tích Miocen dưới: tất cả các mẫu phân tích cho độ giầu VCHC thuộc loại trung bình với giá trị TOC <1% trọng lượng. + Trầm tích Miocen trên: có rất ít mẫu được phân tích, hầu hết đều chứa lượng VCHC rất nhỏ nên không được đánh giá. 3.2. Loại VCHC trong đá mẹ
14. 12 + Trầm tích Oligocen: Hình 3.1a và 3.1b (N.T.B.Hà, 2010) cho thấy trầm tích Oligocen (điểm mẫu mầu nâu) gặp ở các GK lô 107 và địa lũy Chí Linh –Yên Tử phần lớn có giá trị HI< 300mgHC/gTOC, đối với các mẫu có độ trưởng thành thấp phân bố ở vùng VCHC loại III. Các mẫu có độ trưởng thành cao hơn phân bố ở vùng VCHC loại II. Đá có khả năng sinh hỗn hợp khí dầu và đã đạt ngưỡng trưởng thành. Kết quả GK ENRECA 3 mới đây trên đảo Bạch Long Vĩ cho thấy tập hợp mẫu rơi vào nhóm kerogen loại II và I. Trầm tích Oligocen ở đây thiên về sinh dầu với mức độ từ khá đến cực tốt (hình 3.2 a,b). + Trầm tích Miocen dưới: hầu hết các mẫu đo có giá trị HI <200 mgHC/gTOC, kerogen loại III, thể hiện thiên về sinh khí, riêng bốn mẫu thu được ở GK 106-YT-1X thể hiện có khả năng sinh dầu. Hình 3.1a: Biểu đồ HI và Tmax Hình 3.1b: Biểu đồ (S1+S2 theo các đơn vị cấu trúc tại bể mg/g) và TOC % theo các đơn Sông Hồng (N.T.B. Hà, 2010) vị cấu trúc tại bể Sông Hồng (N.T.B. Hà, 2010)
15. 13 Hình 3.2a: Biểu đồ HI và Tmax Hình 3.2b: Biểu đồ (S1+S2 mg/g) giếng ENRECA 3 và TOC % giếng ENRECA 3 + Trầm tích Miocen giữa: có giá trị HI biến đổi từ 50-<300 mgHC/gTOC, kerogen III, khả năng sinh khí. Mẫu GK 106-YT-1X giá trị HI đo được lên tới 456-520 mg/g biểu hiện kerogen II-III với khả năng sinh cả dầu và khí. Các mẫu Miocen giữa ở GK107-PL-1X cũng có khả năng sinh cả dầu và khí. 3.3. Đặc điểm môi trường lắng đọng VCHC Biểu đồ quan hệ HI và TOC (hình 3.3), kết quả phân tích sắc ký khí (GC) (hình 3.4) cho thấy môi trường lắng đọng VCHC ban đầu của đá mẹ Oligocen trong khu vực nghiên cứu chủ yếu là đầm hồ. Kết quả phân tích sắc ký khí (GC) các mẫu trầm tích Oligocen, Miocen dưới GK106-HR-1X,106-HR-2X, 107-BAL-1X đều phản ánh nguồn gốc VCHC ban đầu có tướng lục địa, được tách ra từ thực vật bậc cao (hình 3.5a,b). Biểu đồ biểu diễn mối quan hệ giữa chỉ số Oleanne với tỷ số Ts/Tm (hình 3.5a) dùng để phân biệt nhóm VCHC nguồn gốc tảo đầm hồ (lacustrine algal) và nhóm VCHC nguồn gốc sông tam giác châu (Fluvio-deltaic terrestrial) (Akihiko, 2007) cho
16. 14 thấy các mẫu ở khu vực mỏ Hàm Rồng có tỷ số Oleanne/C30Hopane không cao chứng tỏ chúng chứa nhiều rong tảo đầm hồ. Hình 3.3: Biểu đồ xác định môi H.3.4: Biểu đồ xác định môi trường lắng đọng VCHC trầm tích trường lắng đọng VCHC theo Oligocen bể Sông Hồng (điểm thông số Pr/C17 và Phy/C18 mẫu mầu nâu) (N.T.B. Hà, 2010) khu vực nghiên cứu (Hà,2013) Hình 3.5a: Biểu đồ quan hệ chỉ Hình 3.5b: Biểu đồ quan hệ số Oleanane/C30Hopane và Steranes C27-28-29 Ts/Tm 3.4. Mức độ trưởng thành nhiệt của đá mẹ + Trầm tích Oligocen: chỉ số Vitrinite (Ro,%) từ giếng ENRECA 3 đều cho giá trị <0,4% còn giá trị Tmax từ 410-440oC.
