Địa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam - Chương 14 ppt

Chöông
Beå traàm tích
Hoaøng Sa
vaø
taøi nguyeân
daàu khí
14
441
Chương 14. Bể trầm tích Hoàng Sa và tài nguyên dầu khí
Bể Hoàng Sa nằm trong khoảng từ
15
o
đến 17
o
vó Bắc; 109
o
30’ đến 114
o
kinh
Đông. Bể Hoàng Sa nằm gần trung tâm
Biển Đông giữa Việt Nam (Đà Nẵng) và
quần đảo Phillipin (Đảo Lucon), chiếm
diện tích khoảng trên 50.000 km
2
( Hình 5.1,
Chương 5)
2. Lòch sử nghiên cứu tìm kiếm thăm dò
dầu khí
Công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí bể
Hoàng Sa bắt đầu tiến hành từ năm 1972.
Công ty Western Geophysical đã tiến hành

khảo sát đòa chấn 2D khu vực miền Trung
và quần đảo Hoàng Sa mạng lưới 31x50,
50x50 km với tổng số gần 5.000km tuyến.
Từ năm 1972 đến nay chưa tiến hành công
tác thực đòa tìm kiếm thăm dò dầu khí khu
vực này.
Năm 1996-1997, Nguyễn Quý Hùng và
nhóm tác giả Viện Dầu khí đã tiến hành
minh giải toàn bộ khối lượng đòa chấn 2D
nêu trên, đồng thời tiến hành tổng hợp tất
cả các kết quả tìm kiếm thăm dò của khu
vực miền Trung gồm tài liệu đòa vật lý (đòa
chấn, đòa vật lý giếng khoan) và tài liệu
đòa chất (kết quả khoan, cổ sinh, trầm tích,
đòa hóa) và hoàn thành báo cáo nghiên cứu
“Minh giải tài liệu đòa vật lý khu vực nhằm
nghiên cứu cấu trúc đòa chất và đánh giá
tiềm năng dầu khí khu vực quần đảo Hoàng
Sa và vùng biển miền Trung”.
Năm 2001-2004, Nguyễn Huy Quý
(chủ biên) và nnk đã hoàn thành báo cáo
tổng kết đề tài KC-09-06 “Nghiên cứu
cấu trúc đòa chất và đòa động lực làm cơ
sở đánh giá tiềm năng dầu khí ở các vùng
biển sâu và xa bờ của Việt Nam”, trong đó
đã minh giải lại số tài liệu đòa chấn nói trên
đánh giá tổng hợp tiềm năng dầu khí của
khu vực.
3. Đặc điểm cấu kiến tạo
3.1. Đặc điểm kiến tạo

Khu vực miền Trung và bể trầm tích
Hoàng Sa được khống chế bởi 3 hệ thống
đứt gãy chính: hệ đứt gãy hướng bắc tây
bắc – nam đông nam, hệ đứt gãy á kinh
tuyến, hệ đứt gãy đông bắc – tây nam.
a. Hệ đứt gãy Bắc Tây Bắc - Nam Đông
Nam
Đây là hệ đứt gãy lớn, có thể là sự kéo
dài của hệ thống đứt gãy Sông Hồng (?)
chuyển hướng từ TB - ĐN sang BTB - NĐN.
Chúng tạo thành ranh giới phía Tây của Bể
Hoàng Sa. Trong khu vực nghiên cứu, các
đứt gãy này là các đứt gãy thuận, góc cắm
từ 50
o
- 60
o
, biên độ dòch chuyển tầng móng
từ 300 - 400 m, tầng nóc Oligocen khoảng
1. Mở đầu
442
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
60-200 m. Các đứt gãy này hoạt động mạnh
trong thời kỳ tạo rift và phần lớn ngừng vào
cuối tạo rift (Hình 14.1, 14.2, 14.3, 14.7).
b. Hệ đứt gãy Đông Bắc-Tây Nam
Là hệ thống đứt gãy khá phổ biến trong
khu vực, phân bố chủ yếu phía Đông Hoàng
Sa. Các đứt gãy này khống chế các đòa hào,
đòa lũy phát triển ở khu vực này.

