Địa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam - Chương 12 ppsx

Chương
Bể trầm tích
Tư Chính-
Vũng Mây
và
tài nguyên
dầu khí
12
399
Chương 12. Bể trầm tích Tư Chính – Vũng Mây
Bể Tư Chính - Vũng Mây nằm chủ yếu
ở các lô 132, 133, 134, 135 và một phần các
lô 136, 156, 157, 158 và 159. Độ sâu nước
biển ở khu vực này dao động trong khoảng
1000 - 1500 m trong đó phần lớn diện tích
các lô 133, 134 và phần Tây Bắc lô 135,
phần Tây lô 157 và góc Tây Bắc lô 158 có
độ sâu nước biển dưới 1.000 m với một loạt
các bãi đá ngầm, bãi cạn như Vũng Mây,
Huyền Trân, Quế Đường, Phúc Nguyên và
Tư Chính được quen gọi dưới cái tên chung
là khu vực bãi Tư Chính (Hình 5.1, Chương
5).
Bể Tư Chính – Vũng Mây có khoảng
4.800 km
2
có độ sâu nước biển dưới 500m,
nước trong đó khoảng 2.500 km
2
nông dưới
100 m nước. Bãi Phúc Nguyên có khoảng

1.500 km
2
nước nông dưới 100 m nước, bãi
Phúc Tần có khoảng 1.000 km
2
, bãi Huyền
Trân khoảng 150 km
2
và bãi Quế Đường
khoảng 250 km
2
. Phần trung tâm lô 133 có
khoảng 5.500 km
2
độ sâu nước dưới 500 m,
trong đó 500 km
2
độ sâu nước dưới 300 m.
Bãi Vũng Mây có khoảng 7.500 km
2
nước
sâu dưới 500 m, trong đó khoảng 5.000 km
2

có độ sâu nước dưới 200 m nước [11].
Bể Tư Chính – Vũng Mây từ lâu đã được
xem là khu vực “bể ngoài” (outer basins)
có tiềm năng dầu khí bên cạnh các bể trầm
tích thềm lục đòa Đông Nam Việt Nam như
Phú Khánh, Cửu Long, Nam Côn Sơn.

2. Lòch sử nghiên cứu, tìm kiếm thăm dò
dầu khí
Từ những năm 70, Công ty Mandrel đã
tiến hành khảo sát đòa chấn khu vực thềm
lục đòa Nam Việt Nam trong đó phần phía
Đông các tuyến 8 và 9 có vươn ra vùng biển
nước sâu thuộc lô 129 và 133.
Trong khoảng từ 1983 đến 1985 Liên
đoàn Đòa vật lý Thái Bình Dương (DMNG)
của Liên Xô (cũ) thực hiện 02 đợt khảo sát
đòa chấn khu vực Tây Nam Biển Đông trong
đó bao gồm cả khu vực bãi Tư Chính.
Công ty BP có tiến hành nghiên cứu khu
vực nước sâu thuộc phạm vi các lô 132, 133,
134 vào tháng 10 năm 1992, Công ty Shell
khi thành lập bản đồ play (Play map) thềm
lục đòa Nam Việt Nam có vẽ sơ đồ móng
trước Đệ Tam các lô 132, 133, 134, 135
thuộc khu vực bãi Tư Chính (Hình 12.1).
Năm 1993 Công ty Thăm dò và Khai
thác Dầu khí (PVEP) thuộc Tổng công ty
Dầu khí Việt Nam đã thực hiện Đề án khảo
sát đòa chấn tại bể Tư Chính – Vũng Mây
(TC - 93) với mục đích đánh giá cấu trúc
đòa chất và triển vọng dầu khí của vùng
nghiên cứu. Tàu M/V A. Gamburtsev Liên
đoàn Đòa vật lý Thái Bình Dương đã tiến
hành khảo sát 9.500 km tuyến đòa chấn,
1. Giới thiệu
400

Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
trong đó bể Tư Chính – Vũng Mây được
đan dày mạng 8x8 km; khu vực Vũng Mây
có mạng 6,5 - 20x4,5 - 8,5 km và mạng
16x32 km hoặc 32x64 km ở khu vực còn lại
(Hình 12.2).
Năm 1994 Công ty PVEP đã khoan
giếng thăm dò ở đới nâng Tư Chính (PV
- 94 - 2X) đạt chiều sâu 3.331 m, kết quả
lần đầu tiên đã mở ra mặt cắt đòa chất hoàn
toàn mới, góp phần đánh giá có cơ sở hơn
về cấu trúc đòa chất và triển vọng dầu khí
của vùng này [9].
Năm 1995 PVEP tiếp tục tiến hành thu
nổ 2.895 km tuyến đòa chấn chi tiết mạng
2x2 km để nghiên cứu các cấu tạo có triển
vọng.
Ngày 10-4-1996, Petrovietnam và Công
ty Conoco (Mỹ) đã ký Hợp đồng Hợp tác
kinh doanh (BCC) lô 133 và 134 với tổng
diện tích 12.933 km
2
. Trong năm 1996 và
1997, Conoco đã tiến hành tái xử lý một
số tuyến đòa chấn cũ, đồng thời năm 1998
đã thu nổ thêm 2.000 km tuyến đòa chấn
2D đan dày phần phía Tây lô 133 và 134
minh giải, vẽ bản đồ nghiên cứu đánh giá
đòa chất và tiềm năng triển vọng dầu khí
nhằm vạch ra các bước tiếp theo.

Hình 12.1. Sơ đồ móng KZ các lô 132-135 khu vực bãi Tư Chính (theo Shell, 1992)
401
Chương 12. Bể trầm tích Tư Chính – Vũng Mây
Năm 1998 Conoco đã tiến hành nghiên
cứu các rò rỉ dầu, khí bằng phương pháp viễn
thám trên cơ sở không ảnh của European
Space Agency (ERS–SAR) và Radarsat
Image (Radarsat SAR) và hoàn thành Báo
cáo đánh giá tiềm năng triển vọng các lô
nước sâu 133, 134 [7].
Năm 2000 Conoco và PVSC hoàn thành
việc minh giải đòa chấn, đánh giá triển vọng
các cấu tạo ở phần phía Tây lô 133, 134 và
xác đònh vò trí các giếng khoan chuẩn bò cho
thăm dò [12].
3. Đặc điểm cấu kiến tạo
3.1. Đặc điểm cấu trúc
Bể Tư Chính - Vũng Mây nằm trong một
khu vực có các yếu tố cấu – kiến tạo hết
sức phức tạp của miền cấu trúc Sundaland
(hay thềm Sunda), phía Tây Nam Biển
Đông. Trên thềm Sunda đã hình thành một
loạt bể rift sau cung vào cuối Mesozoi (?)
đầu Kainozoi ở vònh Thái Lan, Malaysia,
Đông và Tây Natuna, Sarawak, Brunei,
Sabah và Nam Việt Nam, trong đó có bể
Tư Chính - Vũng Mây. Các bể này được
hình thành và phát triển chủ yếu trên miền
vỏ chuyển tiếp (vỏ lục đòa bò vát mỏng).
Hình 12.2. Sơ đồ khu vực khảo sát đòa chấn TC-93

