Mô hình tách giãn McKENZIE và quá trình sinh dầu khí ở cấu tạo Bạch Hổ doc

thang 9:Dien VN SO 24.qxd 11/25/2009 4:11 PM Page 1

tI£U §IĨM

bu7vqwvqO%rw_hkws[vqwtnswVfowgucwsfvwZnt
snvuYwlmhvwgNtwuAvwv7pYwsSvqwurNvYwvw_PswvurMo
uAvwv7pwlLwtEvqwtSswduntwtjrLv
Đ i h i tồn qu c l n th I H i D u khí Vi t Nam nhi m kỳ 2009 - 2013 đã đ
c t ch c thành
công vào trung tu n tháng 9 t i Hà N i. Nhân d p này, TS. Đinh La Thăng - y viên BCH Trung


ng Đ ng, Bí th
Đ ng y, Ch t ch HĐQT T p đoàn D u khí Vi t Nam và TSKH. Phùng Đình
Th c, T ng giám đ c T p đoàn D u khí Vi t Nam đã g i th
chúc m ng. T p chí D u khí xin
trân tr ng gi i thi u v i b n đ c toàn văn hai b c th
này.

Thư chúc mừng của TS. Đinh La Thăng, Chủ tịch Hội đồng Quản trị Tập đồn Dầu khí Việt Nam
hay mặt Lãnh đạo Tập đồn Dầu khí Việt Nam, tơi nhiệt liệt chúc mừng và xin
gửi tới các vị khách quý, các quý vị đại biểu tham dự Đại hội và các thế hệ những
người làm cơng tác Dầu khí Việt Nam tới dự Đại hội Đại biểu toàn quốc lần thứ I, nhiệm
kỳ 2009 - 2013 “Hội Dầu khí Việt Nam” lời chúc mừng tốt đẹp nhất, chúc Đại hội thành
công tốt đẹp.
Trong suốt gần 50 năm xây dựng và phát triển, kể từ khi Đoàn Địa chất số 36 được
thành lập năm 1961, các thế hệ những người làm công tác Dầu khí Việt Nam đã ln ý
thức được vị trí và trách nhiệm của mình trong chiến lược phát triển kinh tế xã hội của đất
nước, đã vượt qua mọi khó khăn trở ngại để xây dựng ngành Dầu khí Việt Nam trở thành
ngành kinh tế kỹ thuật quan trọng hàng đầu của đất nước, có nhiều đóng góp to lớn vào
công cuộc xây dựng và bảo vệ Tổ quốc Việt Nam XHCN. Ở những thập kỷ cuối của thế
kỷ trước, ngành Dầu khí đã góp phần tích cực vào việc đưa đất nước ta thốt khỏi tình
trạng khó khăn về kinh tế xã hội trong bối cảnh đất nước bị bao vây, cấm vận. Ở thập kỷ

này - thập kỷ đầu tiên của thế kỷ 21, quy mô phát triển của ngành được mở rộng trong tất
cả các lĩnh vực từ tìm kiếm thăm dị, khai thác dầu khí đến vận chuyển, chế biến, tàng trữ,
phân phối, dịch vụ và xuất nhập khẩu, vị thế và vai trò của Tập đồn Dầu khí Quốc gia
Việt Nam đã được khẳng định ở tầm cao mới kể cả ở trong nước và ở nước ngồi. Tập
đồn Dầu khí Quốc gia Việt Nam đã thực sự trở thành đầu tàu kinh tế của đất nước, là
công cụ điều tiết kinh tế vĩ mơ của Chính phủ, ln đi đầu trong việc thực hiện các chủ
trương, chính sách, các nhiệm vụ mà Đảng,Chính phủ và nhân dân giao phó trong việc
thực hiện ổn định kinh tế vĩ mô, đảm bảo an sinh xã hội, đảm bảo an ninh năng lượng, an
ninh quốc phòng và chủ quyền quốc gia của đất nước.
Những đóng góp của các thế hệ những người làm công tác Dầu khí Việt Nam chúng
ta ln được Đảng, Chính phủ, nhân dân ghi nhận và đánh giá cao.
Ngày nay và trong những thập kỷ tiếp theo, đất nước ta luôn cần có sự đóng góp
nhiều hơn nữa của ngành Dầu khí. Cùng với sự kiện “Hội Dầu khí Việt Nam”được thành
lập với mục đích là “tập hợp đồn kết những người làm cơng tác khoa học, kỹ thuật trong
ngành Dầu khí để duy trì, phát triển và nâng cao trình độ chun mơn, giữ gìn uy tín và
phẩm chất, đạo đức nghề nghiệp nhằm góp phần xây dựng, phát triển ngành Dầu khí trở
thành ngành cơng nghiệp mũi nhọn của Việt Nam; và Đại hội lần thứ nhất “Hội Dầu khí
Việt Nam” được diễn ra đúng vào thời điểm cán bộ cơng nhân viên tồn ngành Dầu khí
Việt Nam đang hăng hái thi đua trong lao động sản xuất để báo công dâng Bác nhân kỷ
niệm 40 năm thực hiện Di chúc thiêng liêng của Người, chào mừng 34 năm ngày thành
lập và 48 năm ngày truyền thống ngành Dầu khí Việt Nam. Điều đó địi hỏi những người

T

dÇu khÝ - Sè 9/2009

1


thang 9:Dien VN SO 24.qxd 11/25/2009 4:11 PM Page 2

tI£U §IĨM

làm cơng tác Dầu khí chúng ta cần sát cánh, đoàn kết hơn nữa, cống hiến nhiều hơn nữa,
nỗ lực nhiều hơn nữa để tăng tốc phát triển, thực hiện xuất sắc mục tiêu Chiến lược phát
triển ngành Dầu khí Việt Nam đến năm 2015 và định hướng đến năm 2025 đã được Bộ
Chính trị kết luận và Thủ tướng Chính phủ phê duyệt, góp phần xây dựng đất nước Việt Nam
ngày càng thịnh vượng và phát triển, sánh vai cùng các cường quốc năm châu như Bác Hồ
sinh thời hằng mong ước.
Tôi tin tưởng và hy vọng rằng, các đại biểu tham dự Đại hội sẽ sáng suốt lựa chọn
được Ban Chấp hành gồm các đồng chí đủ tài và đức, giàu kinh nghiệm và đầy nhiệt huyết,
tận tụy hy sinh, nhiệt tình truyền đạt những kinh nghiệm quý báu của mình cho thế hệ hơm
nay đủ năng lực hồn thành xuất sắc các nhiệm vụ được Đảng, Chính phủ và nhân dân cả
nước giao phó, vững vàng trên cương vị là ngành công nghiệp đầu tàu của đất nước.
Cuối cùng, thay mặt lãnh đạo Tập đồn Dầu khí Việt Nam, tôi chúc Đại hội thành công
tốt đẹp, chúc Ban Chấp hành nhiệm kỳ 2009 - 2013 hoạt động hiệu quả và gặt hái được
nhiều thành công, chúc các vị khách quý, các quý vị đại biểu tham dự Đại hội sức khỏe, hạnh
phúc và thành công.

Thư chúc mừng của TSKH. Phùng Đình Thực, Tổng giám đốc Tập đồn Dầu khí Việt Nam

Tơi đã nhận được lời mời tham dự Đại hội lần thứ nhất Hội Dầu khí Việt Nam - Đại hội
của các thế hệ những người đi tìm “lửa”, những người đã và đang góp phần tạo ra năng
lượng cho phát triển đất nước. Rất tiếc do điều kiện công tác đột xuất tại công trường Nhà
máy Lọc dầu Dung Quất, tôi không đến dự được. Thay mặt Lãnh đạo Tập đồn Dầu khí
Việt Nam, cho phép tôi gửi tới các quý vị đại biểu, những cán bộ dầu khí, các vị khách đến
tham dự Đại hội lời chúc mừng nhiệt liệt nhất, chúc Đại hội thành công tốt đẹp.
Lịch sử 48 năm xây dựng và phát triển ngành Dầu khí (kể từ khi “Đồn 36 Dầu lửa”
được thành lập vào ngày 27/11/1961) là một chặng đường dài chứng kiến nhiều cam go,
nhưng cũng rất đỗi oanh liệt, tự hào với nhiều thành tựu to lớn, với những đóng góp xứng

đáng của ngành Dầu khí Việt Nam cho nền kinh tế quốc dân. Những thành tựu to lớn, nổi
bật ngành Dầu khí đã đạt được trên chặng đường qua, thể hiện ở năm mặt cụ thể sau:
Thứ nhất: Từ năm 1986, Việt Nam được đứng trong danh sách những nước sản xuất
và xuất khẩu dầu lửa trên thế giới. Đến nay, ngành Dầu khí đang khai thác tại 14 mỏ dầu
và khí trong nước và ở nước ngồi là 2 mỏ với tổng sản lượng dầu khí đã khai thác quy dầu
đạt trên 300 triệu tấn.
Thứ hai: Đóng góp ngày càng nhiều cho nền kinh tế quốc dân: Tổng doanh thu đã
đạt được trên 65 tỷ USD; nộp ngân sách trên 35 tỷ USD; hàng năm đóng góp đều đặn từ
28 - 31% tổng thu ngân sách Nhà nước; đồng thời góp phần bảo vệ và giữ vững chủ quyền
quốc gia trên biển Đông.
Thứ ba: Đã xây dựng cơ sở vật chất liên hoàn từ khâu thăm dị và khai thác dầu khí;
thu gom, xử lý, vận chuyển, đến khâu chế biến và kinh doanh các sản phẩm dầu khí.
Thứ tư: Đã xây dựng được đội ngũ cán bộ khoa học kỹ thuật, kỹ sư và công nhân có tay
nghề cao với tổng số trên 35 ngàn người đang triển khai thành công các hoạt động sản xuất
kinh doanh trong nước và ở nước ngoài.
Thứ năm: Đã dành hàng ngàn tỷ đồng cho các chương trình an sinh xã hội. Trong năm
2008, Tập đồn Dầu khí Quốc gia Việt Nam đã dành 300 tỷ đồng, trong năm 2009 sẽ dành
trên 900 tỷ đồng cho công tác an sinh xã hội, xây dựng nhà Đại đoàn kết tại các huyện
nghèo, y tế giáo dục và an ninh quốc phịng.
Những kết quả, thành tựu và những đóng góp của ngành Dầu khí trong thời gian qua thật
to lớn và tự hào. Tiếp tục phát huy những thế mạnh và thành quả mà các bậc đàn anh đi trước
để lại, trong giai đoạn phát triển mới, Tập đồn Dầu khí quyết tâm thực hiện và thực hiện bằng

