Địa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam - Chương 11 pptx

Chửụng
Beồ tram tớch
Malay-Thoồ Chu
vaứ
taứi nguyeõn
dau kh
ớ
11
359
Chương 11. Bể trầm tích Malay - Thổ Chu và tài nguyên dầu khí
Bể Malay - Thổ Chu nằm ở vònh Thái
Lan, phía Đông là vùng biển Tây Nam
Việt Nam, phía Đông Bắc là vùng biển
Campuchia, phía Tây Bắc và Tây là vùng
biển Thái Lan và phía Tây Nam là vùng
biển Malaysia (Hình 11.1). Về cấu trúc, bể
1. Giới thiệu
Hình 11.1. Thềm lục đòa Tây Nam Việt Nam trong khung cảnh vònh Thái Lan
(Theo tài liệu của Fina Exp.Minh Hải,1992; Phùng Só Tài, 2001)
360
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
có dạng kéo dài theo hướng tây bắc - đông
nam, tiếp giáp với bể Pattani phía Tây Bắc,
bể Penyu phía Nam và bể Tây Natuna phía
Đông Nam, còn phía Đông là đới nâng
Khorat-Natuna. Chiều dày tầng trầm tích
của bể có thể đạt đến 14 km [22]. Thềm
lục đòa Tây Nam Việt Nam (TLĐTN) là
vùng rìa Đông Bắc của bể Malay - Thổ
Chu, kéo dài theo hướng TB - ĐN với diện
tích khoảng 100.000 km

2
, chiếm xấp xỉ
31% tổng diện tích vùng biển chung, bao
gồm các lô 37, 38, 39, 40, 41, 42, 43, 44, 46,
48/95, 50, 51, B, 52/97.
Đáy biển hiện đại của vùng TLĐTN
không vượt quá 50 - 70m nước, trầm tích
đáy được hình thành chủ yếu do sóng biển
và tác động của dòng thuỷ triều, các vật
liệu trầm tích phù sa đưa từ sông không
đáng kể ; ở khu vực Hà Tiên - Phú Quốc
quá trình thành tạo đáy biển còn chòu ảnh
hưởng của quá trình phong hoá hoá học. Về
phía ĐN có một số vònh nhỏ khá sâu đâm
thẳng vào bờ tạo nên vùng chìm xuống ở
khu vực cửa sông. Về phía TB bờ vũng vònh
đặc trưng bởi các dải đá ngầm, đòa hình khá
phức tạp, tồn tại nhiều bãi san hô, đặc biệt
là ở vùng các đảo Phú Quốc và Thổ Chu.
Bể Malay - Thổ Chu là bể trầm tích có
tiềm năng dầu khí lớn trong khu vực. Từ rất
sớm ở đây đã có các hoạt động tìm kiếm
thăm dò và khai thác dầu khí và hiện nay
là vùng khá hấp dẫn các nhà đầu tư nước
ngoài vào lónh vực này này.
2. Lòch sử nghiên cứu, tìm kiếm thăm dò
và khai thác dầu khí
Ngay từ thập kỷ 60 các công ty dầu
khí quốc tế lớn như Total, Mobil, Esso,
Unocal, đã quan tâm đầu tư tìm kiếm thăm

dò dầu khí ở vùng vònh Thái Lan. Song các
hoạt động nghiên cứu, tìm kiếm thăm dò
dầu khí ở phần TLĐTN được triển khai
muộn hơn so với các vùng chung quanh.
Từ năm1973 công tác tìm kiếm bắt đầu
bằng khảo sát 1.790 km tuyến đòa vật lý
của Mandrel với mạng lưới 50km x 50km;
năm 1980 tàu đòa vật lý Liên Xô (cũ) đã
khảo sát 1.780 km tuyến đòa chấn khu vực
với mạng lưới 65 km x 65 km. Năm 1988
tàu đòa vật lý “Viện sỹ Gubkin” đã khảo
sát 4.000 km tuyến đòa chấn, từ và trọng
lực thành tàu với mạng lưới 20km x 30km
và 30km x 40km trên diện tích 58.000 km
2
.
Từ năm 1990 nhà thầu FINA đã tiến hành
khảo sát 11.076 km tuyến đòa chấn (VF-90)
trên phần lớn diện tích thuộc TLĐTN (gồm
8 lô 46, 47, 48, 50, 51, 53, 54, 55) nhằm
đánh giá tổng quan triển vọng dầu khí của
vùng này để lựa chọn các lô ký hợp đồng
PSC. Trên cơ sở đó năm 1991 PETROFINA
đã ký hợp đồng chia sản phẩm (PSC) với
PETROVIETNAM trên các lô 46, 50, 51.
FINA đã khảo sát bổ sung 4.000 km tuyến
đòa chấn 2D (VF92) và 466 km
2
đòa chấn
3D. Sau đó PETROFINA đã tìm kiếm thăm

dò trên các lô nói trên, trong đó có nhiều
giếng phát hiện dầu khí.
Công ty Unocal (Mỹ) đã ký hợp đồng
PSC với Tổng công ty Dầu Khí Việt Nam ở
các lô B (1996) và lô 48/95 (1998). Unocal
đã khảo sát 4.663 km tuyến đòa chấn 2D
với mạng lưới chi tiết 0. 5 km x 0. 5 km và
1.264 km
2
đòa chấn 3D. Năm 1997 công ty
này đã tiến hành khoan thăm dò 2 giếng
B-KQ-1X và B-KL-1X, trong đó giếng B-
KL-1X đã phát hiện khí công nghiệp và đã
chuyển sang giai đoạn thẩm lượng cho lô
này. Năm 1999 Unocal đã ký hợp đồng PSC
361
Chương 11. Bể trầm tích Malay - Thổ Chu và tài nguyên dầu khí
lô 52/97 và đã tiến hành khảo sát 1.813 km
2

đòa chấn 3D. Năm 2000 Unocal đã khoan
thăm dò phát hiện khí ở cấu tạo Ác Quỷ,
Cá Voi và năm 2004 phát hiện khí ở cấu
tạo Vàng Đen.
PM-3 là vùng thoả thuận thương mại
giữa Việt Nam và Malaysia (CAA). Tại đây
nhà thầu IPC sau đó là Lundin đã tiến hành
thăm dò và đã phát hiện hàng loạt các cấu
tạo chứa dầu khí như Bunga Kekwa, Bunga
Raya, Bunga Orkid. . . Trong đó mỏ dầu khí

Bunga Kekwa - Cái Nước đã đưa vào khai
thác từ năm 1997. Đến nay đã đưa thêm 2
mỏ nữa vào khai thác là Bunga Raya và
Bunga Seroja.
3. Đặc điểm cấu kiến tạo
3.1. Phân tầng cấu trúc
Cấu trúc đòa chất bể Malay - Thổ Chu
có đặc điểm chung của các bể trầm tích
Việt Nam là có hai tầng chính: Trước Đệ
Tam và Đệ Tam [20,25,26].
Tầng cấu trúc trước Đệ Tam (Hình
11.2) được thành tạo bởi nhiều pha khác
nhau trong thời kỳ trước Rift bò uốn nếp và
phân dò mạnh bởi các hệ thống đứt gãy với
các hướng khác nhau, có thành phần thạch
học không đồng nhất và có tuổi khác nhau
ở các bể trầm tích [2, 3, 5]. Tầng này bao
gồm toàn bộ phức hệ móng cố kết, biến
tính carbonat, đá phun trào, xâm nhập có
tuổi Paleozoi, Mesozoi. Phức hệ này lộ ra
và quan sát thấy ở các đảo và vùng ven rìa
Tây Nam Bộ.
Trong các giếng khoan do công ty Fina
(lô 46, 50, 51) và Unocal (lô B, 48/95, 52)
thực hiện mới chỉ gặp đá móng trước Đệ
Tam tại một số khu vực ở các đới nâng cao
thuộc rìa B - ĐB của bể. Đá móng gặp tại
đây chủ yếu là các đá biến chất ở mức độ
Hình 11.2. Lược đồ mặt cắt ngang qua Thềm lục đòa Tây Nam Việt Nam
(Theo tài liệu của Fina Exp.Minh Hải,1992; Phùng Só Tài,2001)