402
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
Biển Đông là một bể nước sâu, được hình
thành do quá trình tách giãn tạo vỏ đại
dương từ Oligocen trở lại đây, nơi lớp vỏ
trái đất có chiều dày khoảng 5 - 8 km. Các
cấu trúc của vỏ lục đòa bò đại dương hóa và
hình thành Biển Đông với phía Bắc là cấu
trúc Hoàng Sa - Macclesfield và phía Nam
là cấu trúc Trường Sa - Reed Bank. Vỏ lục
đòa ở đây bò vát mỏng và dao động trong
khoảng từ 8 - 20 km [1, 3].
Bản đồ móng khu vực TLĐ Đông Nam
Việt Nam và vùng lân cận cho thấy khu vực
bể Tư Chính - Vũng Mây nằm một phần ở
ranh giới ngoài cùng của TLĐ này và một
phần nằm ở bể ngoài (outer basins). Thềm
lục đòa Đông Nam Việt Nam bao gồm
các yếu tố cấu - kiến tạo chính là bể Phú
Khánh, thềm Phan Rang, bể Cửu Long, đới
nâng Côn Sơn, đòa lũy Hòn Hải, bể Nam
Côn Sơn, đới nâng Rìa phát triển trên vỏ
lục đòa. Phần nước sâu từ trên 1.000 m gồm
bể Vũng Mây, đới nâng Vũng Mây - Đá
Lát phát triển trên vỏ chuyển tiếp và bể
nước sâu Biển Đông phát triển trên vỏ đại
dương (Hình 12.3) [10].
Khu vực Tư Chính - Vũng Mây được
thành tạo bởi các đới nâng và trũng phát
triển theo hướng đông bắc - tây nam là

chính. Đới nâng có dạng khối - đòa lũy hoặc
khối đứt gãy có lớp phủ trầm tích Đệ Tam
ít nhất khoảng 2,5 - 3,5 km. Các đới trũng
có dạng đòa hào, bán đòa hào lấp đầy trầm
tích Đệ Tam dày tới 6 - 7 km (Hình 12.4).
Dựa vào đặc điểm hình thái có thể nhận
biết 3 đơn vò cấu trúc chính là đới nâng Rìa,
bể trầm tích Vũng Mây và đới nâng Vũng
Mây - Đá Lát (Hình 12.4) [2, 10].
3.1.1. Đới Nâng Rìa
Phát triển chủ yếu trong phạm vò các
lô 132, 133, 134, một phần lô 135 và 157
trong vùng nước xấp xỉ 1.000 m. Đới nâng
rìa tiếp giáp với bể Nam Côn Sơn về phía
Tây, bể Vũng Mây về phía Đông, bể nước
sâu Biển Đông về phía Bắc. Đới nâng Rìa
gồm các yếu tố cấu trúc sau:
Đới cao Tư Chính gồm đòa lũy Tư
Chính phát triển ở ranh giới lô 134 - 135,
trong vùng độ sâu nước 200 - 1.000 m và
đới cao TB Tư Chính phát triển ở phần TN
lô 134 nơi nước sâu 300 - 450 m. Đặc điểm
nổi bật của đới cao Tư Chính là đá vôi phát
triển từ cuối Miocen giữa đến đáy biển.
Đới trũng Phúc Nguyên phát triển ở
lô 134 với hướng cấu trúc TB - ĐN trong
vùng nước sâu 500 - 800 m. Lớp phủ trầm
tích Đệ Tam có thể tới 6 - 7 km, đá vôi ít
phát triển.
Đới cao Phúc Nguyên - Phúc Tần phát

triển ở lô 133 và phần Tây lô 157 nơi có độ
sâu nước biển 200 - 800 m. Trầm tích Đệ
Tam dày 4 - 5 km. Đá vôi Miocen giữa hiện
tại phát triển mạnh ở phía Đông.
Đới trũng Bắc Phúc Tần phát triển ở
vùng giáp ranh giữa lô 132 và 156, nơi có
độ sâu nước biển khoảng 800 - 1.000 m. Đới
này đặc trưng bằng các bán đòa hào phát
triển ở cánh sụt đứt gãy hướng ĐB - TN với
lớp phủ trầm tích Đệ Tam dày 3 - 4 km.
Đới cao Đông Sơn phát triển ở lô 132
nơi nước sâu 800 - 1.000 m, lớp phủ trầm
tích dày 3 - 4 km phát triển ở cánh cao các
đứt gãy hướng ĐB - TN.
3.1.2. Bể Vũng Mây
Bể này phát triển theo hướng ĐB - TN
về phía Đông, Đông Nam đới Nâng Rìa,
trong phạm vi các lô 136, 156, 157, 158 và
159, nơi có độ sâu nước sâu 1.000 - 2.000
m. Bể được lấp đầy trầm tích Đệ Tam dày
403
Chương 12. Bể trầm tích Tư Chính – Vũng Mây
6 – 7 km. Theo hình thái cấu trúc, bể Vũng
Mây có thể chia thành 02 phụ bể: phụ bể
TN Vũng Mây có hướng cấu trúc ĐB - TN
và phụ bể TB Vũng Mây có hướng cấu trúc
á kinh tuyến.
3.1.3. Đới nâng Vũng Mây - Đá Lát
Đới nâng Vũng Mây - Đá Lát phát triển
ở phần phía Đông lô 156 - 158 đồng thời,

cũng là ranh giới phía Đông của bể Vũng
Mây. Đới nâng này có phương cấu trúc á
kinh tuyến, được phủ bởi trầm tích Đệ Tam
dày 3 - 5 km với 2 phụ đới rõ rệt: phụ đới
cao Vũng Mây có dạng khối - đòa lũy ở phía
Nam và phụ đới cao Đá Lát có dạng khối
đứt gãy ở phía Bắc.
3.2. Hệ thống đứt gãy
Như đã nêu ở trên, khu vực bể Tư Chính
- Vũng Mây bao gồm 3 yếu tố cấu trúc
chính là đới nâng Rìa, bể Vũng Mây và đới
nâng Vũng Mây - Đá Lát. Các yếu tố cấu
trúc này phát triển chủ yếu theo phương
ĐB - TN.
Theo tài liệu đòa vật lý, mà chủ yếu là
đòa chấn, thì trong khu vực Tư Chính - Vũng
Mây tồn tại 3 hệ thống đứt gãy chính (Hình
12.4)
Hình 12.3. Bể Tư Chính - Vũng Mây trong bình đồ cấu trúc thềm lục đòa Đông Nam Việt Nam
404
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
• Hệ thống đứt gãy phát triển theo hướng
ĐB - TN.
• Hệ thống đứt gãy phát triển theo hướng
á kinh tuyến.
• Hệ thống đứt gãy phát triển theo hướng
á vó tuyến.
Hệ thống đứt gãy ĐB - TN là hệ thống
đứt gãy chủ đạo, khống chế hình thái cấu
trúc chung của toàn khu vực. Đây là các