17. 15 Hai mẫu sét ở giếng 106-HR-2X (3209-3917m) có giá trị Tmax đo được 444-445oC tương đương cửa sổ tạo dầu. Các số liệu cho thấy các mẫu trầm tích Oligocen thu được có mức độ trưởng thành nhiệt thấp đến cửa sổ tạo dầu. + Tất cả các mẫu trầm tích Miocen dưới - giữa ở khu vực dải cấu tạo Hàm Rồng-Yên Tử- Phả Lại đều chưa trưởng thành. 3.5. Liên kết dầu-đá mẹ Số liệu phân tích dầu thô cho thấy dầu ở mỏ Hàm Rồng thuộc loại dầu thường, tỷ trọng 39,22 oAPI, chứa ít nhựa và có độ nhớt ở mức trung bình, nhiệt độ đông đặc thấp (27oC). Theo phân loại của BP Reseach Centre, dầu tại GK 106-HR -2X được xếp vào loại C thuộc nhóm đá mẹ chứa VCHC có nguồn gốc từ vi khuẩn hoặc từ thực vật nguồn gốc đầm hồ. Kết quả phân tích sắc ký khí HC bão hòa mẫu DST#1 GK 106-HR-2X cho thấy dải GC phân bố dạng yên ngựa giảm dần theo chiều tăng số nguyên tử cacbon (hình 3.6 và 3.7). Hình 3.6: Phân bố sắc ký khí Hình 3.7: Phân bố sắc ký khí C15+ dầu thô và chất chiết GK C15+ dầu thô và chất chiết GK 106-HR-1X 106-HR-2X Giá trị tỷ số Pr/phy là 2,95 và 2,9 tương ứng ở GK 106-HR-1X ST4, và GK 106-HR-2X, điều này có cho thấy dầu thô ở 02 giếng
18. 16 này được sinh ra từ đá mẹ chứa VCHC lục địa, lắng đọng trong môi trường ngập nước dưới điều kiện khử và oxy hóa yếu. Kết quả phân tích GCMS mẫu dầu thô mỏ Hàm Rồng (hình 3.8a và 3.9a) cho thấy trên dải m/z191 dãy Hopane mở rộng, giảm dần một cách từ từ theo chiều tăng số nguyên tử cacbon, điều này cho thấy đá mẹ sinh ra dầu này chứa VCHC lục địa, lắng đọng trong môi trường khử. Sự có mặt của cấu tử Oleanane một dấu hiệu đánh giá nguồn VCHC từ thực vật bậc cao. Dãy tricyclic terpanes xuất hiện rõ nét từ T2 đến T8 phản ánh VCHC đầm hồ có đóng góp trong đá mẹ này. (a) (a) (b) (b) Hình 3.8: Dải phân bố GC-MS Hình 3.9: Dải phân bố GC-MS phân đoạn hydrocacbon bão hòa phân đoạn hydrocacbon bão hòa C15+ mẫu dầu thô giếng 106- C15+ mẫu dầu thô giếng 106- HR-1X HR-2X Trên dải m/z 217 (hình 3.8b và 3.9b), tính trội của C29 so với C27 và C28 cho thấy liên quan đến đá mẹ chứa VCHC lục địa. Đặc biệt sự có mặt của cấu tử 4-Methyl C30 (peak 42) Steranes khẳng định đá mẹ sinh ra dầu này có chứa VCHC đầm hồ.