362
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
thấp thuộc tướng đá phiến lục, đá phylit,
phiến sericit xen kẽ cát bột kết dạng quarzit
(46-CN-1X, 46-KL. 1X, B-KQ. 1X) có thể
thuộc loạt Khorat tuổi Mesozoi. Đá vôi tuổi
từ Carbon muộn đến Jura đã được phát hiện
trong giếng khoan Bunga Raya (lô PM-3).
Tuy nhiên, nghiên cứu đòa chất khu vực
Hà Tiên và các đảo trong vùng cho phép
dự đoán tuổi của đá vôi và lục nguyên là
Paleozoi và Mesozoi. Ở bể Malay - Thổ
Chu đá móng chủ yếu là các đá lục nguyên
biến chất ở mức độ thấp, đá vôi tuổi từ
Carbon muộn đến Jura [5]. Tầng móng
trước Đệ Tam được đánh dấu bằng tập đòa
chấn SHB và nhận biết được bởi các đặc
trưng trường sóng đòa chấn yếu hoặc không
có phản xạ, hỗn độn không phân dò hoặc
phân dò kém [4].
Tầng cấu trúc Đệ Tam là tầng trầm
tích Paleogen - Neogen - Q, phủ trực tiếp
lên tầng móng tuổi trước Đệ Tam, hình
thành và phát triển cùng quá trình thành
tạo bể Đệ Tam từ Oligocen đến hiện đại.
Trầm tích Đệ Tam trong bể Malay - Thổ
Chu chủ yếu là lục nguyên có nơi dày 9
- 14 km. Trong đó phần TLĐTN có chiều
dày trầm tích Đệ Tam lớn nhất khoảng
4.000 m. Trầm tích Oligocen gồm chủ yếu

là sét kết xen kẽ với những lớp mỏng bột
kết, cát kết và các lớp than, đôi chỗ có
các lớp đá carbonat màu trắng, cứng chắc.
Trầm tích Miocen bao gồm chủ yếu là sét
kết xám xanh, xám sáng xen kẽ các lớp
cát kết hạt mòn xen kẻ ít than. Trầm tích
Pliocen phân bố rộng khắp trong bể và có
chiều dày tương đối ổn đònh, phủ bất chỉnh
hợp theo kiểu kề áp, tựa đáy, cắt cụt trên
trầm tích Miocen, có thành phần thạch học
gồm sét, bột xám, xám xanh mềm dẻo xen
các lớp cát bở rời, chủ yếu hạt nhỏ, đôi chỗ
hạt trung, thô. Dựa vào đặc điểm cấu trúc
và lòch sử phát triển của các phức hệ đòa
chất, tầng cấu trúc này có thể phân chia ra
các phụ tầng cấu trúc: Oligocen, Miocen và
Pliocen - Đệ Tứ.
3.2. Các yếu tố cấu trúc và kiến tạo
3.2.1. Các đơn vò cấu trúc
Cùng với các bể trầm tích chính ở Vònh
Thái Lan như thềm Khơme và trũng Pattani
(Petroconsultant 1988), bể Malay - Thổ
Chu được hình thành do quá trình tách giãn
kéo toác dưới ảnh hưởng của đứt gãy Three
Pagodas. Hệ thống đứt gãy của bể ở phía
Bắc chủ yếu có hướng kinh tuyến, còn phía
Nam chủ yếu là hướng TB - ĐN với các cấu
trúc chính: Đơn nghiêng ĐB, Đơn nghiêng
TN, Đòa hào ĐB, Đòa luỹ Trung tâm và Đòa
hào Trung tâm.

TLĐTN là nơi gặp nhau của trũng
Pattani có hướng cấu trúc bắc - nam và
bể Malay - Thổ Chu có hướng TB - ĐN.
Vì thế, đặc điểm cấu trúc đòa chất và tiềm
năng dầu khí ở đây bò chi phối và khống
chế bởi sự hình thành và phát triển của các
bể trên.
Rìa Đông Bắc bể Malay - Thổ Chu có
thể được chia thành các đơn vò cấu trúc sau
(Hình 11.3):
Đơn nghiêng bình ổn Tây Bắc bao
gồm diện tích các lô A, phần phía Đông lô
50. Đơn nghiêng bình ổn được giới hạn bởi
hàng loạt các đứt gãy thuận theo dạng bậc
thang có hướng BTB - NĐN. Ở đây các nếp
uốn được hình thành do các hoạt động xoắn
liên quan đến chuyển động bề mặt đứt gãy
căng giãn chính. Ở khu vực này, đặc biệt là
lô A, tồn tại các khối nâng cổ. Đó là hệ quả
363
Chương 11. Bể trầm tích Malay - Thổ Chu và tài nguyên dầu khí
của quá trình san bằng và bào mòn với mức
độ khác nhau, có tính cục bộ các trầm tích
và móng kết tinh trước Đệ Tam.
Đơn nghiêng phân dò Đông Bắc là
dải kéo dài từ lô 51 đến lô 46, giáp với
vùng chồng lấn giữa Việt Nam - Thái Lan
- Malaysia và Việt Nam - Malaysia; ở đây
đơn nghiêng phân dò Đông Bắc được thay
thế bới các rift và đơn nghiêng cách biệt.

Các đứt gãy hướng TB - ĐN có liên quan
đến pha tách giãn chính Oligocen của bể và
các đứt gãy hướng Đ - T có liên quan đến
các hoạt động yếu dần của móng trong thời
kỳ nén ép vào cuối Creta muộn. Những đứt
gãy này được tái hoạt động trong thời kỳ
căng giãn nội lực và tách giãn Oligocen.
Đới phân dò đòa hào - đòa luỹ BTB –
NĐN: Tại đây đòa lũy hướng BTB - NĐN
được kẹp giữa hai đòa hào với chiều dày
trầm tích Kainozoi đạt từ 6 đến 7 km. Phần
phía Tây, khối nâng móng tiếp giáp với đòa
hào phía Tây. Khối nâng này được hình
thành do quá trình bóc mòn, phân dò các
thành tạo trước Đệ Tam có góc cắm lớn. Bể
Malay - Thổ Chu tiếp tục phát triển ở phần
phía Tây, do móng sụt bậc về phía Tây.
Tất cả các đơn vò cấu trúc trình bày ở
trên cũng được thể hiện rõ nét trên bình đồ
cấu tạo các tầng Móng Đệ Tam, Oligocen
và Miocen (Hình11.4; 11.5; 11.6).
3.2.2. Đặc điểm đứt gãy
Hệ thống đứt gãy của bể Malay - Thổ
Chu hình thành và chòu sự chi phối của các
hệ thống đứt gãy trượt bằng khu vực chính
có hướng tây bắc - đông nam là:
• Hệ thống đứt gãy Hinge.
• Hệ thống đứt gãy Three Pagoda.
• Các đới phá huỷ chính hướng bắc – nam
Hình 11.3. Sơ đồ các yếu tố cấu trúc móng Đệ Tam bể Malay-Thổ Chu.

(Theo tài liệu của Fina Exp.Minh Hải,1992; Phùng Só Tài,2001)
364
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
được xác đònh bởi các hệ đứt gãy:
• Hệ thống đứt gãy Bergading-Kapal.
• Hệ thống đứt gãy Dulang
• Hệ thống đứt gãy Laba-Mesah
Về phía rìa Bắc của bể, hệ thống đứt gãy
Dulang và Laba-Mesah chuyển sang hướng
tây bắc - đông nam và tạo nên một loạt các
trũng hẹp kiểu kéo toác (Hình 11.7).
Ở khu vực TLĐTN hệ thống đứt gãy
chủ yếu là đứt gãy thuận có phương B - N,
TB - ĐN. Ngoài ra còn có một số đứt gãy
theo phương á vó tuyến. Chính các hệ thống
đứt gãy này đã tạo nên kiểu cấu trúc sụt
bậc nghiêng về phía trung tâm bể và hình
thành các đòa hào và bán đòa hào xen kẽ
nhau.
Các đứt gãy phương B - N là đứt gãy
thuận, xuyên cắt từ móng với biên dộ dòch
chuyển từ vài chục mét đến hàng nghìn
mét. Chúng hoạt động và phát triển đến
cuối thời kỳ Miocen, thậm chí có đứt gãy
hoạt động đến tận Pliocen. Hoạt động
Hình 11.4. Bình đồ cấu tạo tầng móng Đệ Tam
(Theo tài liệu của Phùng Só Tài,2001)
Hình 11.5.Bình đồ đẳng sâu nóc Oligocen
(Theo tài liệu của Phùng Só Tài,2001)
Hình 11.6. Bình đồ đẳng sâu nóc Miocen

(Theo tài liệu của Phùng Só Tài,2001)
365
Chương 11. Bể trầm tích Malay - Thổ Chu và tài nguyên dầu khí
của hệ thống đứt gãy B - N làm cho đơn
nghiêng có sự sụt bậc về phía Tây và hình
thành một loạt nếp lồi, lõm xen kẽ nhau
theo phương đứt gãy.
Các đứt gãy có phương á vó tuyến và á
kinh tuyến được phát hiện chủ yếu ở các lô
45, 46, 51. Các đứt gãy trên diện tích các lô
45 – 51 hoạt động mạnh mẽ từ móng cho
đến hết thời kỳ Miocen, một số thậm chí
phát triển đến tận Pliocen.
3.3. Lòch sử phát triển đòa chất
Lòch sử đòa chất Đệ Tam bể Malay -
Thổ Chu nằm trong tiến trình phát triển đòa
chất chung của các bể trầm tích khu vực
Đông Nam Á và Việt Nam, có thể được
chia thành các giai đoạn chính:
Giai đoạn tạo rift Eocen (?) - Oligocen.
Hoạt động kiến tạo chủ yếu tác động
mạnh mẽ đến khu vực nghiên cứu là quá
trình tách giãn nội lục (Intra-Cratonic rifting
[21]) hay còn gọi là giai đoạn đồng tạo rift
tạo nên các bồn trầm tích Đệ Tam chủ yếu
ở bể Malay - Thổ Chu và trũng Pattani.
Quá trình tách giãn Eocen (?) - Oligocen
xảy ra dọc theo đới cấu trúc Trias cổ, dẫn
đến việc hình thành hàng loạt các đứt gãy
Hình 11.7. Các hệ thống đứt gãy chính của bể Malay-Thổ Chu