đứt gãy thuận xuất hiện từ móng, tức là từ
trước giai đoạn tạo rift và phát triển chủ yếu
trong giai đoạn đồng tạo rift, đa phần chấm
dứt hoạt động vào cuối Miocen nhưng đôi
khi muộn hơn. Biên độ đứt gãy ĐB - TN
lớn nhất là ở tầng móng, có thể tới cả nghìn
mét và nhỏ dần lên các tầng phía trên. Đứt
gãy ĐB - TN hoạt động theo cơ chế căng
giãn là chủ yếu.
Hệ thống đứt gãy á kinh tuyến phát
triển chủ yếu ở phần phía Tây đới nâng Rìa
tức là phần phía Đông bể Nam Côn Sơn.
Đây là các đứt gãy thuận, có biên độ lớn ở
tầng móng, Oligocen và nhỏ dần ở các tầng
phía trên. Đứt gãy á kinh tuyến hoạt động
theo cơ chế căng giãn, đa phần chấm dứt
vào cuối Miocen nhưng đôi chỗ hoạt động
muộn hơn, đến cả Pliocen.
Hệ thống đứt gãy á kinh tuyến phát
triển mạnh ở đới nâng Rìa, đới nâng Vũng
Mây - Đá Lát. Đây là các đứt gãy thuận
phát triển trước giai đoạn tạo rift cho đến
hết giai đoạn đồng tạo rift, đôi khi muộn
hơn, hình thành nên các cấu tạo dạng đòa
lũy rất điển hình.
3.3. Lòch sử phát triển đòa chất
Lòch sử phát triển đòa chất khu vực bể
Tư Chính - Vũng Mây gắn liền với lòch sử
hình thành phát triển Biển Đông, bao gồm
các giai đoạn: trước tạo rift, đồng tạo rift,

sau rift và giai đoạn tạo thềm hiện tại.
Hình 12.4. Bản đồ độ sâu móng âm học khu vực bãi Tư Chính (theo VPI, 2004)
405
Chương 12. Bể trầm tích Tư Chính – Vũng Mây
Giai đoạn trước tạo rift
Vào cuối Mesozoi đã xảy ra sự va chạm
giữa mảng Ấn - Úc ở phía Nam và mảng
Âu - Á ở phía Bắc làm cho các khối lục
đòa trong khu vực, trong đó có khối lục đòa
Đông Dương dòch chuyển và trượt theo
phương TB - ĐN, tạo ra một loạt các đứt
gãy và sự trôi dạt của các mảng lục đòa.
Sau va chạm, khu vực Biển Đông bò nâng
cao, được bóc mòn và nhìn chung không có
lắng đọng trầm tích.
Giai đoạn đồng tạo rift
Giai đoạn được bắt đầu vào Eocen? -
Oligocen và kết thúc vào cuối Miocen sớm
với 2 pha tách biệt, pha tạo rift sớm (Eocen
? - Oligocen) và pha tạo rift muộn (Miocen
sớm?).
• Pha tạo rift sớm (Eocen? - Oligocen) là
pha hoạt động kiến tạo quan trọng trong
việc hình thành, phát triển của bể Tư
Chính - Vũng Mây. Các đòa hào, bán
đòa hào được lấp đầy trầm tích từ rất
thô đến thô và mòn. Lớp trầm tích lót
đáy thường là thành tạo molas, sạn sỏi,
cát, bột, sét lẫn các mảnh than, phiến
sét, giàu vật chất hữu cơ. Trầm tích

được lắng đọng trong môi trường đầm
hồ hoặc châu thổ. Các đứt gãy mới và
các đứt gãy hình thành từ trước tái hoạt
động mạnh mẽ theo cơ chế căng giãn là
chính.
• Pha tạo rift muộn (Miocen sớm). Sau
khi kết thúc pha tạo rift sớm vào cuối
Oligocen, có lẽ bề mặt Oligocen đã
được nâng lên, nhiều nơi bò bóc mòn.
Tuy nhiên, sự nâng lên bóc mòn chỉ
xảy ra cục bộ, không đồng nhất. Pha
ngưng nghỉ lắng đọng trầm tích xảy ra
tương đối dài trước khi có các trầm tích
Miocen sớm phủ lên trên tạo ra bề mặt
bất chỉnh hợp khá rõ nét. Có lẽ vào đầu
Miocen sớm, toàn bộ khu vực bò chìm
dưới mực nước biển, môi trường trầm
tích bò thay đổi theo với các trầm tích
sét bột xen kẽ cát kết hạt mòn. Tại các
đới nâng cao, trầm tích Miocen sớm có
lẽ vắng mặt như tại giếng khoan PV -
94 - 2X.
Trong pha tạo rift muộn ít có đứt gãy
mới hình thành, mà chủ yếu là sự tái hoạt
động của các đứt gãy đã được hình thành
từ trước theo cơ chế căng tách là chính.
Đến cuối Miocen sớm, pha hoạt động tạo
rift hoàn toàn ngưng nghỉ. Tuy nhiên, do tài
liệu còn hạn chế nên cũng có ý kiến cho
rằng giai đoạn này tiếp tục hoạt động hình

thành những đòa hào gắn với sự tách giãn
Biển Đông đến Miocen giữa. Cuối Miocen
giữa hơi bò nâng, bào mòn tạo ra bất chỉnh
hợp khu vực.
Giai đoạn sau tạo rift:
Giai đoạn sao tạo rift xảy ra chủ yếu vào
Miocen giữa và kéo dài đến Miocen muộn.
Đây là pha phát triển mở rộng, làm thay đổi
bình đồ cấu trúc khu vực. Vào cuối Miocen
muộn, do pha biển lùi diễn ra tại khu vực
Biển Đông nên bề mặt Miocen này bò nâng
lên, phong hóa và bóc mòn tạo ra một bề
mặt bất chỉnh hợp khu vực. Sau pha biển lùi
là pha biển tiến mạnh mẽ, toàn bộ khu vực
ngập chìm dưới mực nước biển. Những nơi
nâng cao thuận tiện phát triển các ám tiêu
san hô, những nơi trũng được lấp đầy trầm
tích lục nguyên cát, bột, sét. Lượng trầm
tích được lấp đầy nhanh, khối lượng lớn kết
hợp với pha nén ép cục bộ làm cho bình đồ
cấu trúc thay đổi. Có nơi cấu trúc nâng/sụt
406
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
hoán đảo vò trí cho nhau đồng thời diện tích
được mở rộng, toàn bộ khu vực có xu hướng
lún chìm và oằn võng.
Giai đoạn tạo thềm Pliocen - Đệ Tứ
Sau pha biển lùi cuối Miocen, biển tiến
xảy ra trên thềm lục đòa Việt Nam, nước
biển dâng lên làm ngập chìm toàn bộ khu