2

dÇu khÝ - Sè 9/2009


thang 9:Dien VN SO 24.qxd 11/25/2009 4:11 PM Page 3

PETROVIETNAM

được chiến lược phát triển của Ngành đến 2015, định hướng đến 2025 và đã chọn con đường
tăng tốc phát triển. Để thực hiện những mục tiêu đặt ra, Tập đoàn Dầu khí sẽ tập trung phát
triển mạnh lĩnh vực cốt lõi của ngành là: Tìm kiếm thăm dị và khai thác dầu khí; mở rộng đầu
tư ra nước ngồi nhằm tìm kiếm các nguồn trữ lượng bổ sung; ưu tiên phát triển cơng nghiệp
dầu khí, điện, đạm, lọc - hóa dầu và đẩy mạnh đầu tư cho lĩnh vực dịch vụ có hàm lượng kỹ
thuật cao, trong đó đẩy mạnh tìm kiếm thăm dị và khai thác dầu khí là nhiệm vụ trung tâm, là
ưu tiên số 1. Lịch sử ngành Dầu khí đã chứng minh: Đẩy mạnh tìm kiếm thăm dị và khai thác
dầu khí là nhân tố quyết định tạo ra động lực mới để tăng tốc phát triển. Q trình phát triển
ln theo quy luật: Tuần tự, thông qua những bước nhảy vọt. Mỗi khi phát hiện một mỏ dầu
khí mới, đưa một mỏ dầu khí mới vào khai thác thì tạo ra được một bước nhảy vọt cục bộ. Mỏ
lớn - bước nhảy vọt lớn, mỏ nhỏ - bước nhảy vọt nhỏ. Nhiều mỏ - nhiều nhảy vọt cục bộ, để
cuối cùng tạo ra bước nhảy vọt toàn bộ, tạo đà cho những lĩnh vực phát triển toàn diện, làm
cơ sở vững chắc để toàn ngành tăng tốc phát triển.
Những mục tiêu và nhiệm vụ đề ra trong chiến lược phát triển ngành trong thời gian
tới, đang đòi hỏi sự đồng tâm hiệp lực, phát huy trí tuệ chung của tất cả cán bộ tồn ngành
Dầu khí, những người làm cơng tác dầu khí qua các thời kỳ, những đồng chí nay cịn đương
chức hay những bậc dầu khí lão thành đã nghỉ hưu nhưng vẫn cịn sức khỏe, dồi dào trí
tuệ và khát vọng tiếp tục được đóng góp nhiều hơn nữa cho ngành Dầu khí Việt Nam.
Trong bối cảnh đó, việc ra đời của Hội Dầu khí Việt Nam là một thực tế tất yếu, phản
ánh yêu cầu và đòi hỏi khách quan của sự nghiệp xây dựng và phát triển ngành Dầu khí
Việt Nam.
Là Tổng giám đốc Tập đồn Dầu khí Việt Nam, tơi đề nghị có sự phối hợp chặt chẽ,
mối quan hệ hữu cơ giữa Tập đồn với Hội Dầu khí Việt Nam, lấy mục tiêu chung là phát
triển ngành Dầu khí Việt Nam làm kim chỉ nam cho mọi hành động của Tập đồn và của
Hội. Tập đồn Dầu khí Quốc gia Việt Nam rất hy vọng hoạt động của Hội sẽ ngày càng sôi
động và phong phú, tập hợp ngày càng nhiều các thành viên tham gia, trở thành một diễn
đàn tốt, là cơ hội để các nhà chuyên mơn cùng trao đổi, chia sẻ kinh nghiệm, đóng góp ý
kiến, nghiên cứu, phản biện, bồi dưỡng và phát triển nghề nghiệp. Với mục tiêu như vậy,

Tập đồn Dầu khí Việt Nam rất trân trọng những ý kiến các đồng chí đóng góp tại Đại hội
hơm nay cũng như sau này góp phần vào phát triển ngành Dầu khí Việt Nam mạnh và bền
vững. Về phần mình, Tập đồn Dầu khí ln ủng hộ, tạo điều kiện tốt nhất để Hội hoạt động
hiệu quả và thành công.
Một lần nữa chúc các đồng chí, các quý vị đại biểu dồi dào sức khỏe, có nhiều đóng
góp hữu ích cho Đại hội, cho Tập đồn Dầu khí Quốc gia Việt Nam. Chúc Đại hội thành
cơng rực rỡ !

dÇu khÝ - Sè 9/2009

3


thang 9:Dien VN SO 24.qxd 11/25/2009 4:11 PM Page 4

tI£U §IĨM

H i D u khí Vi t Nam
UKw su=sw R.w u]rw vquMw vqur\dw s1pw t>dw tuLw _pm
l]vqwum`twl]vqwtjmvqwvqhvuwVfowgucwTr\twbpk
PGSTS. Trần Ngọc Toản
Ủy viên Thường vụ Ban chấp hành Hội DKVN

au nhiều năm chuẩn bị,
ngày 12 tháng 9 năm
2009 Hội Dầu khí Việt Nam đã
chính thức được thành lập theo
quyết định số 1053/QDBNV của
Bộ trưởng Bộ Nội vụ ký ngày 13
tháng 7 năm 2009. Trên 200 đại

biểu đại diện cho tất cả những
người lao động hoạt động trong
ngành Dầu khí Việt Nam đã về
dự đại hội, tổ chức trọng thể tại
trụ sở Tập đồn Dầu khí Việt
Nam (PVN). Đại hội cũng đã
được vinh dự đón tiếp các ơng
Trần Hữu Thắng, Thứ trưởng
Thường trực Bộ Nội vụ; ông Bùi
Xuân Khu, Thứ trưởng Thường
trực Bộ Công Thương; ông Hồ
Uy Liêm, quyền Chủ tịch Liên
Hiệp các hội KH&KT Việt Nam;
ông Nguyễn Khắc Vinh, Chủ tịch
Tổng hội Địa chất Việt Nam; ơng
Trương Minh, Phó Chủ tịch Hội
Địa vật lý Việt Nam; ông Ngô Văn
Sáng, Vụ trưởng Vụ Dầu khí
thuộc Văn phịng Chính phủ; ơng
Nguyễn Tiến Trung, Vụ trưởng
Vụ Tổ chức phi chính phủ của
Bộ Nội vụ; bà Phan Thị Hòa, Ủy
viên Hội đồng Quản trị của PVN
cùng nhiều đại biểu khác của
PVN, của các tổ chức dầu khí,
các trường Đại học. TS. Đinh La
Thăng, Chủ tịch Hội đồng Quản
trị và TSKH. Phùng Đình Thực,
Tổng giám đốc PVN vì đi cơng
tác vắng đã có thư chúc mừng

Đại hội.
Đây là một sự kiện lịch sử,
không những đánh dấu sự phát

S

4

dÇu khÝ - Sè 9/2009

Thứ trưởng Thường trực Bộ Nội vụ Trần Hữu Thắng (trái) trao Quyết định
thành lập Hội Dầu khí Việt Nam cho đại diện Hội – Đ/c Ngơ Thường San.
Ảnh: Duy Qn

triển ngoạn mục của ngành Dầu
khí Việt Nam với một đội ngũ cán
bộ, công nhân hơn 30.000 thành
viên mà cịn nói lên sự thừa nhận
của Nhà nước về vai trị của
những con người dầu khí đã,
đang và sẽ làm việc trong ngành
kinh tế - kỹ thuật rất quan trọng
này cũng như hoài bão của họ
muốn được đóng góp nhiều hơn
cho sự phồn vinh của đất nước.
Hội Dầu khí Việt Nam có tên
giao dịch quốc tế là Vietnam
Petroleum Association (VPA), là
một tổ chức xã hội nghề nghiệp
phi lợi nhuận, thành viên của

Liên Hiệp các Hội Khoa học và
Kỹ thuật Việt Nam và sẽ là thành

viên của các tổ chức cùng nghề
nghiệp trong khu vực và quốc tế
theo quy định của pháp luật.
Nhiệm vụ của Hội là tập hợp,
động viên, phát huy tính sáng tạo
của hội viên trong tất cả các lĩnh
vực hoạt động có liên quan đến
ngành Dầu khí; thơng tin, phổ
biến kiến thức dầu khí, góp phần
đào tạo hội viên nâng cao trình
độ khoa học-cơng nghệ-nghiệp
vụ đáp ứng nhu cầu của Ngành;
tư vấn và phản biện cho các cơ
quan quản lý nhà nước và các tổ
chức thành viên của ngành Dầu
khí Việt Nam; đại diện, bảo vệ
quyền lợi hợp pháp của hội viên
cũng như góp phần nâng cao


thang 9:Dien VN SO 24.qxd 11/25/2009 4:11 PM Page 5

PETROVIETNAM

chất lượng cuộc sống vật chất, tinh thần và phát
triển tình đồng chí, đồng nghiệp tốt đẹp giữa những
người cùng làm việc trong Ngành. Tất cả công dân