(Theo tài liệu của Fina Exp. Minh Hải, 1992; Phùng Só Tài, 2001)
366
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
thuận có hướng B - N ở phần Bắc vònh Thái
Lan và đứt gãy có hưỡng TB - ĐN ở bể
Malay - Thổ Chu. Ban đầu quá trình trầm
tích bò ngăn cách bởi các bán graben (half
graben), sau đó trầm tích là các thành tạo
lục nguyên có tướng lục đòa - đầm hồ, tam
giác châu và biển ven bờ lấp đầy các bể
phụ mở rộng, bao gồm chủ yếu là cát sét,
các tập bồi tích (fluviolacustrine), trầm tích
dòng xoáy (braided streams); trầm tích cổ
nhất là Oligocen. Do các đứt gãy phát triển
từ móng trước Kainozoi, nên các thành tạo
Oligocen thường bò phân dò, chia cắt mặt đòa
hình cổ thành các đới nâng hạ không đều
của móng trước Kainozoi tạo ra một hình
thái kiến trúc hết sức phức tạp (Hình 11.8).
Vào cuối Oligocen do chuyển động nâng
lên, quá trình trầm tích bò gián đoạn và bóc
mòn. Sự kiện này được đánh dấu bởi bất
chỉnh hợp cuối Oligocen đầu Miocen sớm.
Giai đoạn sau tạo rift Miocen - Đệ Tứ
Miocen sớm bắt đầu bằng pha lún chìm,
oằn võng - biển tiến, đây chính là giai đoạn
đặc trưng cho pha chuyển tiếp từ đồng tạo
rift đến sau tạo rift [21,22].
Hình 11.8. Sơ đồ lòch sử phát triển đòa chất bể Malay-Thổ Chu
(Theo tài liệu của Fina Exp. Minh Hải, 1992; Phùng Só Tài, 2001)

367
Chương 11. Bể trầm tích Malay - Thổ Chu và tài nguyên dầu khí
Vào Miocen giữa tiếp tục thời kỳ lún
chìm của bể mà nguyên nhân chủ yếu là
do co rút nhiệt của thạch quyển. Hoạt động
giao thoa kiến tạo do sự thay đổi hướng hút
chìm của mảng Ấn Độ theo hướng ĐB và
chuyển động của mảng Úc lên phía Bắc vào
cuối Miocen giữa - đầu Miocen muộn có
thể là nguyên nhân của chuyển động nâng
lên và dẫn tới việc hình thành bất chỉnh hợp
Miocen giữa. Trên cơ sở kết quả đònh tuổi
của tập basalt liên quan tới bất chỉnh hợp
chính ở bể Phisanulok, tuổi của bất chỉnh
hợp trên là 10. 4 triệu/năm (Legendre và
nnk,1988).
Thời kỳ từ cuối Miocen muộn đến hiện
tại là pha cuối cùng của tiến trình phát triển
bể, đó là sự tiếp tục của giai đoạn sau tạo
rift.
Vào Pliocen - Đệ Tứ, quá trình sụt lún
chậm dần và ổn đònh, biển tiến rộng khắp,
mạnh mẽ, còn bể, các đòa hào và các phụ
bể lân cận trong cùng vònh Thái Lan được
liên thông với nhau. Lớp phủ trầm tích hầu
như nằm ngang, không bò tác động lớn bởi
các hoạt động đứt gãy hay nếp uốn và tạo
nên hình thái cấu trúc hiện tại của khu vực
này [4].
4. Đòa tầng và môi trường trầm tích

4.1. Đòa tầng trầm tích
Đòa tầng trầm tích Đệ Tam (Hình 11.9)
đã được nhiều tác giả/cơ quan nghiên cứu
(Fina 1992-1999, Đỗ Bạt, Phan Huy Quynh
và n. n. k. 1992-2001. . . ), song công trình
nghiên cứu gần đây của Viện Dầu Khí Việt
Nam [4] đã tổng hợp có hệ thống Đòa tầng
Đệ Tam của khu vực này. Chi tiết về đòa
tầng bể Malay - Thổ Chu có thể xem ở
chương 6 của sách này. Nội dung cơ bản
về đòa tầng có thể tóm tắt như trong bảng
11.1.
PALEOGEN
Oligocen
Hệ tầng Kim Long (E
3
kl)
Hệ tầng Kim Long phủ bất chỉnh hợp
lên móng Trước Đệ Tam có tuổi và thành
phần khác nhau. Các trầm tích của hệ tầng
này thường phân bố chủ yếu trong các đòa
hào và sườn của các cấu tạo và được phân
cách bởi các đứt gãy có hướng ĐB - TN và
BN với chiều dày thay đổi từ 500 - 1.000
m.
Mặt cắt của hệ tầng gồm chủ yếu là sét
kết xen kẽ với những lớp mỏng bột kết, cát
kết và các lớp than, đôi chỗ có các lớp đá
carbonat màu trắng, rắn chắc dạng vi hạt.
Tại một số khu vực nâng cao (Lô 51, 46)

trong phần dưới của lát cắt tỷ lệ cát kết với
kích thước hạt tăng nhiều so với các khu
vực khác. Phần lớn trầm tích của hệ tầng
được thành tạo trong điều kiện môi trường
đồng bằng châu thổ đến hồ đầm lầy và ở
phần trên của mặt cắt có chòu ảnh hưởng
của các yếu tố biển. Sét kết màu xám, xám
lục, xám đen, xám nâu hoặc nâu tối gắn kết
trung bình đến tốt, phân lớp dày đến dạng
khối, nhiều nơi có chứa vôi, pyrit, vật chất
hữu cơ chứa than hoặc xen kẽ các lớp than
màu đen đến nâu đen. Thành phần khoáng
vật sét chủ yếu là kaolinit và hydromica
cùng một lượng nhỏ clorit. Tập đá sét giàu
vật chất hữu cơ có chứa than được xem như
là tầng sinh dầu và đôi chỗ nó cũng đóng
vai trò là các tầng chắn mang tính chất đòa
phương.
Cát kết chủ yếu hạt nhỏ đến trung bình,
đôi khi hạt thô hoặc sạn kết màu xám nhạt
368
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
đến xám nâu. Hạt vụn bán góc cạnh đến
bán tròn cạnh, độ lựa chọn mài tròn của hạt
vụn thay đổi từ kém đến trung bình tốt hoặc
tốt, gắn kết bởi xi măng giàu carbonat (gồm
cả dolomit và calcit), sét và thạch anh. Xi
măng thạch anh khá phát triển trong các đá
cát kết ở độ sâu > 3.300 m. Cát kết có thành
phần chính là thạch anh (trong một số giếng

Bảng 11.1. Đặc điểm đòa tầng bể Malay-Thổ Chu
(Theo số liệu của Fina Exp. Minh Hai, 1992; Đỗ Bạt và Phùng Só Tài, 2001)
§íi cỉ sinh TËp ®Þa chÊn

Ti ®Þa chÊt



§Þa tÇng
BỊ dÇy
(mÐt)
DÇu/KhÝ
M«i
tr- êng
trÇm
tÝch

Foram
Nan-
no

BTPH
VPI
FINA
VPI
ESSO
Pleistocen- Q

SÐt kÕt
C¸t kÕt

50-
500


BiĨn thỊm
N19-
N21

Dacrydium


T1
Pliocen
BiĨn §«ng ?
N
2
B®

150-
1000

§ång b»ng
ven biĨn
BiĨn më
N16-N18
(N16-N19)*
NN12-NN15
F.Meridionalis
ML-TC
1

A
B
Minh H¶i N
1
3
SÐt kÕt x¸m s¸ng,c¸t bét
xen kÏ c¸c vØa than máng
390-
1200

BiĨn n«ng,
®ång b»ng
ch©u thỉ
N9-N13
(N9-14)*
NN10-NN11
F.Meridionalis
Stenoclaena
Anthoceris-porites
ML-TC
2
T2
D
T3
E
F
§Çm D¬i N
1
2
900-

1500
• • ° °
§ång b»ng,
ch©u thỉ
biĨn n«ng
Ammonia
Trochamina
N8
(N9-14)*
NN6-NN9
F.Meridionalis
F.Levipoli
ML-TC
3
T4
H
I
T5
J
NEOGEN
Miocen
Ngäc HiĨn N
1
1
SÐt kÕt x¸m xanh,n©u,c¸t kÕt bét
kÕt, than phÇn díi sÐt d¹ng
khèi
500-
1000
• • °

§ång b»ng
ven biĨn
(N6-N8)*
NN4
(NN2-
NN4)*
F.Levipoli
Echiperispo
ri-tes
Magnast
ML-TC
4
K