vực. Trầm tích cát, bột, sét phủ bất chỉnh
hợp lên trầm tích Miocen. Trầm tích này
được lắng đọng trong điều kiện động năng
giảm, do đó tạo ra các lớp gần như nằm
ngang. Tại các đới cao, ám tiêu san hô tiếp
tục phát triển. Sự phát triển các thành tạo
lục nguyên Pliocen - Đệ Tứ đã xóa nhòa
các dấu vết hoạt động đòa động lực của các
pha kiến tạo trước đó đồng thời làm mất
ranh giới các vùng hay các bể trầm tích với
nhau, tạo ra một sự thống nhất trên toàn
thềm lục đòa Việt Nam.
4. Đặc điểm đòa tầng trầm tích
Đòa tầng trầm tích bể Tư Chính - Vũng
Mây được luận giải từ tài liệu đòa chấn và
tài liệu giếng khoan bể trầm tích Nam Côn
Sơn cũng như kết quả giếng khoan PV - 94
- 2X.
Phân tích đòa chấn đòa tầng cho thấy sự
tồn tại các tập đòa chấn được đánh dấu bởi
các mặt phản xạ chính sau đây (Hình 12.5)
[12]:
• Tầng Xanh (Blue): Tương ứng với đáy
Pliocen Đệ Tứ,
• Tầng Xanh lá cây (Green): Tương ứng
bất chỉnh hợp nóc Miocen giữa,
• Tầng Đỏ (Red): Tương ứng nóc Miocen
sớm,
• Tầng Vàng cam (Orange): Tương ứng
nóc Oligocen,

• Tầng Nâu (Brown): Tương ứng nóc
móng trước Đệ Tam.
Kết quả minh giải tài liệu đòa chấn cho
thấy khu vực bể Tư Chính - Vũng Mây được
phủ bởi trầm tích lục nguyên, lục nguyên
carbonat dày từ 2 - 3 km trên những đới cao
đến 6 - 7 km ở trũng sâu (bể Vũng Mây),
chúng có tuổi từ Eocen? - Oligocen đến
Pliocen - Đệ Tứ, được phân thành các phân
vò đòa tầng như sau (Hình 12.6):
Móng trước Đệ Tam
Đặc trưng của móng là các tập phản xạ
đòa chấn mạnh, phẳng, liên tục, tuy nhiên
độ tin cậy đôi khi không được cao, độ liên
tục không được tốt. Móng được cấu thành
bởi các loại đá xâm nhập: granit, granodiorit
và phun trào ryolit, andesit và/hoặc các đá
biến chất như đã gặp ở các giếng khoan
thuộc bể trầm tích Nam Côn Sơn.
Các thành tạo Kainozoi
PALEOGEN
Eocen (?) - Oligocen
Hệ tầng Vũng Mây (E
2
? - E
3
vm)
Nóc Oligocen đặc trưng bởi 2 - 3 pha
phản xạ mạnh, biên độ cao, độ liên tục tốt,
có thể liên quan đến các tập sét, sét than.

Tuy nhiên phần này bò gián đoạn bởi đứt
gãy và có biểu hiện của sự bào mòn, cắt
gọt. Thành phần thạch học chủ yếu gồm
trầm tích lục nguyên hạt từ mòn đến thô
lắng đọng trong các bán đòa hào, phủ trực
tiếp lên móng. Trầm tích hình thành trong
điều kiện sông hồ, vũng vònh, đồng bằng
ven biển.
Khu vực đới nâng Rìa có lẽ là vùng cao
cổ trong thời kỳ Oligocen liên quan đến
hoạt động núi lửa. Trầm tích vụn Oligocen
lắng đọng trong các đòa hào, bán đòa hào
như Phúc Nguyên, Bắc Phúc Tần, TN Vũng
407
Chương 12. Bể trầm tích Tư Chính – Vũng Mây
Mây.
Tại giếng khoan PV-94-2X, lắt cắt
Eocen? - Oligocen gồm cát kết rắn chắc ở
phía trên và các tuf dăm kết có thành phần
là đá phun trào ryolit kiến trúc kiểu porphyr
và các tuf, tufit của chúng [9].
Miocen dưới
Đặc trưng bởi các phản xạ đòa chấn liên
tục phân lớp song song và được coi là mặt
ngập lụt lớn nhất, tách tập trầm tích hạt thô
ở trên và tập hạt mòn ở dưới. Thành phần
thạch học chủ yếu của Miocen dưới là cát,
sét lắng đọng trong môi trường chuyển tiếp
từ các đầm hồ, vũng vònh tương đối tách
biệt sang môi trường đồng bằng ven biển

đến biển nông ven bờ.
Hình 12.5b. Mắt đòa chấn qua bể Tư Chính – Vũng Mây (TC 93- 015)
Hình 12.5a. Các tầng phản xạ đòa chấn khu vực bãi Tư Chính
Orange
408
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
Miocen giữa
Hệ tầng Tư Chính (N
1
2
tc)
Đặc trưng bởi các sóng phản xạ biên độ
mạnh, liên tục bò cắt cụt ở các phần nhô
cao và bò phủ bởi trầm tích Miocen trên
hình thành trong điều kiện nước sâu. Thành
phần thạch học của các thành tạo Miocen
giữa chủ yếu là các tập cát, sét xen kẽ hình
thành trong điều kiện biển ven bờ ở các
phần cao (Tư Chính, Phúc Nguyên, Phúc
Tần) đặc trưng bởi đá vôi dạng thềm hoặc
san hô ám tiêu. Phần dưới của Miocen giữa
chủ yếu là các thành tạo lục nguyên.
Mặt cắt tại giếng khoan TC - 94 - 2X,
Miocen giữa được mở ra đặc trưng bằng các
tập cát kết, sét kết xen kẽ, sét màu đen, sét
vôi màu xám.
Miocen trên
Hệ tầng Phúc Tầân (N
1
3

pht)
Đặc trưng bởi các sóng phản xạ phân
lớp song song, ít bò ảnh hưởng của hoạt
động đứt gãy. Thành phần thạch học chủ
yếu là cát, bột, sét tướng biển và đá vôi
dạng thềm, đá vôi san hô ám tiêu ở các đới
cao.
Trầm tích Miocen trên mở ra ở giếng
khoan PV-94-2X, chủ yếu là đá vôi, đá vôi
san hô xám, trắng, nứt nẻ.
Pliocen - Đệ Tứ
Hệ tầng Biển Đông (N
2
- Q bđ)
Phản xạ đòa chấn phân lớp, độ liên tục
cao. Thành phần thạch học chủ yếu là cát
sét hình thành trong môi trường biển và đá
vôi dạng thềm hoặc san hô ám tiêu ở các
đới cao.
Trầm tích Pliocen - Đệ Tứ thuộc hệ
tầng Biển Đông được mở ra ở giếng khoan
PV-94-2X gồm đá vôi ám tiêu san hô, đá
vôi sinh vật dạng khối chứa nhiều vụn sinh
vật.
5. Các biểu hiện dầu khí
Bể Tư Chính - Vũng Mây nằm kề các
bể trầm tích đã có các phát hiện và khai
thác dầu khí quan trọng là Nam Côn Sơn và
Đông Natuna.
Tại bể Nam Côn Sơn, trong tổng số