Việt Nam sống trong nước hoặc ở nước ngồi đã
và đang cơng tác trong các lĩnh vực dầu khí tán
thành điều lệ Hội, tự nguyện xin gia nhập hội đều
có thể kết nạp làm hội viên hoặc làm hội viên liên
kết của Hội Dầu khí Việt Nam. Hội được tổ chức
theo nguyên tắc dân chủ, bao gồm Đại hội đại biểu
hoặc Đại hội toàn quốc, Ban chấp hành, Ban
Thường vụ của Ban chấp hành, Ban Kiểm tra, Văn
phịng, các Ban chun mơn, các tổ chức được
thành lập theo quy định của pháp luật và các Chi
hội.
Phương hướng hoạt động của Hội Dầu khí
Việt Nam trong nhiệm kỳ I(2009-2013) bao gồm:
- Về tổ chức sẽ hoàn thiện cơ cấu tổ chức
của Hội theo quy định trong điều lệ, xây dựng các
chi hội theo các địa bàn khác nhau (Hà Nội, Vũng
Tàu, thành phố Hồ Chí Minh, miền Trung, Hải
Phịng, Thái Bình...); xây dựng quy chế làm việc
của Ban chấp hành và các tổ chức trực thuộc; xây
dựng logo; làm thẻ hội viên; kết nạp hội viên mới;
tạo dựng và xây dựng quy chế về mối quan hệ
giữa Hội với PVN, Hội đồng Khoa học Tập đồn
cũng như các tổ chức dầu khí khác trong nước và
quốc tế…
- Tư vấn cho Tập đồn Dầu khí Quốc gia
Việt Nam, các cơ quan quản lý Nhà nước, các tổ
chức dầu khí khác khi có u cầu trong các lĩnh vực
lập chiến lược, quy hoạch, kế hoạch, chính sách
năng lượng quốc gia cùng các chính sách phục vụ
cho ngành dầu khí, các chương trình nghiên cứu

khoa học, đào tạo, thông tin, bảo tàng và các vấn đề
về quản lý…
- Làm nhiệm vụ phản biện 1 cho các đề
án, các cơng trình nghiên cứu khoa học - cơng nghệ
của PVN và của các đơn vị thành viên của PVN nếu
được Tập đồn Dầu khí Quốc gia Việt Nam chấp
nhận kiến nghị này. Tham gia phản biện các vấn đề
về dầu khí của các cơ quan quản lý nhà nước và
các tổ chức dầu khí khác khi có u cầu. Phản biện
độc lập các vấn đề khác khi Ban Chấp hành Hội xét
thấy cần thiết, theo đúng chức năng của Hội và các
quy định của Nhà nước.
- Tổ chức các hội thảo khoa học và sinh
hoạt học thuật để giúp hội viên có điều kiện trao đổi
kiến thức và kinh nghiệm nghề nghiệp; phối hợp với
Viện Dầu khí Việt Nam, NIPI, PVEP và các đơn vị
khác soạn thảo và in ấn các cơng trình chun khảo
dầu khí do người Việt Nam đã thực hiện để quảng
bá trong nước và ở nước ngồi, hợp tác soạn thảo

các giáo trình cơ bản, các sổ tay cơng nghệ về dầu
khí; phối hợp với các đơn vị đào tạo khác tổ chức
các khóa đào tạo ngắn ngày theo chuyên đề cho
cán bộ, công nhân ở các đơn vị của PVN.
- Tiếp tục thực hiện nhiệm vụ đã được
PVN giao cho Hội Địa chất Dầu khí trước đây soạn
thảo quyển Từ điển Giải thích Tổng Hợp/Bách Khoa
Dầu khí Anh-Việt để đáp ứng nhu cầu thống nhất
thuật ngữ dầu khí trong nội bộ ngành. Hỗ trợ và
tham gia viết Lịch sử ngành/lịch sử các đơn vị dầu

khí và các ấn phẩm khác về lịch sử dầu khí thế giới,
về thềm lục địa Việt Nam... góp phần quảng bá kiến
thức khoa học dầu khí phổ thơng và bảo vệ chủ
quyền ở vùng biển, đảo của Việt Nam.
- Nghiên cứu xuất bản ấn phẩm thông tin
và trang web của Hội.
- Hỗ trợ và tham gia cùng Ban chỉ đạo xây
dựng hồ sơ đăng ký giải thưởng Hồ Chí Minh về
KHCN cho cụm cơng trình “Phát hiện và khai thác
thành cơng dầu trong đá móng tại thềm lục địa Việt
Nam” của Tập đồn Dầu khí Quốc gia Việt Nam;
tham gia cùng PVN tổ chức Hội nghị Khoa học Dầu
khí năm 2010.
- Làm thủ tục đề nghị khen thưởng các hội
viên có nhiều thành tích cho hoạt động của Hội và
phát triển Ngành với các cơ quan, các tổ chức có
liên quan.
Trong quá trình hoạt động sắp tới, tùy khả
năng và điều kiện, Hội sẽ bổ sung các nhiệm vụ cụ
thể thêm nữa phù hợp với yêu cầu phát triển của
Ngành.
Đại hội đã bầu ra Ban Chấp hành gồm 120
ủy viên, đại diện cho các chuyên ngành Dầu khí,
các đơn vị trong PVN và các trường Đại học, các
cơ quan, các tổ chức có liên quan đến ngành Dầu
khí. Ban chấp hành đã bầu ra ban Thường vụ gồm
22 ủy viên, trong đó có một chủ tịch là TS. Ngơ
Thường San và 6 Phó Chủ tịch là TS. Trần Ngọc
Cảnh, KS. Lê Minh Hồng, TS. Trần Đức Chính, TS
Nguyễn Xuân Thắng, KS. Nguyễn Đăng Liệu và

TS. Nguyễn Văn Minh. Tổng thư ký của Hội là TS.
Nguyễn Huy Quý.
Chúng ta tin tưởng rằng với nhiệt tình đầy tâm
huyết của tất cả các hội viên, với sự cộng tác, ủng
hộ, giúp đỡ tận tình của PVN cũng như các cơ quan
quản lý Nhà nước, của Liên hiệp các Hội KHKT Việt
Nam và của các tổ chức khác, Hội Dầu khí Việt
Nam sẽ khơng ngừng phát triển lớn mạnh để thực
hiện tốt nhất các chức năng và nhiệm vụ cao q
của mình, có nhiều đóng góp có ích cho Ngành và
cho đất nước.

dÇu khÝ - Sè 9/2009

5


thang 9:Dien VN SO 24.qxd 11/25/2009 4:11 PM Page 6

thăm dò - khai thác dầu khí

@[wu)vuwtnsuwqr.vw@s?3b
+3wihw&on
tj)vuwZrvuwefowgucw-wsJowt`mwW`suw:K
TSKH. Hong ỡnh Tin
ThS. V Văn Huy
Xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro

Tóm tắt
Cấu tạo Bạch Hổ, thuộc bồn trũng Cửu Long được hình thành là do quá trình tách giãn vỏ lục địa.

Quá trình này ảnh hưởng rất nhiều đến sự trưởng thành và sinh dầu của vật liệu hữu cơ. Để định lượng
mối quan hệ giữa sự tách giãn và sự sinh dầu có thể áp dụng mơ hình McKenzie. Mơ hình này tính tốn
hệ số tách giãn bêta và xác định sự thay đổi nhiệt độ theo thời gian. Kết hợp giữa lịch sử chôn vùi và
giá trị thời nhiệt, TTI, cửa sổ tạo dầu được xác định. So sánh với cửa sổ tạo dầu ở cấu tạo Bạch Hổ
(theo 17 giếng khoan) thì kết quả từ mơ hình tách giãn McKenzie phù hợp với thực tế.Từ đó cho thấy
mơ hình McKenzie là cách tiếp cận để nghiên cứu sự hình thành các trũng trầm tích và q trình sinh
dầu ở các bể trầm tích khác.
Phương pháp McKENZIE
McKenzie (1978) có hai luận điểm quan trọng
khi đưa ra mơ hình tách giãn. Thứ nhất, ơng xem
quá trình lún chìm hiện tại của một trũng trầm tích
là lún chìm theo các đứt gãy do hoạt động tách giãn
gây ra và lún chìm nhiệt do quá trình nguội đi của
vỏ thạch quyển. Cả hai cánh lún chìm này đều phụ
thuộc vào hệ số tách bêta. Thứ hai, ông cho rằng
quá trình lún chìm do tách giãn xảy ra nhanh nhưng
tốc độ lún chìm nhiệt thì giảm chậm theo hàm exponent theo thời gian. Từ hai luận điểm đó, ơng đưa
ra phương pháp định lượng hệ số tách giãn bêta và
hàm nhiệt theo thời gian.

K, Ks: Hệ số dẫn nhiệt của đá móng và đá trầm tích
τ: Hằng số thời nhiệt của thạch quyển
Áp dụng mơ hình trên cho cấu tạo Bạch Hổ với
17 vị trí giếng khoan chia làm 4 khu vực (Hình 1).
- Khu 1 gồm giếng GK10, GK75, GK605,
GK76
- Khu vực 2 gồm GK 508, GK504, GK507,
GK704.
- Khu vực 3 gồm GK9, GK1003, GK1014.
- Khu vực 4 gồm GK7, GK15, GK16, GK17,

GK1201, GK1202.

Hệ số bêta:
Với :
yc và yL: Là bề dày của vỏ lục địa và thạch quyển.
Pm, Pc, Ps: Là tỷ trọng của manti, vỏ lục địa và
trầm tích.
ys: Bề dày của trầm tích
αv: Hệ số giãn nở nhiệt
Tm: Nhiệt độ manti
Gradient nhiệt của trầm tích là:
Hình 1. Sơ đồ vị trí các giếng khoan nghiên cứu

6

dÇu khÝ - Sè 9/2009


thang 9:Dien VN SO 24.qxd 11/25/2009 4:11 PM Page 7

PETROVIETNAM

Kết quả
Phân b h s bêta
Bảng 1. Hệ số tách giãn pha thứ nhất

Bảng 2. Hệ số tách giãn pha thứ hai

Hình 2. Phân bố hệ số tách giãn pha 1

Hình 3. Phân bố hệ số tách giãn pha 2
dÇu khÝ - Sè 9/2009

7


thang 9:Dien VN SO 24.qxd 11/25/2009 4:11 PM Page 8

thăm dò - khai thác dầu khí

Phõn tớch tỏch gión c a c u t o B ch H
Pha tách giãn thứ nhất (cuối Eoxen muộn –
Oligoxen sớm)
Trên cơ sở Bảng 1 và Hình 2 cho thấy hệ số
tách giãn ở vịm Bắc có giá trị nhỏ, dao động
trong khoảng 1,09 đến 1,15, trung bình là 1,12.
Mặc dù ở các khối khác nhau song trong thời gian
pha thứ nhất mức độ tách giãn nhỏ. Riêng ở phía
Bắc của khối, hệ số tách giãn có tăng cao đơi chút
như GK10 có hệ số tách giãn ở pha thứ nhất là
1,15. Ở GK704 cũng có giá trị tương tự và ở GK9
giá trị bêta đạt 1,13. Điều này cho thấy vào giai
đoạn cuối Eoxen và Oligoxen sớm diễn ra pha
tách giãn thứ nhất ở mức độ nhỏ và đồng đều.
Tuy nhiên ở phần phía Bắc và Đơng Bắc tăng
cường độ tách giãn hơn, có lẽ là do góc dốc của
các sườn hơi nghiêng dưới tác dụng của tải trọng
địa tĩnh ở các trũng sâu. Như vậy có thể dự đốn
cường độ tách giãn của khối này được duy trì
xuống phía Nam, tức là ở vịm Trung tâm. Ở phần