19. 17 Liên kết dầu – đá mẹ xác định nguồn gốc dầu được sinh ra từ VCHC rong tảo đầm hồ phù hợp với tính chất đá mẹ Oligocen tồn tại trong khu vực nghiên cứu. 3.6. Nguồn gốc H2S trong dầu vỉa Trên thế giới các đầm hồ có nguồn gốc rift tuổi Paleocen và Eocen – Oligocen đã gặp ở Tây Ban Nha, miền nam nước Pháp, hay ở Utah Colorado (Mỹ). Chúng thành tạo trên mặt móng đá vôi Cacbon-Pecmi hay Devon bị phong hóa, việc thẩm thấu vật liệu đá vôi của móng vào hồ tạo điều kiện thuận lợi cho các thể cacbonat phát triển dọc theo các đới bốc hơi của hồ. Trong khu vực nghiên cứu giếng khoan thăm dò đã bắt gặp các vỉa cacbonat xen kẹp trong trầm tích Oligocen. Theo lý thuyết, H2S cùng với CO2 ô nhiễm trong dầu vỉa ở các mỏ Hàm Rồng được cho là sản phẩm của quá trình khử sunphat nhiệt của CaSO4 trong đá cacbonat dưới tác động của điều kiện nhiệt độ cao (146oC tại 3456m GK 106-HRN-1X) thể hiện qua công thức hóa học (Angler-Gofer Scheme): CaSO4 + CH4 = CaS + CO2 + 2H2O (3.1) CaS + CO2 + H2O = CaCO3 + H2S (3.2) Chương 4 ĐẶC ĐIỂM PHÂN BỐ ĐÁ MẸ VÀ ĐÁNH GIÁ TRIỂN VỌNG DẦU KHÍ KHU VỰC NGOÀI KHƠI ĐÔNG BẮC BỂ SÔNG HỒNG 4.1. Đặc điểm phân bố và tiến hóa trầm tích Oligocen Trên cơ sở tài liệu địa chấn và kết quả các giếng khoan mới, nghiên cứu sinh đã tham gia minh giải lại một số tuyến địa chấn. Kết quả nghiên cứu sinh địa tầng được sử dụng để định danh và minh giải các tầng phản xạ địa chấn bao gồm:
20. 18 - Móng trước Kainozoi - Nóc BCH trong Oligocen dưới (nóc U500) - Nóc BCH gần nóc Oligocen dưới (nóc U400) - Nóc BCH Oligocen (nóc U300) - Nóc BCH trong Miocen giữa (nóc U220) - Nóc BCH Miocen trên (nóc U100) Một số mặt phản xạ chỉ liên kết được trên một diện tích nhỏ. Khu vực trung tâm lô 106 có thể phân chia chi tiết tập trầm tích Oligocen thành hai phụ tập bởi một mặt phản xạ U400 tương đối liên tục. Giếng 107-TPA-1X được cho là đã khoan đến Eocen?/Oligocen (U500). Liên kết với tài liệu địa chấn trầm tích này chỉ phân bố ở các trũng nhỏ thuộc phần Đông Bắc đứt gãy Sông Lô và phía Nam đảo Bạch Long Vĩ. Bản đồ cấu trúc các mặt phản xạ Móng Kainozoi, U400, U300, và đẳng dầy trầm tích Oligocen tỷ lệ 1/200.000 đã được xây dựng. Các bản đồ đẳng dày trầm tích Oligocen dưới (U400-Bsmt) và đẳng dầy Oligocen (U300-Bsmt) (hình 4.1 và 4.2) thể hiện rõ diện phân bố của trầm tích Oligocen biến đổi mạnh trong khu vực ngoài khơi Đông Bắc bể Sông Hồng. Hình 4.1 cho thấy, vào cuối thời kỳ Oligocen sớm, 02 hệ thống hồ kín phát triển theo hướng Đông Bắc- Tây Nam và Tây Bắc-Đông Nam đã được hình thành trong phạm vi khu vực nghiên cứu. Khối móng ở các phát hiện dầu khí ở cụm mỏ Hàm Rồng là đới nâng ngăn cách các hồ này. Tại khu vực phía bắc lô 107, thuộc trũng Nam Bạch Long Vĩ cũng phát triển một hồ khá sâu. Các hồ nằm ở rìa Đông Nam lô 106 và Bắc lô 107 có xu thế mở về phía Đông Nam, trong khi các hồ kín ở phần Tây Bắc lô 102-106 và Đông Bắc cấu tạo Yên Tử vẫn phát triển khá ổn định.