T6
L
§Ư TAM
PALEOGEN
Oligocen
Kim Long E
3

SÐt kÕt x¸m n©u,-c¸t kÕt-bét
kÕt n©u,phít tÝm-C¸t kÕt-§¸
phiÕn sÐt n©u x¸m-Than

° ° • °
§Çm hå
(N2-N4)*

F.Trilobata
Magnastriatites
ML-TC
5

T7 M

Tríc
§Ư Tam
§¸ biÕn
chÊt
Quarzit,sÐt
kÕt biÕn
chÊt, bét
kÕt biÕn
chÊt





m
SHB

369
Chương 11. Bể trầm tích Malay - Thổ Chu và tài nguyên dầu khí
Hình 11.9. Cột đòa tầng tổng hợp bể Malay-Thổ Chu
(Tổng hợp theo LML, 1998; Petronas, 1999; Gilmont, 2001 và Truongson JOC, 2003)
370
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam

khoan ở lô B, 48/95 và lô 52). Ở phần dưới
của hệ tầng xuất hiện các lớp cát kết thạch
anh tương đối sạch và đơn khoáng với tỷ lệ
thạch anh đôi khi vượt quá 80%), felspat
và mảnh đá (nhiều mảnh đá phun trào,
biến chất và carbonat). Phân loại đá cát kết
chủ yếu thuộc loại litharenit và litharenit
felspat, ít lithic arkos hoặc sublitharenit. Đá
bò biến đổi thứ sinh từ giai đoạn catagen
sớm (cho các đá nằm ở độ sâu <2.700 m)
đến catagen muộn cho các đá nằm sâu hơn
3.350 m. Phần lớn cát kết của hệ tầng được
coi là các tầng chứa sản phẩm thuộc loại
trung bình - tốt.
Hoá đá cổ sinh nghèo nàn nên mức độ
tin cậy của tuối Oligocen của hệ tầng cần
phải nghiên cứu thêm.
NEOGEN
Miocen dưới
Hệ tầng Ngọc Hiển (N
1
1
nh)
Mặt cắt của hệ tầng gồm chủ yếu là sét
kết, sét chứa ít vôi, sét chứa than, các lớp
than xen kẽ các lớp mỏng bột kết, cát kết.
Đôi khi có các lớp đá vôi dạng vi hạt hoặc
đá vôi chứa nhiều mảnh vụn lục nguyên
màu trắng, xám trắng cứng chắc. Sét kết
màu xám lục, xám đen tới xám nâu, đôi khi

đỏ nâu, gắn kết trung bình - kém, phân lớp
rất dày hoặc dạng khối có nhiều nơi chứa
ít thành phần carbonat (dolomit và calcit),
các mảnh vụn than hoặc xen kẽ các lớp
than màu đen hoặc đen phớt nâu, dòn và
cứng. Các vỉa than tăng lên nhiều cả về bề
dày và số lượng vỉa so với trầm tích của hệ
tầng Kim Long nằm dưới. Ngoài kaolinit và
hydromica là thành phần khoáng vật chính,
còn có một lượng đáng kể của nhóm khoáng
vật lớp hỗn hợp hydromica/montmorilonit.
Tập đá sét dày xen kẽ nhiều lớp than có
khả năng chắn được các vỉa dầu khí mà đã
phát hiện được trong một số giếng khoan
(B-KL, 46-PT v.v ). Ngoài ra, đá sét của
hệ tầng thường khá giàu vật chất hữu cơ
(VCHC) nên đã được xác đònh là một tầng
có khả năng sinh, chủ yếu là sinh khí và
condensat.
Cát kết mầu xám nhạt đến xám lục
hoặc xám nâu, phần nhiều hạt nhỏ đến
trung, hiếm khi hạt thô hoặc sạn kết. Hạt
vụn bán góc cạnh đến tròn cạnh, độ lựa
chọn mài tròn của hạt vụn thay đổi từ trung
bình đến rất tốt. Trong một số lớp cát kết
có chứa glauconit, hoá đá foraminifera và
động vật biển. Ximăng giàu carbonat, sét
và một lượng ít thạch anh. Cát kết chủ yếu
thuộc loại litharenit và litharenit felspat, ít
lithic arkos gần giống với cát của hệ tầng

Ngọc Hiển. Đá của hệ tầng mới bò biến đổi
thứ sinh ở mức độ catagen sớm đến đầu giai
đoạn catagen muộn với các trầm tích nằm
sâu hơn 2.800 m (khu vực lô B).
Cát kết của hệ tầng được xác đònh là
các tầng chứa tốt tới rất tốt với độ rỗng 15 -
30% và độ thấm thường vượt quá 100 mD.
Tuổi của hệ tầng được Đỗ Bạt xếp vào
Miocen sớm trên cơ sở các tập hợp cổ sinh
NN2 và NN4.
Trầm tích của hệ tầng Ngọc Hiển được
thành tạo trong môi trường đầm lầy, tam
giác châu xen các pha biển nông ven bờ.
Miocen giữa
Hệ tầng Đầm Dơi (N
1
2
đd)
Trầm tích của hệ tầng chủ yếu là các lớp
cát kết xám sáng, hạt nhỏ đến trung bình,
xen các lớp sét kết xám trắng, xám xanh
cùng một vài lớp than xen kẽ. Ngoài ra đôi
khi có xen cả những lớp mỏng dolomit hoặc
đá vôi vi hạt chứa các mảnh vụn lục nguyên
371
Chương 11. Bể trầm tích Malay - Thổ Chu và tài nguyên dầu khí
màu xám trắng đến nâu vàng.
Sét kết màu xám sáng, xám oliu, xám
xanh tới xám nâu gắn kết yếu. Đá phân lớp
dày hoặc dạng khối. Thành phần chính là

kaolinit và hydromica cùng một lượng đáng
kể hỗn hợp hydromica/ montmorilonit. Các
tập đá sét dày này là một tầng chắn có chất
lượng tốt, chắn được các vỉa chứa dầu khí
của hệ tầng Ngọc Hiển đã được phát hiện
trong khá nhiều giếng khoan trong vùng.
Cát kết màu xám nhạt đến xám trắng,
xám phớt nâu gắn kết yếu đến trung bình
với độ rỗng và độ thấm phần nhiều thuộc
loại tốt đến rất tốt. Cát kết chủ yếu thuộc
loại litharenit và litharenit felspat với thành
phần không phân biệt nhiều so với các tầng
cát kết của các hệ tầng nằm dưới. Tỷ lệ
cát/sét thường trung bình đến cao. Cát có
xu thế thô dần lên phía trên là chủ yếu.
Đá của hệ tầng mới bò biến đổi thứ sinh
ở mức độ catagen sớm với đặc tính sét kết
và cát kết gắn kết yếu với xi măng sét hoặc
gắn kết trung bình với xi măng carbonat.
Trầm tích phát triển trong toàn khu vực
với bề dày thay đổi 300 - 1.200 m.
Tuổi của các trầm tích thuộc hệ tầng
được xác đònh bằng tập hợp cổ sinh thuộc
phức hệ N9, N12, NN7 và NN9.
Hệ tầng Đầm Dơi được hình thành trong
môi trường tam giác châu chòu nhiều ảnh
hưởng của biển nông ven bờ.
Miocen trên
Hệ tầng Minh Hải (N
1

3
mh)
Trầm tích của hệ tầng Minh Hải gồm
nhiều sét/sét kết xám sáng, xám oliu, xám
xanh tới xám nâu, mềm, bở xen kẽ một tỷ
lệ ít hơn các lớp bột/bột kết và cát/cát kết
(cát gặp nhiều trong các khoan 51-MH-1X,
46-DD-1X). Cát kết màu xám nhạt đến
xám trắng, xám phớt nâu gắn kết yếu hoặc
còn bở rời, phần lớn là cát kết hạt nhỏ đôi
chỗ hạt trung đến thô, bán góc cạnh đến
bán tròn cạnh, độ lựa chọn trung bình đến
tốt. Trầm tích thường chứa phong phú hoá
đá biển (đặc biệt là Foraminifera), đôi khi
có chứa glauconit. Các lớp mỏng dolomit
và đá vôi vi hạt đôi khi cũng có mặt. Sét
chứa than và các vỉa than nâu thường xuất
hiện chủ yếu ở phần dưới của mặt cắt. Tỷ
lệ cát/sét thấp, cát thường có xu thế hạt thô
hướng lên trên. Trầm tích của hệ tầng này
được thành tạo trong môi trường biển nông
chòu nhiều ảnh hưởng của nguồn lục đòa.
Trong trầm tích của hệ tầng đã phát
hiện thấy các hoá thạch bào tử phấn hoa,
Foraminifera và Nannoplankton thuộc các
đới N16-N18, NN10-NN11, xác đònh tuổi
Miocen muộn cho trầm tích hệ tầng Minh
Hải. Hệ tầng phủ không chỉnh hợp lên hệ
tầng Đầm Dơi.
Pliocen Đệ Tứ

Hệ tầng Biển Đông (N
2

- Q bđ)
Trầm tích của hệ tầng được đặc trưng
bởi sét, bột màu xám, xám xanh mềm dẻo
xen các lớp cát bở rời, chủ yếu hạt nhỏ, đôi
chỗ hạt trung, thô bán góc cạnh, bán tròn
cạnh, chọn lọc tốt chứa nhiều hoá đá động
vật biển thuộc các đới N19-N21 và N12-
N15. Chúng phủ bất chỉnh hợp trên trầm
tích hệ tầng Minh Hải.
Trầm tích hệ tầng Biển Đông phân bố
rộng khắp trong bể và có chiều dày tương
đối ổn đònh 400 - 600 m.
4.2. Môi trường trầm tích
Tướng môi trường trầm tích Oligocen
Các trầm tích Oligocen phát triển không
rộng rãi ở khu vực này (Hình 11.10), nguồn
372
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
cung cấp vật liệu chủ yếu từ các khối móng
nhô cao, một phần có thể từ sông Mekong
cổ (?). Các thành tạo tam giác châu được
hình thành ngay từ giai đoạn này, các nón
bồi tích và các doi cát có xen lẫn bột kết,
sét kết ở phần đồng bằng châu thổ không
ngập nước (upper delta plain).
Trầm tích đầm hồ phân bố ở các lô 46,
một phần lô 51, phần lớn lô A, lô B. Một