Đơng Nam của cấu tạo thuộc khu vực phía Đơng,
hệ số tách giãn có giá trị từ 1,08 đến 1,10, trung
bình là 1,09. So với các khối phía Bắc và Trung
tâm thì ở khu vực phía Đơng Nam có hệ số tách
giãn giảm khơng nhiều, khoảng 0,03. Điều đó
chứng tỏ mức độ tách giãn ở khu vực phía Đơng
Nam có yếu hơn đơi chút song nhìn chung hệ số
tách giãn của tồn cấu tạo nhỏ và gần nhau, sự
sai lệch chỉ chiếm 2,6%.
Pha tách giãn thứ hai (đầu Oligoxen – cuối Mioxen
sớm)
Các số liệu được thể hiện ở Bảng 2 và Hình 3.
Nếu ở pha tách giãn thứ nhất thấy các số liệu ở các
giếng khác nhau trên các khối khác nhau nhưng lại
có các giá trị gần nhau thì ở pha tách giãn thứ hai
diễn ra khá mạnh mẽ và thể hiện sự sụt lún rõ ràng
từ Tây sang Đông và từ trung tâm ra ven rìa của
cấu tạo. Ở khu vực 1, phần vòm, hệ số tách giãn
đạt các giá trị từ 1,27 đến 1,35, trung bình 1,31.
Riêng ở cánh sụt phía Bắc nơi GK10 thì hệ số tăng
nhanh và đạt giá trị cao là 1,47. Điều đó chứng tỏ
phân cách giữa phần vịm và phần phía Bắc. Do đó,
cánh phía Bắc sẽ có hệ số tách giãn lớn hơn hẳn so
với vịm Bắc và bị ngăn cách bởi đứt gãy ngang
giữa chúng.
Ở phạm vi khu vực 2, hệ số tách giãn được
tăng lên và đạt giá trị từ 1,36 đến 1,39 và 1,41,
trung bình là 1,385, nghĩa là tăng cao hơn khu vực
1 là 0,085. Ngay trong khu vực này có thấy rõ giá
trị tách giãn tăng cao dần từ 1,36 đến 1,38-1,39 và

1,41 theo độ lún chìm của lớp trầm tích từ vịm lên
phía Bắc.
8

dÇu khÝ - Sè 9/2009

Hình 4. Sự thay đổi hệ số bêta theo mặt cắt qua
GK75, GK504, GK9

Ở phạm vi khu vực 3 cũng lại thấy các giá trị
tách giãn tăng cao hơn khu vực 2 và 1. Các giá trị
tách giãn đạt từ 1,43 đến 1,46 và 1,49 theo chiều từ
phần vịm ra cách phía Bắc.
Như vậy ở vịm Bắc có hai hướng tăng hệ số
tách giãn là từ Đơng Nam (phần vịm) lên cánh Bắc
và từ phần vịm ra cánh sụt phía Đơng (Hình 4).
Các khu vực có hệ số tách giãn khác nhau do có
các đứt gãy ngăn cách như đứt gãy số VI giữa khu
vực 1 và 2, đứt gãy số II giữa khu vực 2 và 3.
Trong phạm vi khu vực 4 ở phía Đơng Nam
của cấu tạo có các giá trị của hệ số tách giãn là từ
1,37 đến 1,39 và 1,42, trung bình là 1,39. Các giá trị
này cũng tương tự như khu vực 2. Ở khu vực Đông
Nam của cấu tạo cũng phát hiện có 2 xu hướng
tăng hệ số. Đó là tăng từ Tây Nam lên Đơng Bắc, từ
1,37 đến 1,42 và tăng từ phía Tây sang phía Đơng
từ 1,37 đến 1,40.
Vậy q trình tách giãn ở cánh Đơng Nam (khu
vực 4) ln yếu hơn so với vịm Bắc, đặc biệt yếu
hơn cánh Bắc và cánh Đông Bắc.

Qua đó thấy rằng pha tách giãn thứ 2 xảy ra rất
mạnh, đặc biệt vào thời gian Oligoxen muộn và đầu
Mioxen sớm, sau đó yếu dần và tắt hẳn vào cuối
Mioxen sớm. Sự tách giãn mạnh mẽ này có lẽ liên
quan tới thời kỳ tách giãn đáy biển Đông từ cách
nay 36 triệu năm nhưng mạnh hơn cả vào cách nay
24 triệu năm, đặc biệt vào thời kỳ đổi trục từ Đông
Tây sang Đông Bắc-Tây Nam ở phần Tây Nam của
trục tách giãn biển Đông diễn ra cách đây 24 triệu
năm tới 15,5 triệu năm thì tắt hẳn (theo Briais, 1993)
(Hình 5). Thời gian tách giãn của pha 1 và pha 2


thang 9:Dien VN SO 24.qxd 11/25/2009 4:11 PM Page 9

PETROVIETNAM

hoàn tồn trùng với q trình tách giãn đáy biển
Đơng và quá trình tách giãn mạnh cũng xảy ra vào
thời kỳ đổi trục tức là phần Tây Nam của trục tách
giãn biển Đơng.
Tóm lại có thể nói vào giai đoạn Eoxen –
Oligoxen sớm xuất hiện nhiều đứt gãy do căng giãn
vỏ lục địa ở vùng này tạo điều kiện cho các hoạt
động magma, các đai mạch và phun trào. Đó là giai
đoạn có cường độ tách giãn cịn nhỏ nhưng lại tạo
điều kiện cho giai đoạn tách giãn mạnh kèm theo sự
sụt lún nhanh và lấp đầy trầm tích ồ ạt vào giai đoạn
sau, tức là vào Oligoxen muộn và Mioxen sớm. Vì
vậy, trầm tích của hai tuổi nêu trên có bề dày rất

lớn, đặc biệt trầm tích Oligoxen trên rất dày ở các
trũng sâu và sườn, còn mỏng dần ở các khối nhô
rất đặc trưng cho giai đoạn tách giãn mạnh và lấp
đầy. Giai đoạn này cũng là giai đoạn xảy ra tách
giãn mạnh trục tách giãn biển Đông và đổi trục ở
phần Tây Nam của diện tích đáy biển Đông.

chỉ trải qua giai đoạn trưởng thành và chuẩn bị vào
pha sinh dầu. So sánh với khu vực phía Bắc và
Đơng vịm Bắc thì khu vực này thời gian sinh dầu
muộn hơn cả.

Luận giải mối quan hệ tách giãn và q trình
sinh dầu ở cấu tạo Bạch Hổ
Sau khi tính hệ số tách giãn, giải nén và lịch sử
nhiệt của q trình này tiến hành tính giá trị TTI từ
kết quả hệ số tách giãn bêta của 17 giếng khoan
trên có thể thấy rằng mối quan hệ tách giãn và quá
trình sinh dầu.
Đối với đáy hệ tầng Trà Cú, kết quả cho thấy
thời gian bắt đầu sinh dầu ứng với TTI >=75 tương
ứng với từng vị trí giếng khoan là khác nhau và thay
đổi theo hệ số bêta. Khu vực phía Bắc vịm nâng,
sự tách giãn bị khống chế bởi các đứt gãy lớn, giá
trị TTI sẽ tăng dần về phía trũng Đơng trong cùng
một thời gian. Điều này dẫn tới thời gian sinh dầu
sớm hơn ở trũng Đông và giảm dần khi qua các đứt
gãy về phía vịm nâng. Ở đáy hệ tầng Trà Cú, các
giếng ở phía Bắc vịm Bắc như GK10, GK704, và ở
rìa Đơng vịm Bắc như GK9 thì thời gian vật liệu

hữu cơ bắt đầu trưởng thành vào cuối Mioxen giữa
và sinh dầu từ Plioxen đến nay. Các giếng khoan
khác phía trong vịm Bắc thì thời gian vật liệu hữu
cơ trưởng thành và sinh dầu muộn hơn. Điều này
chứng tỏ càng về phía trũng sâu thì dầu khí sinh ra
sớm hơn ở vịm nâng do đó dầu sinh ra sẽ di cư từ
trũng sâu vào móng. Ở đáy hệ tầng Trà Tân, vật liệu
hữu cơ mới qua giai đoạn trưởng thành và đang ở
giai đoạn tạo dầu. Kết quả TTI ở đáy hệ tầng Bạch
Hổ thấp và khơng có ý nghĩa về dầu khí tuy nhiên
hệ tầng này đóng vai trị là tầng chắn khu vực quan
trọng.
Phía Đơng Nam vịm Nam, ở đáy hệ tầng Trà
Cú, giá trị TTI của hầu hết các giếng khảo sát đều
nhỏ hơn 75 nên ở các vị trí này của vật liệu hữu cơ

Hình 5. Thời gian vật liệu hữu cơ bắt đầu
trưởng thành (đáy Trà Cú)

Hình 6. Thời gian vật liệu hữu cơ sinh dầu
(đáy Trà Cú)
dÇu khÝ - Sè 9/2009

9


thang 9:Dien VN SO 24.qxd 11/25/2009 4:11 PM Page 10

thăm dò - khai thác dầu khí

Hỡnh 7. TTI ca GK15

Hỡnh 9. TTI của GK9

Sự tách giãn ở khu vực vòm nâng cấu tạo
Bạch Hổ bị chi phối bởi các đứt gãy lớn như V, II,
III hoặc hệ thống đứt gãy nhỏ. Hệ quả của nó là
dẫn tới sự phân bố nhiệt và giá trị TTI khác nhau
ở từng khu vực. Phân tích cửa sổ tạo dầu theo giá
trị TTI của các giếng khoan thì đưa ra nhận định
như sau.
V chi u sâu sinh d u
Trên tất cả các mơ hình về lịch sử chơn vùi và
q trình sinh dầu của tất cả các giếng khoan
nghiên cứu thấy rằng ở vòm nâng bắt đầu trưởng
thành của vật liệu hữu cơ từ độ sâu 3100-3300 m
10

dÇu khÝ - Sè 9/2009

Hình 8. TTI của GK75

Hình 10. TTI của điểm M

và bắt đầu sinh dầu từ độ sâu 3500-3700 m, ví dụ
ở các giếng khoan GK76, GK605, GK75, GK506,
GK507. Còn ở các cánh hay khối sụt, vật liệu hữu
cơ bắt đầu trưởng thành ở độ sâu 3500-3700 m,
bắt đầu sinh dầu ở độ sâu lớn từ 3900-4200 m, ví
dụ ở các giếng: GK10, GK704, GK504, GK1014,