c. Hệ đứt gãy á kinh tuyến
Các đứt gãy này có dạng hơi cong, phần
lồi hướng về phía Đông. Chúng khống chế
ranh giới trũng Trung tâm và phân chia khu
vực Hoàng Sa thành 3 đới (Hình 14.6).
3.2. Đặc điểm cấu tạo
Bể trầm tích Hoàng Sa có ranh giới
phía Bắc là bể Nam Hải Nam, phía Tây
Nam là đới nâng Tri Tôn, phía Nam và phía
Đông chưa rõ do không có tài liệu nghiên
cứu. Cấu trúc đòa chất khu vực khá phức
tạp, phần móng bò các đứt gãy chia cắt tạo
thành các đòa hình cao thấp khác nhau, phát
triển các đòa hào, bán đòa hào, đòa luỹ và
được khống chế bởi các hệ thống đứt gãy
nói trên. Có thể chia khu vực thành 3 đới
Hình 14.1. Bản đồ cấu trúc tầng móng bể trầm tích Hoàng Sa (theo Nguyễn Huy Quý, 2005)
Hình 14.2. Bản đồ đẳng sâu nóc Oligocen bể trầm tích Hoàng Sa (theo Nguyễn Huy Quý, 2005)
443
Chương 14. Bể trầm tích Hoàng Sa và tài nguyên dầu khí
chính (Hình 14.6):
• Đới Tây Hoàng Sa: có đặc trưng phần
móng bò chia cắt, phân dò mạnh bởi hệ
thống đứt gãy ĐB- TN; trầm tích Đệ
Tam phủ trực tiếp lên móng, các cấu
tạo chủ yếu có dạng vòm, vòm khép
kín đứt gãy, hoặc vòm – khối được
hình thành do kế thừa đòa hình cổ. Phía
Tây Nam khu vực này là đới nâng Tây
Hoàng Sa, được giới hạn bởi 2 đứt gãy

lớn phương ĐB-TN, thể hiện rõ trên tất
cả các bản đồ đẳng sâu. Đới nâng này
có lẽ đã nâng mạnh vào cuối Miocen
gây nên sự vắng trầm tích Miocen trên
(Hình 14.2, 14.3, 14.4, 14.5)
• Đới trũng Trung tâm Hoàng Sa: giới
hạn bởi các đứt gãy á kinh tuyến, ít bò
các đứt gãy khác phân cắt. Độ sâu cực
đại đến móng trước Đệ Tam ở Trung
tâm trũng đạt gần 5.000m. Tồn tại một
số nếp lồi kế thừa trên khối nhô móng.
• Đới Đông Hoàng Sa: ở khu vực này hệ
đứt gãy ĐB-TN phát triển mạnh, phân
cắt móng tạo thành các đòa hào và đòa
Hình 14.3. Bản đồ đẳng sâu nóc Miocen dưới bể trầm tích Hoàng Sa (theo Nguyễn Huy Quý, 2005)
Hình 14.4. Bản đồ đẳng sâu nóc Miocen giữa bể trầm tích Hoàng Sa (theo Nguyễn Huy Quý, 2005)
444
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
lũy. Phía Tây Nam khu vực có lẽ tồn tại
một trũng (Trũng Đông Hoàng Sa) mà
giới hạn của tài liệu đòa chấn chưa cho
phép khoanh đònh ranh giới của trũng
này.
3.3. Lòch sử phát triển đòa chất
Do tác động của sự va chạm giữa mảng
Ấn-Úc, mảng Âu-Á và mảng Thái Bình
Dương mà dọc theo hệ thống đứt gãy chính
Sông Hồng, Maeping (Sông Hậu), Three
Pagodas và Summatra tạo thành các bể
gắn liền với lòch sử tách giãn, sụt lún, hình