ít các trầm tích lòng sông dọc theo các lô
51, A, B. các thành tạo này là tầng chứa tốt
nhất trong trầm tích Oligocen.
Các lớp bột kết, sét và cát kết hạt mòn
dưới dạng quạt sông (fluvial fan) ngập nước
(lower delta) chỉ phân bố chủ yếu ở lô A,
B và một dải hẹp lô 46, 51. Các thành tạo
này chỉ có khả năng chứa trung bình. Các
tập sét đóng vai trò tầng sinh là chính. Các
lớp sét, macnơ, bột kết và ít cát kết hạt mòn,
xen trong đó có các lớp đá vôi chứa nhiều
foraminifera (giếng khoan 50-CM-1X, 46-
NC-1X) đã chỉ ra môi trường đầm lầy ven
biển điển hình. Các thành tạo này phân bố
hẹp ở các lô 50, 51 và một phần lô 46.
Tướng môi trường trầm tích Miocen
Trầm tích Miocen được thành tạo trong
giai đoạn sau rift. Vào Miocen sớm bắt đầu
biển tiến rộng khắp, đồng thời trầm tích
mang tính tam giác châu điển hình, diện
phân bố của các trầm tích này (hệ tầng
Ngọc Hiển) cũng rộng hơn so với thời kỳ
Oligocen chỉ bó hẹp trong các hố sụt. Các
kiểu trầm tích bồi tích, lũ tích, kênh cát,
các tập than được thành tạo trong điều kiện
đồng bằng châu thổ, đầm lầy, phân bố theo
một dải suốt từ lô 49, 50, 51, một phần lô
B và lô 46. Các đá này phân lớp dày, diện
phân bố rộng và là tầng chứa sản phẩm tốt
ở khu vực nghiên cứu.

Khác với trầm tích Miocen dưới, các
thành tạo Miocen giữa (hệ tầng Đầm Dơi)
phân bố rộng rãi trong bể, ngoài những
trầm tích lục nguyên, đôi nơi còn có những
lớp mỏng dolomit hoặc đá vôi vi hạt chứa
mảnh đá lục nguyên màu xám trắng đến
vàng (46-NH, 46-KM). Các trầm tích
Miocen giữa được thành tạo chủ yếu trong
điều kiện môi trường tam giác châu ngập
nước ven bờ biển chòu ảnh hưởng rất mạnh
hoặc xen kẽ nhiều giai đoạn biển nông ven
bờ.
Các trầm tích Miocen trên phân bố rộng
rãi gồm sét, sét kết xen kẽ (với một tỷ lệ
ít hơn) các lớp bột - bột kết và cát - cát kết
được thành tạo trong môi trường biển nông
chòu ảnh hưởng của nguồn lục đòa.
5. Các tích tụ Hydrocarbon
5.1. Đặc điểm các loại dầu
Kết quả phân tích các mẫu dầu thu nhận
được từ các giếng khoan ở bể Malay - Thổ
Chu cho thấy có thể chia ra 3 nhóm dầu
tương ứng với các đặc trưng đòa hóa của
chúng bao gồm: nhóm dầu nguồn gốc lục
đòa, nhóm dầu nguồn gốc đầm hồ, và nhóm
dầu hỗn hợp. Trong đó nhóm dầu nguồn
gốc lục đòa thøng xuất hiện trong các đá
chứa thuộc nhóm E tới H và chủ yếu phân
bồ ở phần trung tâm bể.
Ở phần thềm lục đòa Việt Nam thuộc

bể Malay - Thổ Chu chưa gặp nhóm này,
nên dưới đây chỉ nêu đặc điểm nhóm dầu
nguồn gốc đầm hồ và nhóm hỗn hợp.
Nhóm dầu nguồn gốc đầm hồ
Nhóm dầu này xuất hiện trong các tầng
chứa L, K, J thậm chí cả trong tập I và phân
bố trong các vùng Nam, rìa Đông và rìa
373
Chương 11. Bể trầm tích Malay - Thổ Chu và tài nguyên dầu khí
Tây bể Malay - Thổ Chu. Đây là khu vực
có các tầng sinh nằm trong cửa sổ tạo dầu,
các khu vực khác hầu hết đã quá ngưỡng
hoặc chưa trưởng thành (Hình 11.11). Đặc
trưng của dầu nhóm này là tỉ trọng dầu biến
đổi trong dải rất rộng còn các đặc trưng đòa
hóa nhìn chung ít biến đổi. Dầu biến đổi
từ dạng dầu có hàm lượng parafin cao (khu
vực mỏ Bunga Kekwa) cho tới condensat
(mỏ Parma). Sự thay đổi này có thể do
mức trưởng thành các tầng sinh dầu khác
nhau và cũng có thể là do các biến đổi (như
cracking) sau quá trình tích tụ dầu khí. Được
hình thành từ cùng tầng sinh nên các dầu có
đặc điểm đòa hóa gần tương tự nhau như có
tỉ số Pr/Ph thấp (2,0 - 3,0) và tỉ số Pr/nC17
không cao (0,3 - 0,5). Đây là đặc trưng của
môi trường trầm tích không bò oxy hóa. Phân
bố dấu vết sinh học được đặc trưng bởi Tm/
Ts thấp, C29Ts và diahopan có chất lượng
cao. Các chỉ thò của thực vật bậc cao như

bicadinan và oleanan rất hiếm hoặc vắng
mặt. Giữa C27 và C29 steran nhìn chung có
sự cân bằng, trong khi đó C4-methyl steran
khá phổ biến nhưng hàm lượng không cao.
Thành phần tricyclic terpan gần như vắng
mặt hoặc có hàm lượng không đáng kể.
Các đặc trưng đòa hóa trên của dầu tập J
và K cùng với sự liên kết rất rõ của các dấu
vết sinh học với đá sinh tập K cho thấy dầu
nhóm này có chung nguồn gốc và có thể tin
rằng tầng sinh sét đầm hồ K phân bố rộng
rãi và là một tầng sinh rất có hiệu quả. Dầu
khí sinh ra từ tầng này có mặt trong các vỉa
chứa tập I và K cũng như các tập chứa nằm
cao hơn.
Nhóm dầu nguồn gốc hỗn hợp
Trong một số khu vực như PM3-CAA,
thành phần dầu của các tập H, I, J và K
rất biến đổi về tỉ trọng và thành phần phân
tử. Dầu biến đổi từ condensat (độ API cao)
tới dầu có hàm lượng parafin trung bình. Sự
Hình 11.10. Sơ đồ môi trường trầm tích và phân bố đá chứa bể Malay-Thổ Chu
374
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
biến đổi này có thể xuất hiện từ các vùng
khác nhau của mỏ, thậm chí trong cùng một
giếng khoan. Các đặc trưng đòa hóa cho
thấy dầu có nguồn gốc lục đòa, thể hiện ở
số lượng rất lớn các dấu vết (maker) thực
vật bậc cao như oleanan và bicadinan, cho

tới nguồn gốc đầm hồ thể hiện bởi vắng
mặt hoặc có ít các vật liệu thực vật bậc cao
và số lượng tương đối lớn C27 steran. Như
vậy, có thể nói rằng các tầng sinh có nguồn
gốc khác nhau nằm gần hoặc xen kẽ nhau
đã hình thành dầu hỗn hợp. Mặt khác cũng
có thể dầu có nguồn gốc đầm hồ từ dưới
sâu đã dòch chuyển thẳng đứng theo các hệ
thống đứt gãy và hòa trộn với dầu nguồn
gốc lục đòa sinh ra tại chỗ.
5.2. Đặc điểm các loại khí tự nhiên
Ngoài các mỏ dầu, bể Malay - Thổ Chu
còn có rất nhiều các mỏ khí lớn nhỏ đã và
đang khai thác cũng như sẽ được phát triển
trong tương lai.
Trong vùng thềm lục đòa Việt Nam một
loạt các mỏ khí có trữ lượng đáng kể đã được
phát hiện như Kim Long, Ác Quỷ, Cá Voi
và các mỏ ở khu vực PM3-CAA. Khu vực
thuộc Malaysia và Thái Lan một loạt mỏ
khí lớn cũng đã được phát hiện như Jerneh,
Lawit, Duyong, Gajah, Suriya, Seligi, Bong
Kot, Tonkoon, Pilong, v.v Ở các lô thuộc
thềm lục đòa Việt Nam, các vỉa khí được
phát hiện hầu như trong toàn bộ lát cắt từ
tập E, F, H, I, J tới K. Từ phía Nam lên tới
phía Bắc bể các vỉa khí có xu thế nằm trong
các đòa tầng trẻ và nông hơn.
Các số liệu đòa hóa cho thấy khí thiên
nhiên ở bể Malay - Thổ Chu có nguồn