GK1003 và GK9.
Ở khu vực 4, Đông Nam, vật liệu hữu cơ bắt
đầu trưởng thành ở độ sâu 3500m-3700m và bắt
đầu sinh sinh dầu ở độ sâu lớn có lẽ phải lớn hơn
4100m.
Ở các trũng sâu (điểm M) cho thấy vật liệu
hữu cơ bắt đầu trưởng thành ở độ sâu lớn hơn


thang 9:Dien VN SO 24.qxd 11/25/2009 4:11 PM Page 11

PETROVIETNAM

nhiều (4300m) và bắt đầu sinh dầu (cửa sổ tạo
dầu hay pha chính sinh dầu) ở độ sâu 5000m.
Tiếp tục pha chính sinh khí ẩm và condensate ở
độ sâu lớn 5700m và cũng đã có phần nằm ở pha
chính sinh khí khô, đặc biệt ở phần trũng sâu
nhất. Điều này cho thấy ở các trũng sâu (trũng
Đông và Bắc Bạch Hổ) đang tồn tại 3 pha chủ yếu
sinh hydrocacbon diễn ra (cửa sổ tạo dầu, pha
chính sinh khí ẩm và condensate, pha chính sinh
khí khơ). Đây là yếu tố ln làm gia tăng thành
phần nhẹ và khí từ chỗ sâu nhất của trũng, đặc
biệt ở trũng Đông Bạch Hổ, nơi chứa nhiều nhất
vật liệu trầm tích cũng như vật liệu hữu cơ trong
phạm vi cấu tạo Bạch Hổ.
V th i gian sinh d u
Ở phần vòm cấu tạo, thời gian bắt đầu
trưởng thành vật liệu hữu cơ là vào giữa Mioxen

muộn, còn bắt đầu sinh dầu là vào cuối Mioxen
muộn hoặc vào Plioxen và Đệ Tứ. Ở phần cánh
bắt đầu trưởng thành vào cuối Mioxen trung và
bắt đầu sinh dầu vào đầu Mioxen muộn tới nay.
Riêng cánh Đơng Nam thì vật liệu hữu cơ bắt
đầu trưởng thành muộn hơn, vào Plioxen và Đệ
Tứ, còn cửa sổ tạo dầu chỉ bắt đầu ở các nơi chìm
sâu và vào giai đoạn Đệ Tứ.
Ở các trũng sâu, thời gian trưởng thành bắt
đầu sâu hơn và bắt đầu sinh dầu cũng sớm hơn,
từ cuối Oligoxen và đầu Mioxen sớm, nhưng khối
lượng trầm tích lớn ở pha chủ yếu sinh dầu (cửa
sổ sinh dầu) cũng chỉ bắt đầu từ cuối Mioxen giữa
tới Plioxen (Hình 11,12).

Hình 11. Phân bố đới sinh dầu qua mặt cắt ngang
vòm Bắc của cấu tạo Bạch Hổ

Hình 12. Sơ đồ phân bố đới sinh hydrocacbon
của cấu tạo Bạch Hổ (đáy tập Trà Cú)

Kết luận
- Trong cấu tạo Bạch Hổ, sự tách giãn theo
từng vị trí là khơng đồng đều. Ở khu vực vịm Bắc,
q trình tách giãn của cấu tạo Bạch Hổ chi phối
bởi các đứt gãy lớn như đứt gãy V,VI, II, III. Hệ số
tách giãn trong các vùng của đứt gãy là khác nhau
và tăng dần về trũng Đông và Bắc Bạch Hổ. Ngoài
hệ thống đứt gãy, sự oằn võng của các trũng Bắc
cũng ảnh hưởng đến sự lún chìm như tại GK10,

GK704. Ở khu vực vịm Nam thì hệ thống đứt gãy
có biên độ nhỏ đóng vai trị khống chế sự lún
chìm. Những vị trí có đứt gãy chạy qua thì ở đó sự
lún chìm lớn hơn những vị trí khơng có đứt gãy.
Do đó, sự lún chìm tại các vị trí sẽ được định
lượng bằng hệ số tách giãn bêta.
- Pha tách giãn 1 còn nhỏ nhưng là tiền đề
cho pha tách giãn thứ 2 xảy ra mạnh mẽ tạo cơ
hội cho lún chìm nhanh, tích lũy nhiều trầm tích
cũng như vật liệu hữu cơ. Đồng thời pha tách giãn
thứ 2 được sự tương tác của quá trình tách giãn
biển Đơng và q trình đổi trục của phần Tây Nam
ở trung tâm biển Đông.
- Chế độ nhiệt và lịch sử nhiệt phụ thuộc vào

dÇu khÝ - Sè 9/2009

11


thang 9:Dien VN SO 24.qxd 11/25/2009 4:11 PM Page 12

thăm dò - khai thác dầu khí

s tỏch gión. Trong cu tạo, q trình tách giãn
khơng giống nhau, vì vậy, sự phân bố nhiệt cũng
thay đổi theo vị trí. Lịch sử đóng vai trị quan trọng
để vật liệu hữu cơ trưởng thành và sinh dầu khí.
- Giá trị TTI được tính từ mơ hình nhiệt theo
phương pháp tách giãn của McKenzie. Kết quả

cho thấy hệ tầng Trà Cú và Trà Tân là đối tượng
sinh dầu chính. Dầu khí được sinh ra từ Mioxen
sớm song mạnh mẽ và diễn ra trên diện rộng vào
giai đoạn từ Mioxen giữa tới nay và tập trung ở
trũng, đặc biệt là trũng Đơng. Vịm nâng sinh dầu
muộn vào cuối Mioxen muộn đến nay. Do đó, dầu
khí chủ yếu sinh ra vào Mioxen giữa và di cư từ
các trũng đặc biệt từ trũng Đông Bạch Hổ vào vòm
nâng của cấu tạo Bạch Hổ.
Tài liệu tham khảo
[1]. A.P.Allen and R.J.Allen. Basin Analysis,
Principles and Applications Blackwell Scientific
Pubs, 1990.
[2]. Farouk I.Metwlli and John D.Pigott.
Analysis of petroleum system critical of the MatruhShushan Basin, Western Desert, Egypt. Petroleum

12

dÇu khÝ - Sè 9/2009

Geoscience, Vol.11 2005, pp157-178.
[3]. Victor Vacquier. Calculation of terrestrial
heat flow solely from oil well logging records.
Scripps Institution of Oceanography, CA 92093.
[4]. T.M.Guidish. Basin evaluation using burial
history calculations: An overiew. The American
Assiciation
of
Petroleum
Geologist

Bulletin,V.69,No.1,1985.
[5]. Hồng Đình Tiến. Địa chất dầu khí và
phương pháp tìm kiếm thăm dò, theo dõi mỏ. Nhà
xuất bản đại học quốc gia Tp.HCM.
[6]. La Thị Chích, Phạm Huy Long. Địa chất
kiến trúc, đo vẽ bản đồ địa chất và một số vấn đề cơ
bản về kiến tạo. NXB ĐHQG TP.HCM.
[7]. Hồng Ngọc Đang, Lê Văn Cự. Các bể
trầm tích Kainozoi Việt Nam: Cơ chế hình thành và
kiểu bể. Hội nghị khoa học và công nghệ lần thứ 9,
trương Đại học Bách khoa Tp.HCM.
[8]. Nguyễn Xuân Huy. Quá trình sinh hydrocacbon ở cấu tạo Bạch Hổ. Luận văn thạc sĩ, 2005.
[9]. Tạ Thị Thu Hoài. Lịch sử phát triển kiến tạo
bồn trũng Cửu Long và lục địa kế cận. Luận văn
Thạc sĩ, 2002.


thang 9:Dien VN SO 24.qxd 11/25/2009 4:11 PM Page 13

PETROVIETNAM

dÇu khÝ - Sè 8/2009

13


thang 9:Dien VN SO 24.qxd 11/25/2009 4:11 PM Page 14

thăm dò - khai thác dầu khí

9/swlrLkwtu`suwuswtjfkwtcsuwsnt
gNtw@+#3bwu`w8LwHow,mvq
ThS. Phm V Chng
Salamander Energy Limited

Tóm tắt
Bài báo này trình bày kết quả phân tích, tổng hợp các mẫu vụn khoan, mẫu sườn và mẫu lõi của
tầng BI.1 và BI.2 thuộc Mioxen hạ bể Cửu Long sử dụng kết hợp các phương pháp mô tả mẫu vụn khoan,
mẫu lõi, phân tích lát mỏng, nhiểu xạ tia X (XRD) và kính hiển vi điện tử quét (SEM). Kết quả cho thấy
cát kết tầng Mioxen hạ bể Cửu Long có nguồn gốc từ đá granite, có độ hạt từ mịn đến trung bình, đơi khi
thơ. Độ chọn lọc từ kém đến trung bình. Đá chủ yếu thuộc lọai Arkose và Feldspathic Greywacke, ít Lithic
Arkose và Subarkose. Tổng hàm hượng ximăng và matrix từ 4-30% và gồm chủ yếu là sét và carbonate,
ít thạch anh thứ sinh, lắng đọng trong môi trường từ sông, châu thổ đến ven biển, biển nơng/đầm hồ.