thành và mở rộng biển Đông. Các bể trầm
tích Đệ Tam khu vực Đông Nam Á được
hình thành liên quan với chuyển động của
các hệ thống đứt gãy trượt bằng có hướng
TB-ĐN và ĐB-TN.
Tương tự như nhóm bể Trường Sa, bể
Hoàng Sa được hình thành trên rìa thụ động
của đới phân ly thuộc cánh Tây Bắc của
giãn đáy Biển Đông. Chúng đều có giai
đoạn tạo rift cùng với giãn đáy Biển Đông
và có cấu trúc dạng bán đòa hào, đòa hào,
Hình 14.5. Bản đồ đẳng sâu nóc Miocen trên bể trầm tích Hoàng Sa (theo Nguyễn Huy Quý, 2005)
Hình 14.6. Các đới cấu trúc và phân bố các cấu tạo triển vọng bể trầm tích Hoàng Sa (tên các cấu tạo triển
vọng theo Nguyễn Quý Hùng, 1996)
445
Chương 14. Bể trầm tích Hoàng Sa và tài nguyên dầu khí
được phủ bởi trầm tích tướng lục đòa và trên
chúng là các trầm tích tướng biển sâu từ
Miocen đến nay. Lòch sử phát triển của bể
Hoàng Sa được khái quát qua hai giai đoạn
như sau:
a. Giai đoạn đồng tạo rift
Quá trình tách giãn hình thành bể trầm
tích Hoàng Sa xảy ra từ giữa Eocen muộn
– Oligocen muộn. Trầm tích ban đầu lắng
đọng trong các đòa hào và bán đòa hào tướng
bồi tích và sông ngòi. Tướng đầm hồ giới
hạn trong các trũng sâu biệt lập. Các trũng
đòa phương biệt lập dần dần thông nhau,
mở rộng hơn do quá trình tiếp tục tách giãn

và dòch chuyển về phía Đông Bắc. Cuối
Oligocen muộn, các vận động nâng lên đã
tạo điều kiện cho các hoạt động bóc mòn,
tạo bất chỉnh hợp khu vực chính, kết thúc
pha tạo rift. Chiều dày trầm tích tập đồng
tách giãn ở trung tâm bể Hoàng Sa thay đổi
từ 500-3.000 m.
b. Giai đoạn sau tạo rift
Đầu Miocen sớm – Miocen giữa: các
đứt gãy đồng trầm tích tái hoạt động, quá
trình lún chìm, mở rộng bể xảy ra. Nguồn
trầm tích chính sau tách giãn bắt gặp sớm
nhất được cung cấp từ lục đòa đổ vào chủ
yếu đòa hào Quảng Ngãi và các đòa hào và
bán đòa hào bể Hoàng Sa.
Trong Miocen sớm: sự thay đổi mực
nước biển (biển tiến) làm mở rộng đòa hào
Quảng Ngãi, trũng Trung Tâm, các đòa hào
và bán đòa hào bể Hoàng Sa, đồng thời làm
ngập chìm đới nâng Tri Tôn. Các đòa hào
và bán đòa hào tiếp nhận nguồn vật liệu
vụn thô từ lục đòa đổ xuống. Bể Hoàng Sa
lúc này nằm trong vùng biển nông đến sâu,
lượng trầm tich vụn thô lắng đọng thấp.
Trầm tích carbornat phát triển trên đới
nâng Tri Tôn và trên đỉnh các khối đứt gãy
ở bể Hoàng Sa.
Miocen trên – Pliocen: giai đoạn sụt
lún, mở rộng bể nhanh, khối lượng trầm
Hình 14.7. Mặt cắt đòa chấn AW-3 ngang qua toàn bộ bể Hoàng Sa (phương án minh giải theo VPI, 2004)