21. 19 Hình 4.1: Bản đồ đẳng dầy trầm Hình 4.2: Bản đồ đẳng dầy trầm tích Oligocen dưới (U400-Bstm) tích Oligocen (U300-Bstm) Ba (03) mặt cắt địa chất – địa vật lý được chọn cắt qua các đới cấu trúc chính trong khu vực nghiên cứu nhằm khảo sát mức độ phát triển của trầm tích Oligocen trong lát cắt từ nóc Móng Kainozoi đến nóc trầm tích Oligocen (U300). Mặt cắt tiến hóa trầm tích tuyến 89-1-100 cho thấy ngay giai đoạn đầu của thời kỳ tạo bể, khu vực phía đông lô 106 đã phát triển các hệ thống địa hào và bán địa hào được lấp đầy bởi các trầm tích Oligocen. Vào khoảng 28 Tr.n.t khu vực này chịu một pha nén ép, vò nhàu dẫn đến một lượng lớn trầm tích bị nâng lên, bóc mòn trong khoảng thời gian 5 triệu năm. Trên tuyến này cho thấy từ Oligocen sớm đến Oligocen muộn diện tích các địa hào bị thu hẹp. Trên tuyến 89-1-36a cho thấy tồn tại các địa hào đầu tiên ở khu vực phía tây bắc lô 102-106, chúng nhỏ hơn so với các địa hào ở phía đông lô 106. Trong suốt giai đoạn trầm tích, khu vực không bị ảnh hưởng của pha nén ép cuối Oligocen, các địa hào cùng với quá trình trầm tích được phát triển mở rộng. Trên tuyến 89-1-54 cho thấy khu vực tây nam lô 102 đã tiếp nhận một lượng lớn trầm tích dẫn đến hiện tượng sụt lún mạnh và phát triển hàng loại các địa hào sâu phát triển kế thừa từ Oligocen đến tận Miocen muộn. Trong khi đó tại phần trung tâm lô 106 kéo
22. 20 dài đến thềm Hải Phòng, các địa hào chỉ phát triển đến hết thời kỳ Oligocen muộn, sau đó khu vực bị lún chìm và ít bị ảnh hưởng của các hoạt động kiến tạo đứt gãy. 4.2. Các yếu tố đánh giá triển vọng của hệ thống dầu khí 4.2.1 Quá trình trưởng thành và sinh HC Thời điểm sinh HC của đá mẹ Oligocen có sự chênh lệch đáng kể theo vị trí các điểm khảo sát mô phỏng. Đá mẹ Oligocen sinh HC sớm nhất vào khoảng 20 tr.n.t quan sát thấy ở trũng đông nam lô 106. Hiện tại đá mẹ này vẫn đang sinh dầu và khí. Phần đáy của lát cắt Oligocen hiện vào pha sinh khí khô. Ở khu vực tây bắc lô 106, với lát cắt Oligocen dưới HC bắt đầu được sinh vào khoảng 14 tr.n.t, Oligocen trên khoảng 11 tr.n.t. 4.2.2 Đặc điểm đá chứa Chín (09) giếng khoan thăm dò trong khu vực nghiên cứu đã khoan đến móng và gặp đá chứa cacbonat. Các tài liệu phân tích mẫu sườn, kết quả phân tích FMI và số liệu đo ĐVLGK tại các giếng trên dải cấu tạo Hàm Rồng cho thấy độ rỗng đá móng gồm hai loại. Độ rỗng nứt nẻ (gồm độ rỗng của khung đá, và các khe nứt) và độ rỗng hang hốc. Giá trị độ rỗng đo được trên các mẫu sườn đều có giá trị nhỏ hơn 1%. Độ rỗng trung bình của đá là 7% xác định theo tài liệu địa vật lý giếng khoan. Giá trị tính được qui cho độ rỗng nứt nẻ và độ rỗng của khung đá. Còn độ rỗng hang hốc là 100%. Tỷ số giữa chiều dầy hiệu dụng và chiều dầy tổng cũng được phân thành 2 nhóm. Đối với khối móng có độ rỗng nứt nẻ tỷ số NTG thay đổi từ 0,45-0,7, còn ở loại hang hốc giá trị này thay đổi trong khoảng từ 0,002-0,03. Kết quả thử vỉa đo được độ thấm trung bình trong đá móng khoảng 10 mD trước xử lý axit và 40mD sau xử lý axit, với độ thấm ngang tương ứng đo được là 8474 mD.ft và 21000 mD.ft.