gốc cả từ sinh vật (biogenic) và do nhiệt
(thermogenic) (Curry, 1992; Waples và
nnk. 1995; McCaffrey và nnk., 1998,
Petronas, 1999). Do tính linh động cao nên
hầu hết khí phát hiện tại các mỏ đều là khí
hỗn hợp. Khí sinh vật với thành phần chủ
yếu là metan hình thành do vi khuẩn phân
hủy vật chất hữu cơ tầng nông ở nhiệt độ
dưới 75
o
C, chúng không đóng vai trò quan
trọng về mặt trữ lượng.
Các khí hydrocarbon do nhiệt hình
thành ở nhiệt độ cao hơn từ các vật chất
hữu cơ hoặc phân đoạn dầu mỏ có từ trước.
Các nghiên cứu cho thấy các khí sinh ra từ
các vật chất hữu cơ trưởng thành với hệ số
phản xạ vitrinit biến đổi từ 0,7% tới hơn
2,0%. Theo các nghiên cứu đòa hóa khí
hydrocarbon bể Malay - Thồ Chu có thể
được chia làm 2 nhóm khí hydrocarbon theo
thành phần, đặc điểm đồng vò phóng xạ và
nhóm khí không hydrocarbon.
Nhóm khí khô
Nhóm khí này phân bố chủ yếu tại khu
vực trung tâm bể (Hình 11.12), chủ yếu
trong các tầng chứa H và trẻ hơn. Chúng
có giá trò đồng vò phóng xạ của metan và
etan khá lớn (Hình 11.13) đặc trưng cho
khí có mức độ trưởng thành cao. Đặc trưng

này cũng thể hiện dấu vết của than, chứng
Hình 11.11. Đặc trưng biomarker điển hình của
dầu đầm hồ và lục đòa (theo Petronas, 1999)
375
Chương 11. Bể trầm tích Malay - Thổ Chu và tài nguyên dầu khí
tỏ khí nhóm này được sinh ra từ sự phá vỡ
kerogen than nằm ở nhiệt độ rất cao. Ngoài
ra, các khí còn được hình thành do quá trình
phân đoạn các sản phẩm dầu hình thành
trước đó, các khí này sau đó dòch chuyển
thẵng đứng theo các hệ thống đứt gãy lên
các tầng chứa nằm nông hơn. Nhìn chung
các khí nhóm này thường có hàm lượng
condensat thấp và hàm lượng khí CO
2
khá
cao.
Nhóm khí ẩm
Nhóm khí này chủ yếu phân bố ở rìa bể
(Hình 11.14) trong toàn lát cắt từ Oligocen
- Miocen giữa (E tới L).
Các khí này có đặc trưng là thành phần
và giá trò đồng vò phóng xạ metan và etan
biến đổi trong dải khá rộng (Hình 11.15).
Điều này chứng tỏ có sự hòa trộn khí
từ các tầng sinh cũng như mức độ trưởng
thành rất khác nhau. Thành phần của các
khí này bao gồm cả khí sinh vật, khí khô và
khí ẩm với tỉ lệ biến đổi nhưng nhìn chung
có hàm lượng khí ẩm tương đối cao.

Các thành phần nặng hình thành chủ
yếu từ tầng sinh sét đầm hồ sau đó dòch
chuyển tới các vỉa chứa theo phương ngang
với khoảng cách tương đối ngắn. Các thành
phần nhẹ có thể chủ yếu được tạo ra từ các
tầng sinh sông châu thổ nằm nông hoặc là
sản phẩm của quá trình phân đoạn các sản
phẩm dầu khí hình thành dưới sâu (tập J
và cổ hơn) và dòch chuyển lên trên, do vậy
trong các vỉa chứa khí này có hàm lượng
CO
2
cũng có xu thế cao hơn.
Nhóm khí không hydrocarbon
Các khí không hydrocarbon ở bể Malay
- Thổ Chu bao gồm khí carbonic (CO
2
), Nitơ
(N
2
), sunfua lưu huỳnh (H
2
S), v. v. Trong đó
CO
2

có thể tích lớn nhất. Hàm lượmg khí
thay đổi trong phạm vi rất rộng, từ vài %
cho tới trên 80% (mỏ Tapi) tổng thể tích
khí. Hàm lượng CO

2

thay đổi theo từng khu
vực khác nhau, thông thường cao hơn ở
khu vực trung tâm và phía Bắc bể (Hình
11.14). Theo độ sâu hàm lượng CO
2

cũng
có qui luật biến đổi khá đặc biệt phụ thuộc
vào phân bố áp suất vỉa chứa, thấp ở phần
trên lát cắt và tăng dần theo độ sâu. Hàm
lượng CO
2

tăng rất đột biến ở gần nóc tầng
dò thường áp suất cao (Hình 11.15).
Hình 11.12. Vùng phân bố chủ yếu của nhóm khí
khô và nhóm khí hỗn hợp
Hình 11.13. Sự thay đổi của đồng vò C của metan
(CH
4
) (trái) và etan (C
2
H
6
) (phải) theo độ sâu ở bể
Malay-Thổ Chu. Đồng vò C metan chỉ rõ tách biệt
của khí sinh vật, khí khô và khí ẩm.
(theo Petronas, 1999)

376
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
Các số liệu quan sát cho thấy hàm
lượng CO
2

trong các thân chứa phân bố
rộng thường cao hơn các thân chứa nhỏ hẹp
(Gilmont, 2001). Hiện tương này được lý
giải là do các thân chứa lớn thường bò nhiều
các đứt gãy sâu lớn cắt qua hơn là các thân
chứa nhỏ, các đứt gãy này là các kênh dẫn
khí CO
2

dòch chuyển từ dưới sâu lên.
Hầu hết CO
2

phát hiện được ở các giếng
khoan đều có nguồn gốc hỗn hợp. Hai dạng
CO
2

có thể phân biệt bằng đồ thò quan hệ
giữa giá trò đồng vò carbon và hàm lượng
CO
2

từ các vỉa khí có CO

2
(Hình 11.16). Có
thể phân biệt khá rõ nguồn gốc hữu cơ và
không hữu cơ của CO
2

qua phân bố trên.
Khí CO
2
có nguồn gốc không hữu cơ, giá
trò đồng vò thường lớn hơn -7,5. Các khí này
phát hiện đïc tại các giếng khoan vùng
trung tâm bể tại các tích tụ khí lớn. CO
2
nguồn gốc hữu cơ có giá trò đồng vò biến
đổi từ -12,5 tới -25 và ít khi nhỏ hơn 5%mol
của tổng thành phần khí.
Phân bố khí CO
2
theo diện ở bể Malay -
Thổ Chu tương đối rõ tuy nhiên sự phân bố
CO
2
theo đòa tầng vẫn chưa có được lời giải
đáp thỏa đáng và cần phải có các nghiên
cứu bổ sung.
Các khí không hydrocarbon khác như
H
2
S, N

2
, v. v. cũng đã được phát hiện ở bể
Malay - Thổ Chu.
Ở phần thềm lục đòa Việt
Nam các khí này đã phát hiện được tại khu
vực mỏ Kim Long, Ác Quỷ, Cá Voi, PM3-
CAA cũng như ở một số giếng khoan khác,
tuy nhiên hàm lượng của chúng nhỏ và ảnh
hưởng của chúng nhìn chung là không đáng
kể.
6. Hệ thống dầu khí
6.1. Đặc điểm tầng sinh
Bể Malay - Thổ Chu nói chung có hai
tầng sinh phân bố rất rộng: Tầng sinh đầm
hồ Oligocen - Miocen dưới và tầng sinh
than/sét vôi sông – châu thổ Miocen giữa
- muộn. Kết quả phân tích Rock - Eval (RE)
cho thấy mẫu trong tập trầm tích Oligocen
và Miocen dưới hầu hết có tổng hàm lượng
carbon hữu cơ (TOC) lớn hơn 0,5%Wt. Giá
trò Tmax > 435
o
C chủ yếu rơi vào mẫu có
tuổi Oligocen.
Hình 11.14. Bản đồ phân bố tỷ phần tương đối của
CO
2
và HC bể Malay-Thổ Chu (tổng hợp số liệu từ
Petronas, 1999; Unocal, TruongsonJOC, 2003)
Hình 11.15. Quan hệ hàm lượng CO

2
và áp suất vỉa
theo độ sâu. Sự tăng đột biến hàm lượng CO
2
trên
vùng chuyển tiếp cho thấy có sự rò rỉ của tầng
chắn nóc (Gilmont, 2001)
377
Chương 11. Bể trầm tích Malay - Thổ Chu và tài nguyên dầu khí
Các tầng đá sinh phản ánh khá rõ lòch
sử phát triển của bể với sự chuyển dần từ
đầm hồ, sông - châu thổ tới biển mở. Các
tầng đá sinh trên đã được chứng minh từ
các giếng khoan trên diện tích thuộc Việt
Nam cũng như các nước trong khu vực như
Malaysia và Thái Lan. Có thể nói tầng đá
sinh sông – châu thổ là tầng sinh khí, khí -
condensat chủ yếu. Trong khi đó tầng sinh
đầm hồ là tầng sinh dầu chủ yếu, tuy nhiên
ở phần lớn diện tích khu vực các lô phía
Tây thuộc Việt Nam tầng sinh này hầu như
nằm trong vùng quá ngưỡng trưởng thành
(post-mature-Gilmont, 2001).
Việc xác đònh nguồn gốc môi trường
trầm tích các tầng đá sinh có thể dựa trên
tỉ số Pristan/Phytan của các hydrocarbon
thông qua xác đònh dạng vật chất hữu
cơ có trong đá sinh. (Hunt,1996). Các
hydrocarbon có tỉ số Ph/Pr<0,5% và tỉ số
Pr/Ph>3 nhìn chung sinh ra từ vật chất hữu