446
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
tích đổ vào các đòa hào tăng lên. Trong bể
Hoàng Sa trầm tích carbonat vẫn phát triển
mạnh.
Pliocen – Pleistocen: giai đoạn uốn
võng, sụt lún nhanh và phát triển thềm
hiện đại, nhưng do nguồn vật liệu cung cấp
không đủ, do vậy bể Hoàng Sa có trầm tích
Pliocen-Đệ Tứ rất mỏng. Vào Pleistocen
xuất hiện hoạt động phun trào thành phần
mafic (có kèm theo đá siêu mafic).
4. Đòa tầng và Môi Trường Trầm tích
4.1. Đặc điểm đòa tầng – trầm tích
Móng trước Đệ Tam
Hutchinson (1989) cho rằng móng của
khu vực này là thành tạo tiền Cambri tương
tự như thấy lộ ra ở đảo Hải Nam. Nhưng tại
giếng khoan ở khu vực quần đảo Hoàng Sa
(Pigott, 1994) đã xác đònh được tuổi tuyệt
đối của các thành tạo này là 627 triệu năm.
Bên cạnh đó, từ các kết quả khoan giếng
115A-1X, 121CM-1X cho phép dự đoán đá
móng bể trầm tích Hoàng Sa gồm đá trầm
tích bò biến chất, xâm nhập và phun trào
tuổi Proterozoi, Paleozoi, Mesozoi, liên
quan nhiều đến nhân lục đòa của Bắc Đông
Dương hơn là với Nam Trung Quốc.
Paleogen (Eocen- Oligocen)
Trên cơ sở phân tích tài liệu đòa chấn

và kết quả các giếng khoan lân cận, có thể
dự báo các thành tạo này bao gồm cát kết
xen kẽ với bột kết, sét kết và các vỉa than.
Chiều dày khoảng 1.500 m, môi trường
trầm tích chủ yếu lục đòa, sông, biển ven
bờ và biển nông.
Sét kết, bột kết, than xen kẽ các lớp
cát kết và than. Các lớp than có chiều dày
khoảng từ 1-2m. Môi trường trầm tích đầm
hồ, ven bờ.
Hình 14.8. Mặt cắt đòa chấn tuyến AW-3 qua cấu tạo 142C (theo Nguyễn Quý Hùng, 1996)
Chỉ dẫn
Nóc Miocen giữa
Nóc Miocen dưới
Nóc Oligocen
Nóc Móng
Đá chứa vụn (clastic) Oligocen, Miocen
Chỉ dẫn
Nóc Miocen giữa
Nóc Miocen dưới
Nóc Oligocen
Nóc Móng
Chỉ dẫn
Nóc Miocen giữa
Nóc Miocen dưới
Nóc Oligocen
Nóc Móng
Đá chứa vụn (clastic) Oligocen, Miocen
447
Chương 14. Bể trầm tích Hoàng Sa và tài nguyên dầu khí

Neogen (Miocen dưới - giữa)
Có thể dự báo các thành tạo này bao
gồm trầm tích vụn thô cát bột sét xen kẽ
và đá carbonat. Đá carbonat gồm đá bùn
(mudstone), đá wack (wackstone), đá pack
(packstone) và đá kết hạt (grainstone).
Phần dưới lát cắt chuyển dần thành
dolomit. Cát kết xen bột, sét và rất ít lớp
mỏng carbonat. Chiều dày khoảng 700–
900m, môi trường trầm tích biển nông.
Neogen (Miocen trên)
Chủ yếu gồm sét kết xen kẹp lớp mỏng
cát kết, bột kết. Đá vôi gồm đá bùn, đá
pack và đá kết hạt, chiều dày khoảng 700
m, môi trường trầm tích biển nông.
Pliocen – Pleistocen
Gồm sét kết chứa vôi, xen bột, bột kết
và cát, cát kết với chiều dày dự kiến 600
- 1.000m. Môi trường trầm tích biển nông,
biển sâu.
4.2. Vài nét về cổ đòa lý – tướng đá
Trên cơ sở phân tích đòa chấn-đòa tầng
tài liệu đòa chấn có thể dự báo trầm tích
Oligocen tướng nón phóng vật (fan), sông,
delta, đầm hồ ở phía dưới, chuyển tiếp
tướng biển ven bờ, biển nông ở phía trên có
nguồn gốc lục nguyên vận chuyển từ các
vùng đòa hình cao hơn nằm ở phía Tây-Tây
Bắc khu vực Hoàng Sa đổ vào các đòa hào,
bán đòa hào.