23. 21 4.2.3 Đặc điểm đá chắn Các vỉa sét Oligocen, Miocen đóng vai trò tầng chắn địa phương cho các bẫy khối móng chôn vùi ở khu vực nghiên cứu. Chiều dày của các lớp sét từ 20-150 m với hàm lượng sét cao, (Illit > 50%, Kaolinit <30%). Đóng vai trò tầng chắn khu vực là lớp sét biển tiến Pliocen dầy từ 300m đến hơn 500 m phủ đều khắp vùng. Tuy nhiên trầm tích thuộc lát cắt Pliocen khá bở rời, có độ gắn kết kém. 4.2.3 Đặc điểm bẫy khối móng chôn vùi Các bẫy khối móng chôn vùi có phát hiện dầu khí ở khu vực nghiên cứu đều nằm trong các địa hào cổ, nơi lớp trầm tích Oligocen dầy phủ trực tiếp trên nóc móng và hai cánh cấu tạo, vừa đóng vai trò là tầng chắn địa phương và là tầng đá mẹ quan trọng đã được xác minh. Diện tích các cấu tạo có phát hiện nhỏ hơn 10 km2. Biên độ cấu tạo thay đổi trong khoảng từ 200-400 m. 4.2.5 Thời gian sinh thành di cư và hoàn thiện bẫy Đặc điểm thời Bảng 4.1: Sơ đồ mô tả các sự kiện của hệ gian kết nối các yếu thống dầu khí đầm hồ khu vực ngoài khơi tố sinh, di cư và nạp Đông Bắc bể Sông Hồng bẫy của hệ thống dầu khí khu vực ngoài khơi Đông Bắc bể Sông Hồng được biểu diễn ở bảng 4.1. 4.3. Đánh giá rủi ro và phân vùng triển vọng Kết quả minh giải địa chấn và vẽ bản đồ cho thấy các cấu tạo móng vùi lấp còn lại chưa khoan trong khu vực nghiên cứu phân bố ở vùng nước nông đới rìa tây bắc lô 102 (cấu tạo Tiên Lãng), khu
24. 22 vực địa hào Kiến An và đới nâng Chí Linh, bán địa hào Thủy Nguyên và một số nằm ở phía Nam đảo Bạch Long Vĩ (bắc lô 107). Tất cả cấu tạo này đều nằm gần các giếng khoan đã thăm dò trong đối tượng móng (Play Móng). Việc xem xét lại chi tiết kết quả các GK để xác định yếu tố nào là rủi ro sẽ cải thiện chu trình phân tích rủi ro trong khu vực nghiên cứu. Việc phân tích được thực hiện trên cơ sở đánh giá các quá trình địa chất liên quan và các sự kiện theo thời gian địa chất. Quá trình địa chất được bắt đầu với sự hình thành của đá chứa, sự tiếp nối với việc hình thành một bẫy được chắn kín trong mối quan hệ với sự trưởng thành của đá mẹ, sự di cư của HC từ đá mẹ đến đá chứa, sự tích tụ các HC này vào bẫy và cuối cùng diễn tiến sau tích tụ của bẫy và các hydrocacbon chứa trong nó. Mục đích chính là chỉ ra được ở đâu, vị trí nào các tham số này thuận lợi hay không thuận lợi cho Play móng và biện luận các mức xác suất. Trên cơ sở hướng dẫn của Ủy ban điều phối các chương Hình 4.3: Phân vùng triển vọng Play trình khoan học địa chất Móng khu vực ngoài khơi Đông Bắc bể khu vực Đông và Đông Sông Hồng Nam Á (CCOP). Bốn tham số địa chất là: đá chứa (P1), bẫy chứa (P2), hệ thống nạp bẫy (P3) và khả năng bảo tồn (P4) để ước tính cơ hội thành công về mặt địa chất, dự đoán sự thay đổi hoàn toàn hay từng phần của các yếu tố địa chất trong hệ thống dầu khí khu vực ngoài khơi Đông Bắc bể Sông Hồng, phân vùng triển vọng (hình 4.3).