I. Mở đầu
Dầu khí ở thềm lục địa Việt
Nam được khai thác trong ba đối
tượng chính: Móng phong hóa
nứt nẻ trước Đệ Tam, trầm tích
cát kết Oligoxen và Mioxen. Đối
tượng trầm tích cát kết Mioxen hạ
là đối tượng chứa dầu đầu tiên
được phát hiện khi khoan và thử
vỉa giếng BH-1 vào năm 1975,
nhưng chỉ đến khi việc khai thác
những tầng dưới sâu gặp nhiều
khó khăn, đặc biệt là sau khi cơng
ty dầu khí Việt Nhật và liên doanh
điều hành chung Cửu Long phát
hiện dầu thương mại trong tầng

này thì tầng chứa này mới được
tập trung nghiên cứu tỉ mỉ. Việc
phát hiện ra dòng dầu thương
mại trong tầng này đã mở ra một
hướng nghiên cứu mới, một triển
vọng mới cho ngành cơng nghiệp
dầu khí nước nhà.
Cùng với q trình khoan
thăm dị và thẩm lượng, cơng tác
nghiên cứu địa chất, địa vật lý
được triển khai ngày càng mạnh
mẽ, các vấn đề cơ bản về cấu
14

dÇu khÝ - Sè 9/2009

trúc, kiến tạo và hệ thồng dầu khí
cũng dần dần được sảng tỏ. Tuy
các thơng số tầng chứa có thể
được xác định bằng tài liệu địa
chấn, địa vật lý giếng khoan,
nhưng nguồn gốc, bản chất và
chất lượng đá chứa được quyết
định bởi những đặc trưng thạch
học trầm tích của nó. Do vậy việc
sử dụng tổng hợp các phương
pháp thạch học trầm tích nhằm
xác định đặc điểm, nguồn gốc
tầng chứa chung cho cả bể là
việc hết sức cần thiết.

II. Phương pháp
Hệ thống các phương pháp
mơ tả mẫu vụn khoan, mẫu lõi,
phân tích lát mỏng, XRD và SEM
được sử dụng để xác định đặc
điểm thạch học trầm tích của cát
kết tầng BI.1 và BI.2 bể Cửu
Long.
Mô tả mẫu vụn khoan nhằm
xác định màu sắc, thành phần
đá, kiến trúc hạt, phân chia các
khoảng có sự thay đổi rõ rệt, các
tập đá khác nhau giúp so sánh,

liên hệ với đường cong địa vật lý
giếng khoan.
Mô tả mẫu lõi nhằm xác
định sơ bộ loại đá và sự phân bố
của nó trong lát cắt giếng khoan,
kiểu phân lớp, phân tầng, xu
hướng thay đổi độ hạt (thô dần
hay mịn dần), dấu vết sinh vật…
Phân tích thạch học lát
mỏng bao gồm xác định độ hạt,
hình dáng hạt, độ chọn lọc,
khống vật tạo đá, thành phần
ximăng, matrix, độ rỗng nhìn
thấy, kiến trúc và biến đổi sau
trầm tích của đá. Trên cơ sở
thành phần khoáng vật vụn và

matrix, cát kết được phân lọai
theo sơ đồ tam giác của R.L Folk
(1974).
Phân tích XRD bao gồm
phân tích cho tồn bộ đá và tách
riêng khoáng vật sét nhằm xác
định thành phần phần trăm của
các khống vật trong đá, khống
vật sét, chính xác hóa các
khống vật thứ sinh có thể khơng
phân biệt rõ dưới lát mỏng qua đó
xác định mức độ biến đổi của đá.


thang 9:Dien VN SO 24.qxd 11/25/2009 4:11 PM Page 15

PETROVIETNAM

Phân tích SEM cho ra ảnh
khơng gian ba chiều ở độ phóng
đại cao nhằm xác định hình thái,
lọai khống vật thứ sinh, mối
liên hệ với hạt vụn, hệ thống lổ
rỗng cũng như ảnh hưởng của
chúng đến đặc tính thấm chứa.
Phân tích kính hiển vi điện tử
quét cũng giúp cho việc xác định
kiến trúc, cấu tạo của đá trầm
tích, dự đốn mức độ xi măng
hóa, nép ép, hịa tan cũng như

những biến đổi khác trong q
trình xun sinh.
Việc xác định mơi trường
trầm tích dựa trên cơ sở tổng
hợp các phương pháp trên. Trầm
tích lục địa được nghiên cứu
theo mơ hình của Nazri Ramli
(1988)
và
Roger.G.Walker
(1984), trầm tích ven biển-biển
được nghiên cứu theo mơ hình
của Reineck-Sing (1972).
III. Kết quả
Bể Cửu Long là một bể
trầm tích Đệ Tam, nằm trên
thềm lục địa Đơng Nam Việt
Nam (Hình 1) với độ sâu mực
nước biển trung bình 60m. Bể
có hình bầu dục cong ra phía
biển và nằm dọc theo bờ biển
Vũng Tàu - Bình Thuận, phía
Bắc và Đơng Bắc tiếp giáp với
đới Đà Lạt và Tuy Hịa, phía
Nam và Đơng Nam tiếp giáp với
đới nâng Cơn Sơn, phía Tây
Nam tiếp giáp đồng bằng sơng
Cửu Long. Bể có diện tích vào
khoảng 36.000km2. Bồn trũng
Cửu Long bao gồm các lô 0102, 15.1, 15-2, 09-1, 09-2, 09-3,

16.1, 16.2 và 17.
1. Lô 01-02 nằm ở phía Đơng
Bắc của bồn trũng Cửu Long,
cách Vũng Tàu 140km
1.1 Tầng BI.2: Có bề dày trung
bình 300-400m riêng chỉ có khu
vực rìa phía Đơng Nam bề dày
mỏng (150m), bao gồm bên trên
là tầng sét Rotalia dày vài chục
mét đến hơn 100m, bên dưới là

những tập cát sét xen kẹp, vài
chỗ có các tập đá phun trào.
Cát kết từ khơng màu đến
đục, đơi khi xám nhạt, có độ hạt
thay đổi từ 0,25-1,1mm, trung
bình 0,3-0,7mm, độ chọn lọc từ
kém đến trung bình, hình dạng
hạt từ bán góc cạnh-góc cạnhbán trịn cạnh, tiếp xúc hạt chủ
yếu là điểm và trôi nổi. Cát kết
thuộc loại Arkose ở khu vực
trung tâm và phía Đơng, ở phía
Bắc và Nam chủ yếu là
Feldspathic Greywacke, gồm chủ
yếu là thạch anh (25-35%), Kfeldspar (7-10%), Plagioclase (47%), Mica (1,5-4%), thành phần
mảnh đá gồm chủ yếu granitic (515%), volcanic, ít quarzite, chert,
schist. Ximăng và khoáng vật thứ
sinh (3-7%) chủ yếu là sét (kaolinite, chlorite, illite và rất ít illitesmectite-theo phân tích XRĐ) và
carbonate (phía Bắc và Đơng
Nam) (Hình 2).

Kết quả phân tích mẫu lõi
cho thấy cấu tạo chủ yếu là phân
lớp ngang gợn sóng, thấu kính
và phân lớp xiên mỏng, nhịp trầm
tích mịn dần lên trên, có sự hiện
diện của Pachydemus (Hình 3).
Trầm tích có nguồn gốc từ
đá granite, vận chuyển gần
nguồn, lắng đọng trong môi
trường đồng bằng châu thổ đến
ven biển.
1.2 Tầng BI.1: Có bề dày trung
bình 50-100m ở khu vực rìa phía
Bắc và Đơng Nam đến 300-400m
ở khu vực trung tâm, gồm những
tập cát sét xen kẹp với tỷ lệ cát
lên đến 70-80%.
Cát kết từ không màu, đục,
xám đến nâu xậm, có độ hạt thay
đổi từ 0,25-1,1mm, trung bình
0,6-0,7mm, độ chọn lọc từ rất
kém, trung bình đến tốt, hình
dạng hạt từ góc cạnh - bán góc
cạnh - bán tròn cạnh, tiếp xúc hạt
chủ yếu là điểm, đường và trôi
nổi. Cát kết thuộc loại Arkose và
Feldspathic Greywacke ở khu

vực trung tâm, Đơng và Nam,
trong khi phía Bắc cát kết thuộc

loại Lithic Arkose, gồm chủ yếu là
thạch anh (28-35%), K-feldspar
(5-10%), Plagioclase (4-9%),
Mica (1-5%), thành phần mảnh
đá gồm chủ yếu granitic (5-15%,
đơi khi lên đến 35%), volcanic, ít
quarzite, chert, schist. Ximăng và
khoáng vật thứ sinh (2-7%) chủ
yếu là sét (kaolinite, chlorite, illite
và rất ít illite-smectite-Hình 4) và
carbonate (phía Bắc có vài mẫu
có hàm lượng carbonate cao đột
biến 30-40%).
Kết quả phân tích mẫu lõi
cho thấy cấu tạo chủ yếu là phân
lớp xiên chéo, nhịp trầm tích mịn
dần lên trên. Trầm tích có nguồn
gốc từ đá granite, vận chuyển
gần nguồn, lắng đọng trong mơi
trường đồng bằng bồi tích sơng,
châu thổ đến ven biển.
2. Lơ 15.1 nằm ở phía Tây Bắc
của bồn trũng Cửu Long, cách
Vũng Tàu 90km, với diện tích
khoảng 4643km2
2.1 Tầng BI.2: Có bề dày tăng
dần từ Bắc (250m) xuống Nam
(400m), gồm chủ yếu là sét kết
màu xám xanh, vô định hình tới
dạng khối, xen kẹp lớp cát và lớp

sỏi mỏng.
Cát kết là màu xám sáng
đến xám tối, thuộc loại Arkose,
Lithic Arkose và Feldspathic
Litharenite, gồm chủ yếu là thạch
anh (30-35%), K-feldspar (1020%), Plagioclase (1-2,5%), Mica
(0,5-1%), thành phần mảnh đá
gồm chủ yếu granitic và volcanic,
ít quarzite, chert, schist. Ximăng
và khống vật thứ sinh ít (3-7%)
gồm sét (chủ yếu kaolinite, ít
chlorite, illite, smectite và illitesmectite-theo phân tích XRĐ), và
carbonate (calcite) (Hình 5). Cát
kết có kích thước hạt từ mịn đến
trung bình (0,2-0,3mm), độ chọn
lọc từ kém đến trung bình, vài
chỗ tốt, hình dạng hạt từ góc
cạnh-bán góc cạnh-bán trịn
dÇu khÝ - Sè 9/2009