Từ Miocen sớm đến cuối Miocen giữa
môi trường trầm tích chủ yếu là ven biển,
biển nông đến biển thẳm. Vùng không xa
bờ trầm tích ven biển xen trầm tích lục
nguyên. Vùng xa bờ môi trường trầm tích
biển thẳm gồm sét là chủ yếu.
Hình 14.9. Mặt cắt đòa chấn tuyến AW-3 qua cấu tạo 142A (theo Nguyễn Quý Hùng, 1996)
Chỉ dẫn
Nóc Miocen giữa
Nóc Miocen dưới
Nóc Oligocen
Nóc Móng
Đá chứa carbonat
Chỉ dẫn
Nóc Miocen giữa
Nóc Miocen dưới
Nóc Oligocen
Nóc Móng
Chỉ dẫn
Nóc Miocen giữa
Nóc Miocen dưới
Nóc Oligocen
Nóc Móng
Đá chứa carbonat
448
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
5. Hệ thống dầu khí
5.1. Đặc trưng tầng đá mẹ
Tiềm năng đá mẹ và khả năng di cư
Bể trầm tích Hoàng Sa chưa có tài

liệu giếng khoan, những nhận đònh về đòa
hoá dựa trên tài liệu đòa chấn và kết quả
nghiên cứu đòa hoá khu vực miền Trung.
Nhìn chung có thể tồn tại hai tập trầm tích
có tuổi Oligocen và Miocen sớm đạt tiêu
chuẩn đá mẹ về tiềm năng hữu cơ và độ
trưởng thành. Ở khu vực miền Trung phía
Tây bể Hoàng Sa vật chất hữu cơ trong trầm
tích tuổi Oligocen thuộc loại II và III. Hàm
lượng TOC khá cao (>1%wt). Trong đó
60% số mẫu có TOC=3-5%wt; 90% số mẫu
có giá trò S2>10mg/g. Trầm tích Oligocen
đạt tiêu chuẩn đá sinh dầu tốt. Trầm tích
Miocen dưới với giá trò HI trong các mẫu
cao (200 - 647 mgHC/gTOC); mẫu dầu có
liên quan tới sét than với giá trò Pr/Q = 4,8-
7,7. Vật chất hữu cơ trong trầm tích Miocen
sớm thuộc loại III, chủ yếu có tiềm năng
sinh khí.
Một số giếng khoan qua mặt cắt Miocen
khu vực miền Trung đã phát hiện có mặt
HC di cư (qua PI, HC tự do, S1 cao). Lượng
bitum và HC trong bitum khá lớn, phân bố
n-alkane C15+ thể hiện tính trưởng thành
cao. Như vậy, có thể dầu khí từ hai tầng sét
sinh dầu trong Oligocen và Miocen dưới đã
di cư và nạp vào các bẫy có tầng chứa cát
kết có tuổi từ Oligocen đến Miocen giữa.
5.2. Đặc trưng các tầng chứa
Trong khu vực nghiên cứu bể trầm tích

Hoàng Sa dự kiến chủ yếu tồn tại ba loại
đá chứa sau:
Hình 14.10. Mặt cắt đòa chấn tuyến AW-3 qua cấu tạo 142B (theo Nguyễn Quý Hùng, 1996)
Chỉ dẫn
Nóc Miocen giữa
Nóc Miocen dưới
Nóc Oligocen
Nóc Móng
Đá chứa vụn (clastic) Oligocen, Miocen
Chỉ dẫn
Nóc Miocen giữa
Nóc Miocen dưới
Nóc Oligocen
Nóc Móng
Chỉ dẫn
Nóc Miocen giữa
Nóc Miocen dưới
Nóc Oligocen
Nóc Móng
Đá chứa vụn (clastic) Oligocen, Miocen
449
Chương 14. Bể trầm tích Hoàng Sa và tài nguyên dầu khí
a. Móng phong hoá nứt nẻ trước
Kainozoi
Như đã nêu, đá móng Bể trầm tích
Hoàng Sa có thể gồm đá trầm tích bò
biến chất, granit, granodiorit, ryolit tuổi
Proterozoi, Paleozoi, Mesozoi. Các thành
tạo này có thể bò nứt nẻ, phong hoá do các
quá trình vận động kiến tạo trong vùng và