trên 60 giếng TKTD đã khoan từ 1974, có
7 giếng phát hiện dầu (12%), 14 giếng phát
hiện khí (23%) 1 mỏ dầu (Đại Hùng), mỏ
khí (Lan Tây) đang khai thác và một số mỏ
khí khác đang được phát triển mỏ (Rồng
Đôi, Hải Thạch [12]).
Tại bể Đông Natuna, mỏ khí D - Alfa
cách lô 134 khoảng 250 km về phía Nam,
có trữ lượng lớn nằm trong tập đá vôi thuộc
hệ tầng Terumbu (Miocen trên). Mỏ khí AP
- 1X của Agip nằm không xa mỏ D - Alfa
và mỏ dầu Bursa - 1X của Agip cách lô 136
khoảng 15 km về phía Nam. Các phát hiện
này đều nằm trong đá vôi ám tiêu san hô
tuổi Miocen muộn [12].
Ngoài các phát hiện dầu khí nói trên,
tại khu vực Tư Chính còn phát hiện thấy
hydrocarbon qua các nghiên cứu về sự rò
rỉ của chúng từ dưới lòng đất lên bề mặt
(seepage studies) do Conoco tiến hành
[12].
Năm 1996, Conoco tiến hành nghiên
cứu không ảnh European Space Agency
(ERS - SAR) và Radarsat Image (Radarsat
- SAR). Cả hai nghiên cứu này đều chỉ ra
các dấu hiệu rò rỉ hydrocarbon (Khalid A.
Soofi, 1998). Nghiên cứu ERS - SAR phát
hiện thấy 4 rò rỉ ở phía ĐN bể Nam Côn Sơn
(bao gồm phần lớn phần Tây lô 133, 134).
Những rõ rỉ này nằm ở phía Tây lô 134 và

dường như có liên quan đến hệ thống đứt
409
Chương 12. Bể trầm tích Tư Chính – Vũng Mây
Hình 12.6. Cột đòa tầng tổng hợp bể Tư Chính - Vũng Mây
410
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
gãy ở phía Tây cấu tạo Phúc Nguyên Nam
(cấu tạo Anh Đào). Các hình ảnh Radarsat
- SAR thu được vào tháng 2/1997 bao phủ
80% diện tích phía Tây lô 133, 134. Mặc
dù không phát hiện thấy nhiều điểm rò rỉ
như trong tài liệu ERS - SAR nhưng đã phát
hiện ra một vùng dầu tràn lớn (large spill) ở
TN lô 134 gần kề với hệ thống đứt gãy ĐB
- TN ở phía Tây cấu tạo Phúc Nguyên Nam
(cấu tạo Anh Đào). Một số dò thường khác
cũng bắt gặp ở TB lô 133 cũng trùng với hệ
thống đứt gãy của cấu tạo Cẩm Chướng.
Những rò rỉ phát hiện bởi ảnh viễn
thám ở lô 133, 134 rất có ý nghóa bởi chúng
có thể liên quan trực tiếp tới sự tồn tại hệ
thống dầu khí dưới sâu ở khu vực này.
6. Hệ thống dầu khí
6.1. Đá sinh
Ở bể Tư Chính - Vũng Mây có khả
năng tồn tại 2 nguồn đá mẹ: sét và sét than
tuổi Oligocen và Miocen sớm. Tiềm năng
đá mẹ tuổi Oligocen và Miocen sớm đã
được phát hiện ở nhiều giếng khoan của bể
Nam Côn Sơn ngay phía Tây đới nâng Rìa.

Đây là các tầng đá mẹ phổ biến trong khu
vực. Dự kiến chúng có thể tồn tại trong các
trũng Phúc Nguyên, phụ bể TN hoặc phụ
bể TB Vũng Mây.
Các nghiên cứu đòa nhiệt ở phía Đông
bể trầm tích Nam Côn Sơn cho thấy dòng
đòa nhiệt thay đổi từ 60 mW/m
2
tại 35 triệu
năm đến 70 - 72 mW/m
2
tại 10 triệu năm
sau đó giảm xuống 60 - 62 mW/m
2
như hiện
nay.
Khi nghiên cứu mô hình đòa hóa ở khu
vực lô 133, 134, Conoco nhận thấy đá mẹ
tuổi Miocen trên, Miocen giữa hiện chưa
trưởng thành hoặc bắt đầu trưởng thành.
Cửa sổ tạo dầu bắt đầu từ 2.900 m đến 3.500
m trong các tập Miocen dưới và Oligocen
trên. Ở phần sâu hơn, điểm tạo condensat
lớn nhất trong khoảng 3.400 – 4.500 m
tương ứng Miocen dưới - Oligocen. Đá mẹ
Oligocen nằm chủ yếu trong đới sinh khí
khô với cửa sổ từ 4.400 – 4.900 m. Về thời
gian, đá mẹ Oligocen bắt đầu sinh dầu tại
26 triệu năm. Đá mẹ Miocen sớm bắt đầu
sinh dầu ở 15 triệu năm và đạt đỉnh tạo

consensat ở 5 triệu năm [10].
Năm 1993 khi minh giải tài liệu TC -
93, PVEP và DMNG đã thiết lập mô hình
đòa hóa và thấy rằng vào cuối Oligocen, đá
mẹ đạt độ trưởng thành ở khu vực đòa hào
cổ Phúc Nguyên và bể Nam Côn Sơn. Đỉnh
tạo dầu ở đòa hào Phúc Nguyên là Miocen
sớm và hiện nay, đây là vùng sinh khí.
Đá mẹ ở đòa hào Bắc Phúc Tần và Nam
phụ bể Tây Bắc Vũng Mây đạt cửa sổ tạo
dầu vào cuối Miocen sớm, đỉnh tạo dầu vào
Miocen giữa và hiện tại đang sinh cả dầu
lẫn khí. Đá mẹ ở phụ bể TN Vũng Mây đạt
cửa sổ tạo dầu vào Miocen giữa, đỉnh tạo
dầu vào Miocen muộn và hiện đang sinh
cả dầu lẫn khí.
Đá mẹ ở phần Bắc phụ bể TB Vũng
Mây đạt cửa sổ tạo dầu vào Miocen giữa -
Pliocen. Hiện tại, đá mẹ Oligocen còn đang
sinh dầu. Đá mẹ Miocen sớm nếu tồn tại có
thể làm tăng thêm tiềm năng sinh của đòa
hào Phúc Nguyên và bể trầm tích Nam Côn
Sơn, nơi hiện chúng vẫn trong giai đoạn tạo
dầu [2]. Tuy nhiên các nghiên cứu trên đây
đều dựa vào điều kiện đòa nhiệt của bể
Nam Côn Sơn, nó có thể không phù hợp với
bể Tư Chính - Vũng Mây. Bởi vậy, mô hình
đòa hóa của bể Tư Chính - Vũng Mây còn
411
Chương 12. Bể trầm tích Tư Chính – Vũng Mây