25. 23 KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ Kết quả nghiên cứu cho phép rút ra một số các kết luận: - Trầm tích Oligocen có tướng đầm hồ được xác định là đá mẹ quan trọng tồn tại trong khu vực nghiên cứu. Đá mẹ chủ yếu chứa kerogen loại II và hỗn hợp loại II/III, hàm lượng VCHC từ trung bình đến tốt, đạt mức trưởng thành sớm đến cửa sổ tạo dầu, ở khu vực Đông Nam lô 106, hiện tại đá mẹ đã vào pha sinh khí ẩm. Khu vực đảo Bạch Long Vĩ đá mẹ Oligocen chứa chủ yếu kerogen loại II/I có khả năng sinh HC thuộc loại rất tốt, tuy nhiên chưa đạt mức trưởng thành. Đá mẹ Oligocen trải qua hai pha sinh dầu: Pha sớm nhất có thể từ 20 -14 tr.n.t, pha thứ hai từ 11-7 tr.n.t thay đổi theo từng vị trí khảo sát và biến đổi theo các đơn vị cấu trúc phân chia trong khu vực. Trong các trũng sâu, đá mẹ này hiện tại vẫn đang tiếp tục sinh dầu khí. - Dầu chứa trong đá móng ở GK 106-HR có nguồn gốc VCHC phân hủy từ rong tảo, sống trong môi trường hồ. Các mẫu dầu ở mỏ Hàm Rồng phân tích cho kết quả dấu hiệu nhận diện sinh học tương ứng với các mẫu chất chiết thu được từ đá mẹ Oligocen ở khu vực nghiên cứu. - Kết quả phân tích địa hóa các mẫu sét Miocen, và sét cổ trước Kainozoi trong khu vực nghiên cứu cho thấy chúng chưa được coi là đá mẹ sinh dầu khí. - Nghiên cứu lịch sử tiến hóa trầm tích Oligocen và khôi phục lịch sử kiến tạo cho thấy hoạt động nén ép, nghịch đảo xảy ra trong khu vực làm một lượng lớn trầm tích bị bóc mòn từ cuối Oligocen đến cuối Miocen muộn như quan sát thấy ở phía nam đảo Bạch Long Vĩ. Đây là yếu tố gây nên rủi ro cho thời gian di cư và thời gian hoàn thiện bẫy không phù hợp cho hệ thống dầu khí ở khu vực nghiên cứu.
26. 24 - Trên cơ sở kết quả nghiên cứu mức độ trưởng thành của đá mẹ, đặc điểm di cư HC và các thông số khác của hệ thống dầu khí đã cho phép áp dụng có hiệu quả các phương pháp xác suất trong phân tích rủi ro, thành lập được các bản đồ phân vùng triển vọng cho khu vực ngoài khơi Đông Bắc bể Sông Hồng. Kết quả cho thấy đới triển vọng cao nhất nằm ở khu vực bán địa hào Thủy Nguyên, tiếp đến là khu vực gần địa hào Kiến An thuộc đới móng Chí Linh. Các khu vực rìa Tây Bắc lô 102 và phía Nam đảo Bạch Long Vĩ được cho là đới kém triển vọng. Từ các kết quả nghiên cứu đã nói ở trên, nghiên cứu sinh có kiến nghị: 1) Để nâng cao hiệu quả đánh giá đá mẹ cần tiếp tục các nghiên cứu phân tích địa hóa cho các vỉa sét cổ trước KZ cũng như tăng cường lượng mẫu phân tích cho các vỉa sét thuộc lát cắt KZ. 2) Nghiên cứu thêm về địa nhiệt và cổ nhiệt độ nhằm chính xác hóa thời gian sinh và di cư dầu khí. 3) Bổ sung nghiên cứu đồng vị lưu huỳnh và cacbon cũng như phân tích Biomarker cho các mẫu lưu thể vỉa. 4) Cần có giếng khoan thông số có mẫu lõi, xác định tuổi tuyệt đối và tổ hợp ĐVLGK đầy đủ để chính xác hóa toàn bộ lát cắt KZ tiến tới chính xác hóa mô hình địa chất khu vực nghiên cứu. 5) Cần nghiên cứu đầy đủ hơn các đối tượng bẫy địa tầng để chính xác hóa tiềm năng dầu khí khu vực ngoài khơi Đông Bắc bể Sông Hồng. 6) Tái xử lý tài liệu địa chấn kết hợp khu vực lô 102-106 với lô hợp đồng MVHN02, 103-107, và 100-101/4 nhằm nâng cao hiệu quả phân tích rủi ro của hệ thống dầu khí cho khu vực.