do đó có khả năng là đối tượng chứa.
b. Đá chứa cát kết tuổi Oligocen và
Miocen
Đá chứa cát kết Oligocen
Đá chứa cát kết Oligocen thành tạo
trong môi trường lục đòa, sông, biển ven bờ
và biển nông nên thường có dạng doi cát,
kênh. Dựa vào kết quả các giếng khoan lân
cận chúng có thể có độ rỗng thay đổi dao
động trong khoảng 6- 25 %, trung bình là
15 %.
Đá chứa cát kết Miocen sớm-giữa
Môi trường trầm tích biển nông cho
phép dự báo cát kết Miocen sớm-giữa có
độ lựa chọn trung bình, gắn kết tương đối
tốt, độ rỗng trung bình có thể đạt 16% dựa
trên kết quả khoan vùng lân cận.
c. Đá chứa carbonat
Trong khu vực nghiên cứu, quan sát
trên các lát cắt đòa chấn có thể thấy đá
chứa carbonat tuổi Miocen sớm– giữa phát
triển trên các đới nâng cao, thuộc loại thềm
và ám tiêu san hô. Chiều dày carbonat tăng
dần từ Bắc xuống Nam (khoảng 250 – 750
m) và từ Tây sang Đông (khoảng 200 – 700
m). Độ rỗng trung bình 12-30%.
5.3. Đặc trưng các tầng chắn
Tập sét biển sâu tuổi Miocen giữa là
tầng chắn khu vực với đặc trưng trong suốt
của phản xạ đòa chấn.

Tập sét trong trầm tích Oligocen là
tầng chắn đòa phương cho các tầng chứa cát
kết Oligocen.
5.4. Các play hydrocarbon và các dạng
bẫy
Tương tự như các bể khác, trong khu
vực bể Hoàng Sa tồn tại 3 loại play sau:
a. Play móng phong hoá nứt nẻ (Play 1)
Như đã trình bày, dự báo đây là đối
tượng chứa tốt tại các khối móng nhô cao
của bể trầm tích Hoàng Sa. Loại bẫy này
khá phổ biến trong phạm vò khu vực nghiên
cứu (Hình 14.8, 14.9, 14.10).
b. Play cát kết Oligocen-Miocen (Play
2,3)
Đá chứa là các cát kết trong trầm tích
đồng tách giãn và sau tách giãn.
Trong trầm tích tách giãn: các loại bẫy
chủ yếu là cấu tạo vòm, bán vòm, lớp phủ
kế thừa trên móng nâng cao, nón phóng
vật.
Trong trầm tích sau tách giãn: các
dạng bẫy chủ yếu gồm lớp phủ kế thừa
móng nâng cao (Hình 14.8, 14.10), có thể
tồn tại các thân cát và nón phóng vật biển
(submarine fan)
c. Play carbonat (Play 4)
Các cấu tạo dạng thềm, ám tiêu trong
Miocen sớm– giữa.
Các kiểu bẫy: trong bể trầm tích Hoàng