mang yếu tố giả đònh, cần phải được đầu tư
nghiên cứu trong thời gian tới, đặc biệt khi
có tài liệu khoan thăm dò.
Khoảng cách giữa nguồn đá mẹ và
các cấu tạo có khả năng chứa rất ngắn do
đó thuận lợi cho sự di cư, tích tụ dầu khí.
Các hydrocarbon có thể tích tụ vào các
tập cát kết tuổi Oligocen, Miocen sớm.
Hydrocarbon cũng có thể dòch chuyển theo
chiều thẳng đứng theo các đứt gãy lên các
tập cát kết Miocen giữa - trên hoặc nạp
vào các thể đá vôi thuộc hệ tầng Tư Chính,
Phúc Tầân.
6.2. Đá chứa
Đá chứa tiềm năng ở bể Tư Chính -
Vũng Mây có thể là granit phong hóa nứt
nẻ, cát kết tuổi Oligocen - Miocen và đá
vôi Miocen giữa - muộn - Pliocen sớm [2,
3, 6, 10, 11, 12].
Granit phong hóa nứt nẻ là tầng chứa
quan trọng ở bể Cửu Long, chứa dầu khí ở
mỏ Đại Hùng thuộc bể Nam Côn Sơn. Ở
Tư Chính, móng granit có thể gặp ở đới cao
Tư Chính, Đông Sơn, Phúc Nguyên - Phúc
Tần. Tài liệu trọng lực và các dò thường đòa
chấn cho phép dự báo sự tồn tại các đới nứt
nẻ với mật độ thấp ở trong móng này.
Cát kết Oligocen hình thành trong
môi trường châu thổ đầm hồ có khả năng
chứa nhưng chất lượng không cao. Cát kết

Miocen sớm hạt mòn, pha bột, rắn chắc nên
khả năng chứa kém đến trung bình. Cát kết
Miocen giữa của hệ tầng Tư Chính cũng
chứa tốt. Tại giếng khoan PV - 94 - 2X, cát
kết Miocen giữa có độ rỗng rất tốt từ 28
- 33%. Cát kết Miocen trên của hệ tầng là
tầng chứa tốt nhất ở khu vực này.
Đá vôi phát triển khá phổ biến ở đòa
lũy Tư Chính, đới cao Phúc Nguyên - Phúc
Tần, đới cao Vũng Mây, tuổi từ Miocen
giữa đến hiện tại. Giếng khoan PV - 94 -
2X bắt gặp đá vôi từ khoảng 1650 m đến
đáy biển có xen kẽ các tập sét, sét vôi, cát
thạch anh, độ rỗng lớn, từ 20 - 30%.
6.3. Đá chắn
Đá chắn khu vực ở bể Nam Côn Sơn và
vùng lân cận là tập sét biển tuổi Pliocen -
Đệ Tứ của hệ tầng Biển Đông. Tập sét này
có mặt ở hầu khắp khu vực bể Tư Chính
- Vũng Mây, ngoại trừ các đới nâng cao,
nơi đá vôi phát triển lên đến tận đáy biển.
Ngoài ra, có lẽ là các tập sét biển ở phần
trên của Miocen sớm, bắt gặp trong hầu hết
các giếng khoan ở bể Nam Côn Sơn. Tập
sét này có thể tương ứng với tập sét Rotalia
ở bể Cửu Long (Todd và nnk, 1993).
Các tập đá chắn nằm xen kẽ không
mang tính khu vực cũng có thể tồn tại và
phát triển trong Oligocen và Miocen sớm.
Do biển tiến bắt đầu từ Miocen nên các

tập cát châu thổ Miocen có thể được phủ
bởi các tập sét này. Phần trên của Miocen
sớm, Miocen muộn có thể tồn tại các tập
sét biển và sét vôi.
Năm 1998, Conoco nghiên cứu khả
năng chắn của sét, xác đònh áp suất mao
dẫn khi bơm thủy ngân lên mẫu vụn sét
lấy từ giếng 06 - HDB - 1X (Miocen dưới,
Oligocen trên) và giếng 06 - HDN - 1X
(Pliocen dưới) ở bể Nam Côn Sơn sát ngay
phía Tây bể Tư Chính - Vũng Mây. Kết
quả cho thấy sét Oligocen trên có khả năng
chắn từ trung bình đến tốt và sét Pliocen
dưới có khả năng chắn rất cao.
6.4. Dòch chuyển và tạo bẫy
Hydrocarbon được hình thành từ cuối
412
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
Oligocen - Miocen sớm với đỉnh cửa sổ
tạo dầu vào Miocen sớm ở khu vực đòa hào
Phúc Nguyên; Miocen giữa ở đòa hào Bắc
Phúc Tần, phần Nam phụ bể TB Vũng Mây
và Miocen muộn - Pliocen sớm vùng Bắc
phụ bể TB Vũng Mây cũng như phụ bể TN
Vũng Mây.
Như vậy, dầu bắt đầu di cư từ Miocen
sớm, Miocen giữa hoặc Miocen muộn -
Pliocen tùy thuộc từng đơn vò cấu trúc đòa
chất.
Khi thiết lập các bản đồ cấu tạo theo

các mặt phản xạ đòa chấn cho thấy đa phần
các cấu tạo và các trũng hoặc đòa hào đều
phát triển từ Oligocen đến Miocen muộn.
Chiều dày trầm tích Oligocen thay đổi từ
500 m đến 6.500m và Miocen dưới từ 2.000
- 3.000m. Điều này cho thấy tập trầm tích
này rất dày, có khả năng tồn chứa một
lượng lớn hydrocarbon.
Phần lớn đá mẹ trong các vùng sinh ở
đòa hào Phúc Nguyên, Bắc Phúc Tần và
phần Nam của phụ bể, TB Vũng Mây đã
ở vào giai đoạn tạo dầu trước khi xảy ra
các hoạt động nghòch đảo vào Miocen giữa.
Vào thời kỳ nghòch đảo, các trũng ở Bắc
Phúc Tần, TB Vũng Mây chòu ảnh hưởng
nâng lên và đứt gẫy. Điều này làm cho
quá trình sinh dầu bò đình trệ và một lượng
hydrocarbon bò thất thoát. Đòa hào Phúc
Nguyên cũng chòu một phần của hoạt động
nghòch đảo nhưng không bò nhiều đứt gẫy
do đó hy vọng hydrocarbon còn được giữ
trong bẫy đã nạp trước đó hoặc tái nạp vào
các bẫy mới kề cận [12].
Đối với các vùng chòu ảnh hưởng nghòch
đảo mạnh thì quan hệ tương đối giữa thời
gian tạo bẫy và thời gian nạp là rất quan
trọng. Tuy nhiên vần đề này không ảnh
hưởng ở phụ bể TN Vũng Mây và phần Bắc
phụ bể TB Vũng Mây, nơi đỉnh tạo dầu là
Pliocen tức là sau pha nghòch đảo. Phần còn