cơ trầm tích trong môi trường sông tới sông
- châu thổ. Các hydrocarbon có tỉ số Ph/
Pr>0,5% và tỉ số Pr/Ph<3 thông thường sinh
ra từ vật chất hữu cơ trầm tích trong môi
trường đầm hồ. Các dạng hydrocarbon có
các tỉ số trung gian hầu như đại diện cho
hydrocarbon hỗn hợp được tạo ra từ các
đá sinh trầm đọng trong cả hai môi trường
trên. Tuy nhiên cũng cần phải lưu ý rằng
có những trường hợp cần phải xem xét rất
cẩn thẩn, ví dụ các hydrocarbon với tỉ số
Ph/Pr cao có thể được sinh thành từ các vật
chất hữu cơ lục đòa (terrigenous) ngoại sinh
(allocthonous) được vận chuyển vào môi
trường đầm hồ (Sladen, 1997). Ngược lại
hydrocarbon có tỉ số Ph/Pr thấp có thể sinh
ra từ vật chất hữu cơ từ tảo có trong các hồ
nhỏ trong môi trường sông. Hình 11.17 thể
hiện tỉ số Pristan/Phytan của tất cả các dạng
hydrocarbon có mặt ở bể Malay - Thổ Chu
(Gilmont, 2001). Ở đây, hầu như các điểm
số liệu nằm chủ yếu trong vùng của đá sinh
sông – châu thổ, chỉ có một số điểm rơi vào
vùng đá sinh đầm hồ. Các số liệu chứng tỏ
rằng ở bể này rất nhiều trầm tích thực vật
bậc cao lắng đọng trong các đầm hồ.
Tầng đá sinh đầm hồ (Oligocen-Miocen
sớm)
Đá sinh đầm hồ của bể Malay - Thổ
Chu chủ yếu nằm ở vùng trung tâm bể và

ở độ sâu khá lớn. Chúng bắt đầu được hình
thành trong các đầm hồ cổ, phân bố ở các
bán đòa hào, được phát triển mở rộng dần
khi cả bể bò lún chìm nhanh. Diện phân bố
của các hệ thống hồ này chưa được làm
rõ nhưng luôn gắn liền với các giai đoạn
thuỷ triều thấp và cao (low and high stands)
trong thời gian hình thành các tập K, L và
M (Petronas, 1999) và tạo ra các tập sét
phân bố khá rộng (Hình 11.18).
Nhìn chung, trầm tích đầm hồ chủ yếu
là sét, các vỉa than có tồn tại nhưng không
phổ biến và đóng góp không đáng kể vào
Hình 11.16. Quan hệ hàm lượng CO
2
và giá
trò đồng vò δ
13
CO
2
. (Tổng hợp từ số liệu của
Gilmont, 2001; Petronas, 1999 và Glover, 1998)
378
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
quá trình sinh thành hydrocarbon. TOC của
tầng sinh này tập trung trong dải từ nhỏ 0,
50% cho tới hơn 2% trọng lượng, đôi khi giá
trò TOC rất cao cũng bắt gặp nhưng không
phổ biến.
Hình 11.19 cho thấy đặc trưng của sét

tập K, là tập sét có vai trò quan trọng và
giàu vật chất hữu cơ sinh dầu nhất trong bể
Malay - Thổ Chu. Đồ thò cho thấy chỉ có
một số điểm số liệu rơi vào vùng phân bố
kerogen loại I, vùng được xem là có nguồn
gốc đầm hồ.
Mặt khác, vùng rìa bể luôn có các quạt
delta hoặc delta hồ (lacustrine delta) phát
triển về phía trung tâm của bể (Gilmont,
2001). Trong môi trường này hệ thực vật rất
phát triển, do vậy sẽ có rất nhiều vật chất
hữu cơ nguồn gốc lục đòa được trầm đọng
trong các hệ thống hồ. Kết quả là để lại dấu
tích đòa hóa liên quan đến vật chất hữu cơ
thực vật lục đòa trong các hydrocarbon sinh
thành từ sét đầm hồ. Điều này được chứng
minh rất rõ ở khu vực mỏ khí Kim Long.
Ở đây các đá sinh chứa than sông – châu
thổ Miocen chưa trưởng thành và chỉ có thể
giả thiết rằng hydrocarbon được sinh ra từ
các sét đầm hồ nằm ở sâu hơn. Các mẫu
lưu thể lấy ở giếng KL-1X cho thấy hầu hết
chúng rơi vào vùng sông - châu thổ tức là
các đá sinh chứa rất nhiều vật chất hữu cơ
thực vật lục đòa và làm cho tỉ số Pr/Ph lệch
ra khỏi vùng phân bố thực sự trầm tích đầm
hồ (Hình 11.17).
Các tầng sinh nằm sâu hơn như M và L
có rất ít giếng khoan bắt gặp, tuy nhiên với
Hình 11.17. Tỷ số Pristan/Phytan của chất lưu ở bể

Malay-Thổ Chu ( Gilmont, 2001)
Hình 11.18. Bản đồ phân bố tầng sinh I (a)
và K (b) bể Malay-Thổ Chu
(Tổng hợp từ số liệu của Petronas, 1999; Gilmont,
2001; Truongson JOC, 2003; Unocal, 2004)
(a)
(b)
379
Chương 11. Bể trầm tích Malay - Thổ Chu và tài nguyên dầu khí
các số liệu hiện có có thể chúng cũng có
tiềm năng sinh dầu (Hình 11.20, Petronas,
1999).
Tóm lại, tiềm năng sinh của các tập
trầm tích K và L là rất lớn. Chất lượng của
các đá sinh có xu thế tăng dần về phía trung
tâm bể và đây là tầng sinh dầu chủ yếu của
bể Malay - Thổ Chu.
Tầng đá sinh sông - châu thổ (Miocen
giữa và muộn)
Từ Miocen muộn, môi trường trầm tích
sông - châu thổ bắt đầu phát triển và dần
đóng vai trò quan trọng ở bể Malay - Thổ
Chu. Tài liệu đòa hóa đã chỉ ra rằng các
tầng sinh sông - châu thổ phát triển mạnh
trong thời kỳ hình thành các tầng I cho tới E.
Tuy nhiên tầng E hầu như chưa nằm trong
ngưỡng trưởng thành dầu khí (Hình 11.21)
nên không phải là tầng sinh có hiệu quả.
Trong số các tầng sinh khác, tầng sinh
I đóng vai trò quan trọng hơn cả, tầng sinh

này phát triển mạnh từ khu vực Arthit (Thái
Lan) cho tới phía Nam bể, tạo thành dải
song song đường bờ cổ, nơi có điều kiện
thuận lợi cho việc hình thành các vỉa than,
sét than, sét và sét vôi (Gilmont, 2001;
Petronas, 1999).
Bề dày của tầng sinh I khá lớn, có thể
dày trên 40m và nửa số đó là các vỉa than.
Vật chất hữu cơ của tầng sinh này là các
vật liệu nguồn gốc lục đòa chiếm ưu thế.
Các đá sinh thuộc tầng I được chôn vùi ở độ
sâu khá lớn nên trong nhiều vùng của bể,
chúng đã trưởng thành và sinh thành dầu
khí.
Trong vùng trung tâm hầu hết tầng sinh
I đã nằm trong cửa sổ tạo khí chỉ có viền
bao quanh bể là nằm trong cửa sổ tạo dầu
(Hình 11.22).
Sự thăng giáng của môi trường trầm
tích và sự phân bố không gian khác nhau
dẫn đến sự khác biệt khá rõ về chất lượng
tầng sinh cũng như sự phân bố dấu vết sinh
học. Hình 11.23 tóm lược tính chất của đá
sinh nhóm I dựa trên quan hệ giữa chỉ số HI
với Tmax. TOC của đá sinh biến đổi trong
phạm vi khá rộng từ nhỏ hơn 0,50 wt% (sét
sạch) cho tới hơn 80 %wt (than sạch). Các
đá sinh nghèo (TOC < 1. 00 wt%) thường là
Hình 11.19. Quan hệ Chỉ số hydrogen và Tmax
(oC) của tầng đá sinh K (tổng hợp từ số liệu