Sa tồn tại hai loại bẫy chính: cấu tạo vòm,
bẫy khép kín bên cánh sụt của đứt gãy
thuận.
Bẫy cấu tạo vòm: đa số khép kín tầng
móng, nóc Oligocen, nóc Miocen sớm như
các cấu tạo 141A, 141B, 141C, 141D, 141E,
450
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
142A, 142B, 142C, 168B (Hình 14.1, 14.2,
14.3, 14.4, 14.5, 14.6).
6. Dự báo tiềm năng dầu khí
Mặc dù hệ thống dầu khí bể Hoàng
Sa còn chưa rõ, nhưng do vò trí bể nằm sát
ngay phía Đông bể Sông Hồng, nơi đã có
nhiều phát hiện khí ở đới nâng Tri Tôn, và
sát ngay phía Đông-Đông Nam bể Nam
Hải Nam, nơi đã phát hiện và đang khai
thác khí, nên bể Hoàng Sa được đánh giá
có triển vọng về dầu khí, chủ yếu là khí.
Tiềm năng khí tại chỗ dự báo khoảng 12
TCF (340 tỷ m
3
), tiềm năng thu hồi khoảng
7 TCF (198 tỷ m
3
)[13].
7. Kết luận
Qua sơ bộ nghiên cứu cấu trúc đòa chất
bể trầm tích Hoàng Sa cho phép dự báo có
mặt hai tầng sinh trong trầm tích Oligocen

và Miocen sớm môi trường trầm tích đầm
hồ và biển nông.
Các cấu tạo thuộc đối tượng đá vụn
(clastic) và carbonat nằm ở vò trí có độ sâu
nước biển lớn hơn 500 m, khả năng có mặt
các dạng bẫy đòa tầng kề áp khối móng
nâng cao, bẫy đòa tầng kề áp bên cánh sụt
của đứt gãy. Các dạng bẫy trên là đối tượng
tìm kiếm thăm dò chính trong tương lai khi
tiến bộ kỹ thuật khoan không bò hạn chế
bởi chiều sâu đáy biển.
451
Chương 14. Bể trầm tích Hoàng Sa và tài nguyên dầu khí
1. BP, 1992. Field report geochemical
coring survey – Danang PSC offshore
Vietnam .
2. BP, 1992. Reservoir quality evaluation
of the Danang Limestone well 118-
CVX-1X offshore Vietnam.
3. Brow J, Fisher W. L. Seismic
stratigraphy interpretation and
petroleum exploration.
4. Charles E., 1997. Application to
hydrocarbon exploration.
5. Chris Sladen and Hoang Ngoc Dang,
1997. Petroleum geology of offshore
Danang, Central Vietnam.
6. Đỗ Văn Lưu, 1994. Đánh giá tiềm năng
dầu khí bể trầm tích Huế – Quảng Đà.
7. Lê Đình Thám, Nguyễn Mạnh Huyền.

Báo cáo tổng kết tìm kiếm thăm dò lô
120, 121
8. Lê Đình Thám, Nguyễn Quang Bô,
1992. Tổng hợp, đánh giá cấu trúc và
triển vọng dầu khí các lô hợp đồng ở
Nam vònh Bắc bộ.
9. Lê Văn Trương, 1995. Cấu trúc đòa
chất và tiềm năng dầu khí bể Sông
Hồng (KT 01-15).
10. Lê Văn Trương, Nguyễn Tiến Long.
Đặc điểm phân bố, đặc trưng chứa và
khả năng tích tụ dầu khí của các thành
tạo carbonat phần thềm lục đòa miền
Trung Việt Nam.
11. Liang Dehua and Liu Zonghui, 1990.
The genessis of the south china sea and
its hydrocarbon – bearing basin
12. Nguyễn Huy Quý và nnk, 2005. Nghiên
cứu cấu trúc đòa chất và đòa động lực
làm cơ sở đánh giá tiềm năng dầu khí
ở các vùng biển sâu và xa bờ của Việt
Nam. Báo cáo tổng kết đề tài KC09-06.
Lưu trữ Viện Dầu khí.
13. Nguyễn Quý Hùng, 1996. Minh giải
tài liệu đòa vật lý khu vực nhằm nghiên
cứu cấu trúc đòa chất và đánh giá triển
vọng dầu khí khu vực quần đảo Hoàng
Sa và vùng biển miền Trung.
14. Trương Minh, Nguyễn Quý Hùng,
1995. Quá trình thành tạo, đặc điểm

phân bố các dạng bãy phi cấu tạo và
khả năng tàng trữ dầu khí của chúng ở
các bể trầm tích Kainozoi TLĐ (KT 01-
16).
Tài liệu tham khảo