15


thang 9:Dien VN SO 24.qxd 11/25/2009 4:11 PM Page 16

thăm dò - khai thác dầu khí

cnh-trũn cnh, tip xỳc ht chủ
yếu là điểm và trôi nổi, hàm
lượng feldspar cao cho thấy

chúng có độ trưởng thành về hóa
học và kiến trúc kém đến trung
bình, có gốc từ đá granite và volcanic. Có sự xuất hiện Ooid và
Ostracode. Cấu trúc phân lớp
xiên chéo, phân phiến, mịn dần
lên trên Trầm tích có nguồn
gốc từ đá granite, vận chuyển
tương đối gần nguồn, lắng đọng
trong mơi trường đồng bằng bồi
tích sơng đến đồng bằng ven
biển (Hình 6).
2.2 Tầng BI.1: Có bề dày từ
119m (Bắc) đến khoảng hơn
220m (trung tâm) gồm chủ yếu
cát kết, bột kết xen kẹp với sét
kết. Cát kết là màu xám nhạt đến
xám nâu. Kích thước hạt chủ yếu
mịn đến trung bình, đơi khi thơ.
Độ chọn lọc từ rất kém đến trung
bình-tốt. Hình dạng hạt từ bán
góc cạnh đến bán trịn cạnh.
Cát kết thuộc loại Arkose,
Lithic Arkose ở phía Bắc đến
Feldspathic Greywacke ở phía
trung tâm, gồm chủ yếu là thạch
anh (25-30%), K-feldspar (1016%), Plagioclase (2-4%), Mica
(0,5-1%), thành phần mảnh đá
gồm chủ yếu granitic, ít volcanic,
quarzite, chert, schist. Ximăng và
khống vật thứ sinh ít (2-6%)

gồm sét (chủ yếu kaolinite, ít
chlorite, illite, smectite và illitesmectite) và calcite, vắng mặt
hóa thạch biển. Trầm tích có
nguồn gốc từ đá granite, vận
chuyển gần nguồn, có thể lắng
đọng trong môi trường lục địa,
năng lượng thấp
thuộc môi
trường sông, châu thổ.
3. Lô 15.2 nằm ở trung tâm và
Đông Bắc của bồn trũng Cửu
Long, cách Vũng Tàu khoảng
80km, với diện tích khoảng
3370km2.
3.1 Tầng BI.2: Có bề dày tăng
dần từ Tây Bắc (330m) xuống
Đơng Nam (568m). Bên trên gồm
16

dÇu khÝ - Sè 9/2009

chủ yếu là sét, cát và bột. Bên
dưới gồm chủ yếu là cát kết xen
kẹp với bột kết và sét kết. Cát kết
màu xám nhạt đến xám xanh
nhạt, kích thước hạt mịn đến
trung bình (0,1-0,5mm), góc
cạnh, bán góc cạnh đến bán trịn
cạnh, chọn lọc kém đến trung
bình. Cát kết chủ yếu là Arkose

với thành phần là thạch anh (3150%),
K-feldspar
(7-10%),
Plagioclase (2-7%), ít mica,
mảnh granitic, chert, microquarzite. Ximăng chủ yếu là sét
(sericite/illite, kaolinite và chlorite) và carbonate (Hình 7). Mơ tả
mẫu lõi có những gờ cát ảnh
hưởng bởi sóng và thủy triều
(Hình 8)
Trầm tích có nguồn
gốc từ đá granite, vận chuyển
tương đối xa nguồn, chúng có
khuynh hướng thơ dần từ dưới
lên sau đó mịn dần lên trên, độ
chọn lọc cũng tốt hơn. Trầm tích
bên trên vừa có yếu tố lục địa
vừa có yếu tố biển (chuyển tiếp),
cịn trầm tích bên dưới được
lắng đọng trong đồng bằng bồi
tích sơng đến châu thổ.
3.2 Tầng BI.1: Ngược với tầng
BI.2, tầng BI.1 có bề dày tăng
dần từ Đơng nam (200m) đến
phía Tây Bắc (340m) gồm gồm
chủ yếu là cát kết, bột kết, ít sét
kết và đá vơi. Cát kết màu xám
xanh đến xám nhạt, kích thước
hạt trung bình đến thơ, góc cạnh,
bán góc cạnh đến bán trịn cạnh,
chọn lọc kém đến trung bình đơi

chỗ khá đến tốt. Cát kết chủ yếu
là Arkose và Lithic Arkose, thành
phần chủ yếu là thạch anh (2642%), K-feldspar (10-17%),
Plagioclase (4-8%), ít mica (Hình
9). Mảnh đá chủ yếu là granitic
và volcanic, ít chert schist và
microquarzite. Ximăng (8-17%)
chủ yếu là sét (kaolinite, illite,
chlorite), thạch anh, ít calcite
Trầm tích có nguồn gốc từ đá
granite, vận chuyển tương đối xa
nguồn. Nhịp trầm tích mịn dầnsau đó thơ dần lên trên. Trầm tích

lắng đọng trong mơi trường
sông, tam giác châu.
4. Lô 09-1 nằm ở trung tâm của
bồn trũng Cửu Long, khoảng
110km về phía Nam của Vũng
Tàu với diện tích khoảng 985km2
4.1. Tầng BI.2: Có bề dày từ
300m đến hơn 600m, chiều dày
giảm dần từ Bắc xuống Nam,
bao gồm bên trên là tầng sét
Rotalia, xuống dưới là cát kết
xen kẽ với bột kết, sét kết và sét
than.
Cát kết có độ hạt từ mịn đến
trung bình, trung bình 0,23mm,
độ chọn lọc trung bình gồm chủ
yếu là Arkose. Tỷ lệ thạch

anh/feldspar/mảnh đá là 68/30/2
(Hình 10), ximăng gồm sét (chủ
yếu smectite) và carbonate.
Phân tích mẫu lõi cho thấy cát
kết có màu trắng đục-phớt vàng,
phân lớp ngang và phân lớp xiên
mỏng, nhiều dấu vết hoạt động
sinh vật, có sự hiện diện của
glauconite. Trầm tích có nguồn
gốc từ đá granite, vận chuyển xa
nguồn, lắng đọng trong môi
trường ven biển đến biển nông.
4.2 Tầng BI.1: Có bề dày từ
110m đến hơn 600m, chiều dày
giảm dần từ Bắc xuống Nam bao
gồm cát kết xen kẽ với bột kết,
sét kết màu xám lục.
Cát kết có độ hạt từ mịn đến
trung bình, trung bình 0,180,31mm, độ chọn lọc trung bình
gồm chủ yếu là Arkose và Lithic
Arkose.
Tỷ
lệ
thạch
anh/feldspar/mảnh đá là 4065/28-52/7-8, ximăng gồm sét
(chủ yếu smectite) và carbonate
(Hình 11). Phân tích mẫu lõi cho
thấy bên dưới là cát kết màu xám
phớt nâu, dạng khối, ít phân lớp
xiên chéo, lên trên là cát kết có

màu xám lục, chứa nhiều mica
theo mặt lớp, phân lớp ngang
gợn sóng và xiên chéo mỏng,
nhiều dấu vết hoạt động sinh vật,
có sự hiện diện của glauconite
(Hình 12). Trầm tích có nguồn


thang 9:Dien VN SO 24.qxd 11/25/2009 4:11 PM Page 17

PETROVIETNAM

gốc từ đá granite, vận chuyển xa
nguồn, lắng đọng trong môi
trường đồng bằng châu thổ đến
biển nông.
5. Lô 09-2 nằm ở phía Đơng
Nam của bồn trũng Cửu Long,
cách Vũng Tàu khoảng 110km
với diện tích 1.100km2.
5.1. Tầng BI.2: Có bề dày từ
300m đến 700m chiều dày giảm
dần từ phía Tây và Tây Bắc ra
vùng phía Đơng. Trầm tích tầng
này đặc trưng bởi lớp sét dày,
cứng màu xám xanh xen kẹp với
những lớp cát hạt mịn đến thơ,
chọn lọc trung bình. Xuống dưới
là cát kết xen kẹp với sét kết, bột
kết và ít đá vơi.

Cát kết có độ hạt thay đổi từ
0,15-0,25mm, độ chọn lọc từ
kém đến trung bình, hình dạng
hạt từ góc cạnh - bán góc cạnh bán trịn cạnh, tiếp xúc hạt chủ
yếu là điểm và trôi nổi. Cát kết
gồm cả hai loại Arkose và
Feldspathic Greywacke ở vùng
Tây Bắc và chỉ có Feldspathic
Greywacke ở vùng trung tâm
gồm chủ yếu là thạch anh (40%),
K-feldspar (6-7%), Plagioclase
(8%), Mica (3%), thành phần
mảnh đá gồm chủ yếu granitic (57%), volcanic, ít quarzite, chert,
schist (Hình 13). Matrix, ximăng
và khoáng vật thứ sinh rất nhiều
(20-40%) chủ yếu là sét (kaolinite, chlorite, illite, smectite và hỗn
hợp lớp illite-smectite), có sự
hiện diện của glauconite. Trầm
tích có nguồn gốc từ đá granite,
vận chuyển xa nguồn, lắng đọng
trong môi trường châu thổ đến
biển nơng.
5.2. Tầng BI.1: Có bề dày từ
185m đến 400m, chiều dày cũng
giảm dần từ phía Tây và Tây Bắc
ra vùng phia Đông, gồm cát kết
xen kẹp với chủ yếu là sét kết
màu đỏ. Trầm tích này được chia
thành 3 phần: Phần trên chủ yếu
là cát kết xen kẹp sét kết đỏ, bột