Petronas,1999 và VPI)
Hình 11.20. Quan hệ Chỉ số S
2
và tổng lượng
carbon hữu cơ TOC (wt%) của tầng đá sinh K và M
bể Malay-Thổ Chu (tổng hợp từ số liệu Petronas
(1999) và VPI)
380
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
các kerogen hỗn hợp tương ứng với kerogen
loại III chiếm ưu thế và sinh khí là chủ yếu.
Các đá sinh giầu vật chất hữu cơ thường
có hàm lượng kerogen loại I, sinh dầu cao
nhưng chúng cũng chứa cả các keorogen
loại II và III.
Các phân bố dấu vết sinh học của nhóm
tầng sinh I cho thấy chúng có nguồn gốc
thực vật bậc cao do có các đặc điểm đòa hóa
rất đặc trưng như có tỉ số Tm/Ts cao, C29
steran chiếm ưu thế và rất giầu oleanan
cũng như bicadinan.
Trong nhiều mẫu thuộc nhóm I, đặc biệt
ở khu vực Nam và Đông Nam bể Malay
- Thổ Chu, các phân bố dấu vết sinh học
cho thấy có sự hiện diện của tảo thuộc môi
trường đầm hồ với các đặc điểm có mặt của
C27 steran, số lượng oleanan và bicadinan
cũng như tỉ số Tm/Ts thấp. Sự suất hiện tảo
cùng với than và sét than cho thấy chúng
trầm đọng trong môi trường đầm hồ hình

thành dọc theo bờ biển. Sự có mặt của vật
chất hữu cơ tảo làm tăng đáng kể khả năng
sinh dầu của tầng sinh này.
Nhìn chung tầng sinh này khả năng sinh
khí và khí condensat cao hơn ở khu vực
Bắc bể, còn khu vực phía Nam và Đông
Nam tầng sinh này ngoài khả năng sinh khí
chúng còn sinh ra một lượng dầu đáng kể.
6.2. Đặc điểm tầng chứa
Hình 11.21. Sơ đồ mặt cắt thể hiện ranh giới
trưởng thành và hướng dòch chuyển dầu khí ở khu
vực Bắc (a) và trung tâm (b) bể Malay-Thổ Chu
(theo Gilmont, 2001)
Hình 11.22. Bản đồ trưởng thành bể Malay-Thổ
Chu cho nóc tầng I (a) và đáy tầng sét K (b) (tổng
hợp từ Glover, 1998, Gilmont, 2001; Petromas,
1999, Unocal 2004)
381
Chương 11. Bể trầm tích Malay - Thổ Chu và tài nguyên dầu khí
Đá chứa
Ở bể Malay - Thổ Chu dầu khí được
phát hiện trong đá chứa cát kết nhóm D tới
M có tuổi Miocen tới Oligocen. Trong vùng
thềm lục đòa Việt Nam, dầu khí chủ yếu
được phát hiện trong đá cát kết thuộc nhóm
E tới K hình thành trong môi trường biến
đổi từ lục đòa đến biển (Hình 11.9).
Cát kết nhóm L (Oligocen muộn). Phần
dưới lát cắt bao gồm các tập cát kết có độ
chọn lọc trung bình, độ hạt từ mòn đến trung

bình có bề dày từ 6 - 12m, càng lên trên
các vỉa cát mỏng dần với bề dày 3 - 6m và
xen kẹp với các vỉa sét kết. Các vỉa cát kết
của nhóm này hình thành trong môi trường
sông dưới dạng các doi lưỡi liềm (point bar)
và lấp đầy kênh rạch (channel sands) nằm
xen kẽ với các trầm tích đồng bằng ngập
lụt (flood plain) (LML, 1998).
Cát kết nhóm K - J (Miocen sớm) bao
gồm các tập cát của trầm tích mặt trước
châu thổ (delta front) biển lùi (prograding)
có các tập sét và lớp than mỏng xen kẹp.
Các nghiên cứu của Unocal (2003), LML
(1998), Asiah Mohd Salih, Mohd Fauzi
Abdul Kadir (1995) và Nik Ramli (1988)
cho thấy đá chứa nhóm K chủ yếu gồm các
thân cát kênh rạch lòng sông xếp chồng
nhau có tính liên tục khá tốt và phân bố
tương đối rộng. Bề dày tổ hợp các thân cát
biến đổi từ 5 - 15m, các thân cát riêng lẻ
dày khoảng 5 - 6m và được xen kẹp bởi
các trầm tích của đồng bằng ngập lụt, hoạt
động thủy triều và bờ biển rìa ngoài (lower
shoreface).
Các thân chứa nhóm J hình thành vào
thời kỳ chuyển tiếp có tính khu vực từ môi
trường đầm hồ sang môi trường biển. Đá
chứa nhóm này chứa tới hơn 40% trữ lượng
dầu khí của toàn bể (Petronas, 1999). Về
phía Bắc bể (Lô B&48, 52/97 và khu vực

Arthit (Thái Lan) đá chứa bao gồm các
thân cát hạt thô xếp chồng hình thành trong
môi trường lòng sông đa dòng hoặc lấp đầy
các kênh phân cắt trong thung lũng (incised
canyon), chúng có tỉ phần chứa cao (high
net to gross) và phân bố khá rộng có thể dễ
dàng liên kết giữa các giếng khoan (Unocal,
2003). Chuyển dần về phía Đông Nam và
Nam bể (lô PM-3, PM-9), các đá chứa gồm
các tập cát từ dày 3 - 15m hình thành trong
môi trường biến đổi từ sông, đồng bằng cửa
sông tới trầm tích biển nông bò ảnh hưởng
của thủy triều (LML, 1998; Ramlee và nnk,
1996). Phần giữa của nhóm J, các thân cát
có chất lượng tốt hơn được hình thành tại
các vùng cửa sông và vùng thủy triều họat
động mạnh (Ramlee và nnk, 1996).
Phần trên và dưới lát cắt nhóm J đá
chứa có chất lượng kém hơn hình thành
trong môi trường có năng lượng thủy triều
yếu đến trung bình. Trong khu vực này,
các tập cát phần dưới nhóm J được Yap
(1996) minh giải là các tập cát của doi
Hình 11.23. Quan hệ chỉ số hydrogen và Tmax
(oC) của tầng sinh I. (tổng hợp từ số liệu Petronas,
1999 và VPI)
382
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
cát (bar) thủy triều nằm theo hướng TTB
- ĐĐN song song với bờ biển cổ. Các tập

cát có dạng thô dần lên trên và bò sinh vật
làm biến đổi mạnh (bioturbated), phủ lên
chúng là các tập cát kết chứa glauconit hạt
thô sạch và độ chọn lọc tốt. Các tướng đá
cát bờ biển (shore face) và doi cát (bar)
chuyển dần sang tướng đá sét bùn vũng
vònh, đầm phá và bãi thoát triều (tidal flat
theo Goh và nnk, 1982 & 1983). Một số tác
giả khác như Nik Ramli, 1986 Noor Azim
Ibrahim và Mazlan Madon, 1990 còn cho
rằng các thân chứa là các tập cát bờ biển
và các trầm tích thềm hình thành trong môi
trường ảnh hưởng của sóng và bão với tác
động phụ của họat động thủy triều.
Cát kết nhóm I: Khu vực phía Bắc bể
(Lô B&48, 52/97 có thể chia nhóm I ra hai
phần, phần trên là các tập cát sông không
liên tục của môi trường sông uốn khúc
(meadering), phần dưới đá chứa có tính
liên tục tốt hơn được hình thành trong môi
trường sông đa dòng. Về phía Đông Nam,
đá chứa nhóm I có sự biến đổi nhẹ và cũng
gồm hai phần, phần dưới là các tập trầm
tích lòng sông đa dòng. Phần trên các vỉa
cát thô dần về nóc và được hình thành trong
môi trường đồng bằng ven biển thấp (lower
coastal plain) với sự xen kẹp của các vỉa
than mỏng cũng như sét và bột kết của môi
trường tiền châu thổ (prodelta theo LML,
1998).

Cát kết nhóm E, F&H (Miocen giữa):
nhìn chung các tập cát của nhóm E, F và
H được minh giải là các tập cát sông của
vùng sông uốn khúc không có tính liên tục
(Unocal 2002). Khu vực lô PM3 CAA các
đá chứa còn được hình thành trong môi
trường có sự thăng giáng mạnh thay đổi
từ đồng bằng ven biển thấp tới ven biển
(marginal marine) do vậy các trầm tích thô
dần về nóc với tỉ phần bột và sét kết chiếm
ưu thế và có các vỉa than mỏng xen kẹp
(LML, 1998).
Các đá chứa khác
Trên cơ sở các kết quả thăm dò và khai
thác đối tượng đá móng nứt nẻ phong hóa
tại bể Cửu Long, đá móng tại bể Malay
- Thổ Chu cũng được xem xét như là đối
tượng tìm kiếm thăm dò mới. Tuy nhiên,
cho tới nay trong vùng thềm lục đòa Việt
Nam một số giếng đã khoan vào móng và
đã gặp đá phiến biến chất (46-NC-1X), đá
quartzit (46-KM-1X) và đá vôi chặt sít (hai
giếng khoan vùng PM-3 CAA) nhưng chưa
thấy có biểu hiện dầu khí trong đối tượng
này.
Chất lượng đá chứa
Có rất nhiều công trình nghiên cứu
đánh giá chất lượng đá chứa ở bể trầm tích
Malay - Thổ Chu. Các nghiên cứu đều cho
rằng các yếu tố chính khống chế chất lượng

đá chứa là quá trình chôn vùi tạo đá (burial
diagenesis), môi trường trầm tích, cấu trúc
đá chứa và các khoáng vật thứ sinh (Chu,
1992; Hill và nnk, 1992; Nik Ramli, 1997,
1988b; Trevana, 1998; Noor và nnk., 1990;
Khalid Ngah, 1990b; Mazlan Madon, 1994
và Gilmont và nnk., 2001).
Quá trình nén ép tạo đá là yếu tố quan
trọng nhất quyết đònh chất lượng đá chứa
bể Malay - Thổ Chu. Ở phần thềm thuộc
Việt Nam quá trình biến đổi đá diễn ra rất
nhanh do có tác động của gradient nhiệt
cao đã làm giảm đáng kể chất lượng đá
chứa theo chiều sâu (Hình 11.24), đặc biệt
là cát kết hạt mòn (Gilmont, 2001). Ở độ