27. 25 DANH MỤC CÔNG TRÌNH KHOA HỌC CỦA TÁC GIẢ LIÊN QUAN ĐẾN LUẬN ÁN 1. Trần Hữu Thân, Trần Châu Giang,Trần Nhật Dũng, Nguyễn Đình Tỵ, Nguyễn Trọng Tín, Ngọ Văn Hưng, 2005, Vai trò và ảnh hưởng của pha nén Miocen giữa đến tiềm năng dầu khí khu vực Tây Nam đứt gẫy Vĩnh Ninh, Tuyển tập Báo cáo Hội nghị khoa học công nghệ 30 năm thành lập Tổng Công ty Dầu khí Việt Nam, tr. 228-238. 2. Trần Châu Giang và nnk, 2006, Hoạt động dầu khí và địa chất các bể trầm tích Kainozoi chính của Việt Nam, Báo cáo tổng kết nhiệm vụ nghiên cứu hợp tác VIP- KIGAM (Viện nghiên cứu khoa học trái đất và tài nguyên khoáng sản Hàn Quốc). Lưu trữ Viện Dầu khí Việt Nam. 3. Trần Châu Giang và nnk, 2007, Đặc điểm địa chất và tiềm năng dầu khí bể Sông Hồng. Báo cáo tổng kết nhiệm vụ nghiên cứu hợp tác VPI-NIPPON OIL. Lưu trữ Viện Dầu khí Việt Nam. 4. Phan Tiến Viễn, Nguyễn Trọng Tín, Hoàng Ngọc Đang, Trịnh Xuân Cường, Nguyễn Anh Đức, Trần Châu Giang và nnk, 2012, Đánh giá tiềm năng dầu khí trên vùng biển và thềm lục địa Việt Nam, thuộc “Đề án tổng thể về điều tra cơ bản và quản lý tài nguyên môi trường biển đến năm 2010, tầm nhìn đến năm 2020” được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt ngày 01 tháng 3 năm 2006 theo Quyết định số 47/2006/QĐ-TTg., Lưu trữ Viện Dầu khí Việt Nam. 5. Trần Châu Giang, 2008, Tìm hiểu nguồn gốc khí CO2 trong các vỉa dầu khí ở thềm lục địa Việt Nam, Tuyển tập Báo cáo Hội nghị khoa học công nghệ 30 năm thành lập Viện Dầu khí Việt Nam, tr. 433- 443. 6. Trần Châu Giang, Lê Tuấn Việt, Mai Thanh Tân, 2010, Tìm hiểu nguồn gốc H2S trong dầu thô cấu tạo Yên Tử - Hạ Long, Tạp chí Dầu khí số tháng 11/2010, tr. 35-38. 7. Trần Châu Giang 2013, Phân tích rủi ro trong đánh giá hệ thống dầu khí, Tạp chí Dầu khí số tháng 7 năm 2013, tr. 19-25. 8. Trần Châu Giang, 2013, Ứng dụng định lý Bayer trong tính xác suất điều kiện cho các đối tượng triển vọng phụ thuộc lẫn nhau, Tạp chí Dầu khí số tháng 12 năm 2013, tr. 48-53.