lại, các bẫy có thể được phân chia trên cơ
sở ảnh hưởng nghòch đảo như sau [10]:
• Các bẫy hình thành trước và không bò
phá hủy do nghòch đảo gặp ở đới cao
Phúc Nguyên - Phúc Tần, phía Tây đới
cao Tư Chính và phần ĐB bể Nam Côn
Sơn. Các bẫy đòa tầng hình thành trong
Oligocen và Miocen sớm cũng thuộc
loại này và được xem là có triển vọng
cao.
• Các bẫy hình thành trước nghòch đảo
nhưng bò phá hủy và tái tạo trong quá
trình nghòch đảo: phụ thuộc vào điều
kiện đòa chất hiện tại mà nghòch đảo có
thể tạo sự thất thoát và bẫy có thể mất
một phần hay toàn phần sản phẩm đã
nạp.
• Các bẫy hình thành sau nghòch đảo: cần
được xem xét từng trường hợp cụ thể.
Bẫy hình thành quá muộn để có thể tiếp
nhận sản phẩm nạp cũng có thể là bẫy
khô.
Hiện tại điều kiện nạp tốt nhất tồn tại
ở phía Đông đới cao Phúc Nguyên - Phúc
Tần và ở đòa hào Phúc Nguyên. Đới nạp ở
đây có nguồn sinh lớn bao bọc và còn đang
trong pha tạo dầu.
6.5. Play hydrocarbon và các dạng bẫy
6.5.1. Play hydrocarbon
Khu vực bãi Tư Chính chưa có hoạt

động khoan TKTD (ngoại trừ giếng PV - 94
- 2X) do đó quan điểm play ở đây được xem
là tương tự như bể Nam Côn Sơn và Natuna
kế cận [3, 12]. Bốn play chính đã được phát
hiện là:
413
Chương 12. Bể trầm tích Tư Chính – Vũng Mây
Play 1 - Móng Trước Đệ Tam mới gặp
sản phẩm dầu khí, ở Đại Hùng nơi thành
phần thạch học là granit nứt nẻ. Khu vực
Tư Chính hy vọng cũng bắt gặp các thể
granit tương tự. Nhưng nếu đá móng là các
thành tạo núi lửa thì tiềm năng dầu khí sẽ
rất hạn chế.
Play 2 - Trầm tích lục nguyên hệ tầng
Vũng Mây tuổi Oligocen tuy không có đặc
tính chứa tốt như các tập trên nhưng cũng là
mục tiêu cho công tác TKTD dầu khí.
Play 3 - Trầm tích cát kết tuổi Miocen
dưới - giữa phân bố tương đối rộng rãi, cạnh
nguồn sinh đã trưởng thành.
Play 4 - Đá vôi tuổi Miocen, phát triển
từ Miocen giữa đến Miocen trên và đầu
Pliocen. Các phát hiện khí quan trọng ở
Nam Côn Sơn và Đông Natuna đều nằm
trong đá vôi này.
6.5.2. Các dạng bẫy chứa
Ở khu vực bể Tư Chính có thể bắt gặp 4
dạng bẫy phát triển riêng biệt hoặc kết hợp
có khả năng tiếp nhận dầu khí [11, 12]:

Các khối - đứt gãy kiến tạo đặc trưng
cho các hoạt động căng giãn xảy ra từ
Paleocen đến Miocen sớm, giữa. Các bẫy
dạng này phụ thuộc vào độ kín của đứt
gãy. Cơ chế chắn kín dựa trên hoặc là các
thể sét lấp đầy bề mặt đứt gãy hoặc là sự
không trùng khớp của các thân cát, sét qua
bề mặt đứt gãy (Hình 12.7, 12.8, 12.9).
Các khối đứt gãy nghiêng thường rất
phổ biến; chúng khép kín 3 chiều với đứt
gãy hoặc khép kín 2 chiều với 2 đứt gãy.
Các cấu tạo vòm phát triển hoặc do hệ
quả của các nén ép ngang của các đứt gãy
căng giãn hoặc do sự nghòch đảo của các
cấu trúc âm mà không làm biến dạng đáng
kể các đứt gãy. Các vòm dạng cuốn đảo
ngược hướng dốc (roll - over) có thể khép
kín 4 chiều, hoặc khép kín nhờ đứt gãy.
Chúng thường phát triển ở cánh treo của
đứt gãy lớn do hệ quả của nén ép ngang và
quá trình cố kết tạo đá. Các cấu tạo dạng
hoa (flower structure) ít phát triển ở bãi Tư
Chính. Chúng thường liên quan đến đứt gãy
dòch trượt ngang, phát triển trong Miocen
giữa. Các bẫy dạng kế thừa đòa hình cổ của
móng nhô cao, có khép kín 4 chiều hoặc
khép kín nhờ đứt gãy.
Móng phong hóa nứt nẻ tồn tại dưới 2
dạng: dạng liên quan đến đỉnh các khối đòa
lũy và dạng liên quan đến các khối đứt gãy

xoay. Các bẫy dạng này có thể khép kín 3
chiều và đứt gãy, hoặc 2 chiều và đứt gãy.
Các bẫy đòa tầng có 4 loại bẫy đòa tầng
tồn tại ở khu vực Tư Chính - Vũng Mây: Các
thể quạt bồi tích - sông (alluvial - fluvial),
các quạt ở sườn dốc lục đòa (submarine
slope fans), các vát nhọn đòa tầng và các
bẫy chứa nằm dưới bất chỉnh hợp góc do
bào mòn (Hình 12.10). Hai loại bẫy đầu liên
quan đến sự biển đổi tướng đá theo chiều
ngang của các quạt bồi tích, sông hoặc dốc
lục đòa từ cát kết sang sét bột hoặc sét. Ở
các đới vát nhọn, bẫy chứa là các thân cát
tuổi Oligocen, Miocen sớm vát nhọn về
phía các cấu trúc cao hơn. Tầng chắn là các
tập sét xen kẽ. Các bẫy nằm kế dưới bất
chỉnh hợp góc do bào mòn hình thành do sự
cắt gọt của các tập cát kết bò nâng lên có
thế nằm dốc nghiêng. Tầng chắn là các tập
sét xen kẽ và các tập sét phủ trên nó.
Các thể đá vôi: Các thể đá vôi dạng
khối xây (build - up) thường có khép kín 4
chiều phát triển trên các đóa lũy hoặc trên
cánh cao của các cấu tạo dạng khối đứt gãy
(Hình 12.11).
414
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
Một dạng bẫy khác liên quan đến sự
thay đổi thành phần thạch học của đá vôi.
Đó là các thể ám tiêu san hô phát triển ở