kết và một ít sét kết xám xanh, đá
vôi, phần giữa chủ yếu sét kết đỏ

và xanh xen kẹp với cát kết, ít bột
kết và đá vơi và phần dưới chủ
yếu sét kết đỏ và xám xen kẹp
với cát kết và bột kết.
Cát kết màu xám xanh nhạt,
xanh trắng và xám nhat đến xám
xanh, chủ yếu thuộc loại Arkose
ở khu vực Tây Bắc và
Feldspathic Greywacke ở khu
vực trung tâm (Hình 14), gồm
chủ yếu là thạch anh (30-40%),
K-feldspar (6-8%), Plagioclase
(10-13%), Mica (2-6%), ít mảnh
đá granitic và volcanic. Matrix,
ximăng và khoáng vật thứ sinh
cao (16-30%) chủ yếu là sét
(kaolinite, chlorite, illite, smectite
và hỗn hợp lớp illite-smectite) và
carbonate (chủ yếu calcite, ít
dolomite and siderite) (Hình 15).
Nhìn chung, cát kết độ hạt
trung bình 0,125-0,25mm đơi khi
đạt đến gần 0.5mm, độ chọn lọc
từ rất kém, kém đến trung bình,
hình dạng hạt từ bán góc cạnh góc cạnh - bán trịn cạnh, tiếp
xúc hạt chủ yếu là điểm và trôi
nổi, nhiều matrix và ximăng sét,

cho thấy trầm tích được vận
chuyển trong dịng có tỷ trọng
cao (môi trường hỗn hợp của
bùn và hạt vụn), mơi trường có
năng lượng thay đổi nhanh. Trầm
tích có nguồn gốc từ đá granite,
vận chuyển xa nguồn, lắng đọng
trong môi trường đồng bằng bồi
tích sơng.
6. Lơ 09-3 nằm ở phía Nam của
bồn trũng Cửu Long, cách Vũng
Tàu khoảng 135km với diện tích
5500km .
6.1. Tầng BI.2: Có bề dày tăng
dần từ Đơng (100m) sang phía
Tây (400m). Trầm tích tầng này
đặc trưng bởi lớp sét dày, cứng
màu xám xanh với bề dày 50100m, xen kẹp với những lớp
cát.
Cát kết có độ hạt trung bình,
đơi khi thơ, độ chọn lọc kém, hình
dạng hạt từ góc cạnh - bán góc
cạnh-bán trịn cạnh, khu vực Sói
có những hạt trịn cạnh, tiếp xúc

hạt chủ yếu là điểm và trơi nổi.
Cát kết thuộc loại Feldspathic
Greywacke (Hình 16), gồm chủ
yếu là thạch anh (30-50%), Kfeldspar (8-10%), Plagioclase (46%), Mica (3-8%), mảnh đá
granitic (8-12%, đơi chỗ lên đến

26%), ít volcanic, quarzite, chert,
schist. Matrix, ximăng và khoáng
vật thứ sinh rất nhiều (20-30%)
chủ yếu là sét (smectite, illitesmectite, illite, kaolinite và chlorite - Hình 17), có sự hiện diện
của glauconite. Trầm tích có
nguồn gốc từ đá granite, vận
chuyển tương đối gần nguồn,
lắng đọng trong mơi trường ven
biển/biển nơng.
6.2. Tầng BI.1: Có bề dày từ
300m đến 600m, chiều dày cũng
tăng dần từ Đông sang Tây, gồm
xen kẹp của cát kết bột kết và
sét kết.
Cát kết có độ hạt từ trung
bình đến thơ, độ chọn lọc rất kém
đến kém, hình dạng hạt từ góc
cạnh-bán góc cạnh đến bán trịn
cạnh, tiếp xúc hạt chủ yếu là
điểm và trôi nổi. Cát kết thuộc
loại Arkose và Feldspathic
Greywacke ở khu vực phía Tây,
trong khi đó khu vực phía Đơng
gồm tồn loại Feldspathic
Greywacke (Hình 18). Thành
phần khống vật gồm thạch anh
(30-50%), K-feldspar (8-10%),
Plagioclase (4-7%), Mica (1-6%),
mảnh đá granitic (12-30%) ít
mảnh volcanic, schist và

quarzite. Matrix, ximăng và
khống vật thứ sinh cao (1830%) (Hình 19) chủ yếu là sét
(smectite, ít kaolinite, chlorite,
illite và hỗn hợp lớp illite-smectite) và calcite, không thấy độ
rỗng, trừ những mẫu cát Arkose
ở giếng ĐM-2 với độ rỗng nhìn
thấy 5-15%. Trầm tích có nguồn
gốc từ đá granite, vận chuyển
gần nguồn, lắng đọng trong môi
trường đồng bằng bồi tích
sơng/châu thổ.
7. Lơ 16: Nằm ở phía Tây Nam
dÇu khÝ - Sè 9/2009

17


thang 9:Dien VN SO 24.qxd 11/25/2009 4:11 PM Page 18

thăm dò - khai thác dầu khí

ca bn trng Cu Long, khoảng
70km về phía Nam của Vũng Tàu
với diện tích khoảng 4.760km2.
Lơ này bao gồm 2 lơ 16.1 ở phía
Bắc và 16.2 ở phía Nam.
7.1. Tầng BI.2: Có bề dày tăng
dần từ Tây Bắc xuống Đơng
Nam. Trầm tích tầng này bao
gồm lớp trên cùng là lớp sét biển

tiến còn gọi là sét Rotalia. Bên
dưới gồm những lớp sét kết màu
xám đậm, xám xanh, dày, xen
kẹp với lớp cát và bột mỏng.
Cát kết có độ hạt thay đổi từ
rất mịn đến mịn (0,1-0,25mm) đơi
khi trung bình (0,25-0,35 mm), độ
chọn lọc từ rất kém đến trung
bình, vài chỗ tốt, hình dạng hạt từ
góc cạnh - bán góc cạnh - bán
trịn cạnh, tiếp xúc hạt chủ yếu là
điểm và trôi nổi. Cát kết gồm chủ
yếu Feldspathic Greywacke ở
vùng phía Tây và trung tâm, cịn
phía Đơng chủ yếu là Arkose
(Hình 20), gồm chủ yếu là thạch
anh (30-40%), K-feldspar (1218%), Plagioclase (3-6%), Mica
(2% đôi khi lên đến 17%), thành
phần mảnh đá gồm chủ yếu là
granitic và volcanic, ít quarzite,
chert, schist. Matrix, ximăng và

khống vật thứ sinh nhiều (1325%) chủ yếu là sét (illite, smectite và hỗn hợp lớp illite-smectite,
kaolinite, chlorite) và carbonate.
Trầm tích có nguồn gốc từ đá
granite, vận chuyển tương đối xa
nguồn, lắng đọng trong môi
trường ven biển/đầm hồ.
7.2. Tầng BI.1: Tương tự tầng
BI.2 tầng BI.1 có bề dày cũng

tăng dần từ Tây Bắc xuống Đơng
Nam. Trầm tích tầng này chia
làm 3 phần: Phần trên của Bạch
Hổ dưới, Bạch Hổ dưới 5.1 và
Bạch Hổ dưới 5.2. Phần trên của
Bạch Hổ dưới gồm sét kết màu
nâu đỏ, xen kẹp với lớp mỏng bột
kết và cát kết. Trầm tích Bạch Hổ
dưới 5.1 gồm phân phiến mỏng
của sét kết màu xám xen kẹp với
bột kết và cát kết. Trầm tích Bạch
Hổ dưới 5.2 gồm cát kết xen kẹp
với bột kết và sét kết màu xám.
Cát kết có màu xám nhạt
đến đậm, xám xanh đơi khi xám
nâu. Kích thước hạt rất mịn-mịn
đến trung bình. Hình dạng hạt từ
góc cạnh đến bán tròn cạnh. Độ
chọn lọc từ kém đến trung bình.
Cát kết gồm chủ yếu là loại
Arkose và Lithic Arkose, ít

Hình 1. Sơ đồ vị trí bể Cửu Long

18

dÇu khÝ - Sè 9/2009

Feldspathic Greywacke (Hình
21). Thành phần khống vật chủ

yếu là thạch anh (25-35%), KFeldspar (10-20%), Plagioclase
(4-8%), Mica (0-10%), mảnh đá
(granitic và volcanic). Matrix,
ximăng và khống vật thứ sinh ít
ở khu vực TGT (10%) (Hình 22)
và rất nhiều ở các khu vực khác
(20%) gồm cả sét, carbonate và
thạch anh thứ sinh. Trầm tích có
nguồn gốc từ đá granite, vận
chuyển tương đối xa nguồn.
Kết quả mô tả mẫu lõi xác
định 2 phần: Bên dưới là cát kết
gồm những hạt mịn đến trung
bình, phân lớp mỏng, góc
nghiêng nhỏ, xu hướng mịn dần
lên trên, có hố thạch Scoyenia,
Memia có thể liên quan đến mơi
trường trầm tích sơng, năng
lượng thấp. Bên trên là những
trầm tích có độ hạt khơng đồng
nhất, có cả những hạt thô và rất
thô trộn lẫn với hạt mịn, phân
lớp với góc nghiêng cao có hóa
thạch Skolithos, có thể liên
quan đến mơi trường đầm hồ
(Hình 23).

Hình 2. Phân loại cát kết tầng BI.2 lô 01-02

thang 9:Dien VN SO 24.qxd 11/25/2009 4:11 PM Page 19

PETROVIETNAM

Hình 3. Cấu trúc phân lớp xiên chéo,
nhịp trầm tích mịn dần lên trên

Hình 4. Khống vật sét kaolinite (K) dạng bán tự hình, sắp xếp
mặt đối mặt theo dạng sách chồng nhau, lấp đầy lỗ rỗng

Hình 5. Phân loại cát kết tầng BI.2 lơ 15.1

Hình 6. Cấu trúc phân lớp, mịn dần lên trên

Hình 7. Cát kết chủ yếu là Arkose (trái),
ximăng sét và ít carbonate (phải)

dÇu khÝ - Sè 9/2009

19


thang 9:Dien VN SO 24.qxd 11/25/2009 4:11 PM Page 20

thăm dò - khai thác dầu khí

Hỡnh 8. G cỏt nh hưởng bởi sóng
và thuỷ triều

Hình 10. Phân loại cát kết tầng BI.2 lơ 09-1

Hình 9. Phân loại cát kết tầng BI.2 lơ 15.2

Hình 11. Phân loại cát kết tầng BI.1 lơ 09-1

Hình 12. Phân lớp ngang gợn sóng

20

dÇu khÝ - Sè 9/2009


thang 9:Dien VN SO 24.qxd 11/25/2009 4:11 PM Page 21

PETROVIETNAM

Hình 13. Phân loại cát kết tầng BI.2 lơ 09-2

Hình 14. Phân loại cát kết tầng BI.1 lơ 09-2

dÇu khÝ - Sè 9/2009

21