các rìa thềm đá vôi. Chúng thường có độ
rỗng, độ thấm rất cao và có thể biến đổi
theo chiều ngang bởi các thể bùn vôi tướng
hồ rắn chắc, các tập sét tướng biển khơi.
7. Tiềm năng tài nguyên dầu khí
Bể Tư Chính - Vũng Mây được đánh giá
là có tiềm năng triển vọng dầu khí cao mặc
dù chưa có các hoạt động khoan tìm kiếm
thăm dò dựa trên các yếu tố cơ bản sau:
• Tồn tại các yếu tố cấu kiến tạo mà ở đó
lớp phủ trầm tích Đệ Tam đều dày trên
3 km, chiều dày tối thiểu để dầu khí có
thể sinh thành, dòch chuyển và tích tụ
tạo mỏ.
• Tồn tại các bẫy chứa rất đa dạng có khả
năng tiếp nhận các tích tụ dầu khí thành
mỏ.
• Tồn tại các loại đá chứa có khả năng
tiếp nhận dầu khí như đá vôi Miocen
giữa - muộn - Pliocen, cát kết Oligocen
- Miocen và móng granit nứt nẻ.
• Tồn tại các vùng sinh với đá mẹ là
than, sét than tuổi Oligocen và sét tuổi
Miocen sớm có khả năng sinh dầu, khí.
• Khu vực bãi Tư Chính nằm kế cận với
bể Nam Côn Sơn và Đông Natuna nơi
đã có hàng loạt các phát hiện và đang
khai thác dầu khí.
Về tiềm năng trữ lượng có nhiều đánh
giá khác nhau. Chương trình VITRA - 1 cho

rằng tiềm năng dầu khí khu vực Tư Chính
- Vũng Mây vào khoảng 800 - 900 triệu tấn
quy dầu, chủ yếu phân bố ở play 2 và play
3 (Hình 12.12)). Các đánh giá của Công ty
Hình 12.7. Mặt cắt đòa chấn cấu tạo A
415
Chương 12. Bể trầm tích Tư Chính – Vũng Mây
PVEP cho rằng tiềm năng thu hồi ở đây vào
khoảng 560 triệu tấn [15]. Công ty Conoco
và PIDC khi đánh giá 3 cấu tạo triển vọng
nhất ở lô 133, 134 để chuẩn bò khoan TKTD
đã cho con số tiềm năng từ 630 triệu đến
1.600 triệu tấn nếu là dầu hoặc từ 10 TCF
(285,7 tỷ m
3
) đến 30 TCF (857,1 tỷ m
3
) nếu
là khí [12].
Hình 12.8. Mặt cắt đòa chấn cấu tạo B
Hình 12.9. Mặt cắt đòa chấn cấu tạo C
416
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
Dù các con số về tiềm năng dầu khí
được đánh giá khác nhau nhưng nhìn chung
khu vực bể Tư Chính - Vũng Mây vẫn được
coi là rất có tiềm năng triển vọng dầu khí.
8. Kết luận
Bể Tư Chính - Vũng Mây mặc dù đã
được bắt đầu nghiên cứu từ những năm 70

của thế kỷ trước, nhưng cho đến nay mới
chỉ có các lô 133, 134 được nghiên cứu chi
tiết, còn các vùng khác mới chỉ có mạng
lưới khảo sát đòa chấn khu vực thăm dò sơ
bộ, nên mới chỉ khái quát được những nét
cơ bản về cấu trúc đòa chất và hệ thống dầu
Hình 12.11. Mặt cắt đòa chấn tuyến TC-93-21, Tây Nam bể Tư Chính – Vũng Mây, cho thấy đá vôi Miocen
muộn phát triển trên khối đòa lũy
Hình 12.10. Mặt cắt đòa chấn tuyến TC-93-44 cho thấy khả năng tồn tại
các quạt dưới biển (submarine fan) và turbidit
417
Chương 12. Bể trầm tích Tư Chính – Vũng Mây
khí của vùng nghiên cứu. Do bể Tư Chính
- Vũng Mây có cấu trúc đòa chất rất phức
tạp, tài liệu còn hạn chế nên còn nhiều vấn
đề chưa rõ và tồn tại các ý kiến đánh giá
khác nhau về cơ chế tạo bể, lòch sử phát
triển đòa chất khu vực và tiềm năng dầu
khí. Mặc dù vậy các nhà đòa chất đều nhất
trí cho rằng bể Tư Chính - Vũng Mây có
trầm tích Đệ Tam dày (6 - 7 km), lấp đầy
các đòa hào, bán đòa hào và trũng sâu, với
nhiều play và kiểu bẫy khác nhau có khả
năng chứa dầu khí. Bởi vậy, cần phải đẩy
mạnh công tác nghiên cứu và thăm dò dầu
khí trong thời gian tới.
Hình 12.12. Phân bố tiềm năng dầu khí theo play
Bểâ Tư Chính-Vũng Mây
0
50

100
150
200
250
300
350
400
450
Play 1 P lay 2 P lay 3 P lay 4
Tr. tấn quy dầu
418
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
1. Nguyen Quang Bo & JR (Fina),
11/1991. Mekong, South Con Son
and Natuna Sea Basins - Regional
Geological Study.
2. Nguyễn Quang Bô, Nguyễn Du Hưng
và nnk, Hà Nội, 9/1995. Khu vực Bãi
Tư Chính trong Bình đồ Cấu trúc TLĐ
Đông Nam Việt Nam.
3. BP/STATOIL, 8/1992. A Technical
Assessment of the Hydrocarbon
Prospectivity of Blocks 6 and 12E, Nam
Con Son Basin.
4. Conoco Vietnam E & P B/V, March
1998. Integration and Interpretation of
Gravity and Magnetic Data for Blocks
133 & 134 Offshore Vietnam.
5. Conoco Vietnam E & P B/V, June
1998. Reconnaissance Description

and Depositional Environmental
Interpretation of Cores from the Nam
Con Son Basin, Offshore Vietnam.
6. Conoco - PVSC, Hanoi, February
1998. Regional Reservoir Distribution
and Paleogeography of Middle Miocen,
Lower Miocen and Oligocen Formation
in the Nam Con Son Basin.
7. Conoco Vietnam E & P B/V, August
1998. Vietnam Deepwater Blocks 133
& 134 Evaluation Report.
8. V.V. Kudelkin, N. Q. Bo and others,
November 1994. Geological Study of
TC - 93 Area.
9. PVEP, Tp. HCM, Tháng 1/1995. Báo
cáo Tổng kết Đòa chất Giếng khoan PV
- 94 - 2X, Cấu tạo Tư Chính.
10. PVEP - DMNG, HCMC, Tháng
12/1996. Intermediate Report on Current
Interpretation of TC - 95 Seismic Data.
11. PVEP - PVSC, Tp. HCM, Tháng
8/1997. Đánh giá Tiềm năng Dầu Khí ở
Các Vùng Tranh chấp, Chồng lấn thuộc
TLĐ và Đặc quyền Kinh tế của Việt
Nam: Vùng Nhậy cảm ở Khu vực Tây
Trường Sa (Vùng 2).
12. PVSC - Conoco, HN, March 2000.
Seismic Data Interpretation Western
Part of Blocks 133 & 134 Nam Con Son
Basin.

13. BP Exploration Operating Co., Ltd,
Nov. 2003. Composition and Gross Heat
Value of Nam Côn Sơn Gas.
14. PVEP, Tp. HCM tháng 8/2002. Đánh
giá kết quả công tác TDKT dầu khí giai
đoạn 2001 - 2002, kế hoạch TDKT giai
đoạn 2003 - 2005 và phương hướng đến
2010 trên các khu vực do PVEP quản
lý.
15. PV-NORAD. Báo cáo chương trình
“VITRA-1”.
Tài liệu tham khảo