Địa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam - Chương 10 doc

Chửụng
Beồ tram tớch
Nam Coõn Sụn
vaứ
taứi nguyeõn
dau khớ
10
313
Chương 10. Bể trầm tích Nam Côn Sơn và tài nguyên dầu khí
Trước năm 1975 bể Nam Côn Sơn có
tên là bể Saigon-Sarawak và chỉ được đònh
danh và xác đònh lại diện tích phân bố
trong công trình tổng hợp (Hồ Đắc Hoài,
Ngô Thường San, 1975). Bể Nam Côn Sơn
có diện tích gần 100.000km
2
, nằm trong
khoảng giữa 6
0
00’ đến 9
0
45’ vó độ Bắc và
106
0
00’ đến 109
0
00’ kinh độ Đông. Ranh
giới phía Bắc của bể là đới nâng Côn
Sơn, phía Tây và Nam là đới nâng Khorat
- Natuna, còn phía Đông là bể Tư Chính
- Vũng Mây và phía Đông Bắc là bể Phú

Khánh (Hình 10.1 và hình 5.1, chương 5).
Độ sâu nước biển trong phạm vi của bể
thay đổi rất lớn, từ vài chục mét ở phía Tây
đến hơn 1.000m ở phía Đông. Trên đòa hình
đáy biển các tích tụ hiện đại được thành tạo
chủ yếu do tác động của dòng chảy thuỷ
triều cũng như dòng đối lưu, mà hướng và
tốc độ của chúng phụ thuộc vào hai hệ gió
mùa chính: hệ gió mùa Tây Nam từ cuối
tháng 5 đến cuối tháng 9 và hệ gió mùa
Đông Bắc từ đầu tháng 11 năm trước đến
cuối tháng 3 năm sau. Trầm tích đáy biển
chủ yếu bùn và cát, ở nơi bờ cao và đảo là
đá cứng hoặc san hô.
Hoạt động tìm kiếm thăm dò dầu khí ở
đây được bắt đầu từ những năm 1970 của
thế kỷ trước. Đã có 26 nhà thầu dầu khí nước
ngoài tiến hành khảo sát gần 60.000km đòa
chấn 2D và 5.400km
2
đòa chấn 3D, khoan
78 giếng khoan thăm dò, thẩm lượng và
khai thác, xác lập được 5 mỏ và 17 phát
hiện dầu khí. Hiện tại còn 7 nhà thầu đang
hoạt động.
Công tác nghiên cứu tổng hợp nhằm
đánh giá đòa chất và tài nguyên dầu khí của
bể Nam Côn Sơn đã có hàng chục công trình
khác nhau, đặc biệt các đề tài và nhiệm vụ
cấp Ngành đã góp phần kòp thời, hiệu quả

cho hoạt động thăm dò và khai thác. Tuy
nhiên do điều kiện đòa chất hết sức phức tạp
đòi hỏi phải tiếp tục nghiên cứu bằng các
phương pháp, quan điểm công nghệ mới để
xác lập cơ sở khoa học cho việc hoạch đònh
công tác thăm dò và khai thác tiếp theo ở
bể trầm tích này.
2. Lòch sử nghiên cứu thăm dò và khai
thác dầu khí
Dựa vào tính chất, đặc điểm và kết quả
công tác của từng thời kỳ, lòch sử thăm dò
và nghiên cứu đòa chất - đòa vật lý ở đây
được chia làm 4 giai đoạn.
2.1. Giai đoạn trước năm 1975
Từ năm 1975 trở về trước, công tác
khảo sát khu vực và tìm kiếm dầu khí được
nhiều công ty, nhà thầu triển khai trên
toàn thềm lục đòa phía Nam nói chung và
1. Giới thiệu
314
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
toàn bể Nam Côn Sơn nói riêng. Các dạng
công tác này do các công ty thăm dò Mỹ và
Anh thực hiện như Mandrell, Mobil Kaiyo,
Pecten, Esso, Union Texas, Sun Marathon,
Sunning Dale. Các nhà thầu đã thu nổ hàng
nghìn km đòa chấn 2D với mạng lưới tuyến
4x4 km đến khu vực.
Với mức độ nghiên cứu đó và dựa vào
tài liệu nhận được, các công ty kể trên đã

tiến hành minh giải tài liệu đòa chấn, xây
dựng được một số bản đồ đẳng thời tỷ lệ
1/100.000 cho các lô riêng và tỷ lệ 1/50.000
cho một số cấu tạo triển vọng. Song do mật
độ khảo sát còn thấp nên độ chính xác của
các bản đồ chưa cao.
Trên cơ sở các kết quả nghiên cứu đạt
được cuối năm 1974 đầu năm 1975, công
ty Pecten và Mobil đã tiến hành khoan 5
Hình 10.1. Sơ đồ vò trí bể trầm tích Nam Côn Sơn
1
3
1
1
3
2
1
3
3
1
3
5
0
6
1
3
6
0
7
2

2
2
7
2
6
2
5
1
7
1
6
-
2
0
3
0
4
-
1
0
4
-
2
0
9
-
2
R
å
N

G
0
9
-
3
1
0
0
4
-
3
0
5
-
1
0
5
-
1
b
0
5
-
1
c
0
5
-
1
a

0
5
-
3
0
5
-
2
1
1
-
1
1
1
-
2
1
8
1
9
2
0
1
2
E
2
1
1
2
W

2
8
2
9
1
4
1
3
1
3
4
-
1
§¹I HïNG
§−êng èng dÉn khÝ NCS
Má dÇu
Má khÝ
10700’E
o
107 00’ E
o
108 00’ E
o
109 00’ E
o
700’n
o
800’n
o
9 00’ n

o
900’n
o
8 00’ n
o
7 00’ N
o
10900’E
o
1080 0’E
o
28-A-1X(79)
29-A-1X(79) 22-TT-1X(94)
AS-1X-(76)
AW-1X(76 )
H-1X(74)
12-A-1X(79)
DUA-1X(74)
12-B-1X(79)
DUA-2X(74)
AD-1X(71)
ARCA-1X(78)
AM-1X(74)
06-A-1X(91)
06-LT-2X
06-HDB-1X(93)
06-D-1X(91)
05-3-MT-1X
05-2-B-1X(94)
05-2-HT-1X(95)

05-2-HT-2X(96)
05-2-NT-1AX(94)
05-2-CKT-1X(95)
05-3-TT-
1RX(95)
06-LD-1X(93)
06-HDN-1X(93)
LAN T¢Y
LAN §á
23-AO-1X(94)
21-S-1X(94)
03-PL-1X(93)
17-C-1X(90)
WOLF
17-N-1X(91)
17-DD-1X(89)
03-BOS-1X(93)
04-1-SDN-1X(96)
04-2-NB-1X(94)
04-2-HT-1X(95)
04-2-SB-1X(95)
04-1-ST-1X(94)
TL-2X
NH-1X
RVD-1X
12W-HH-1X
12C-1X(80)
12W-HA-1X
RB-1X
TL-1X

TLB-1X
11-1-CC-1X
10-TM-1X(94)
10-PM-1X(94)
10-DP-1X(93)
10-BM-1X(94)
11-1-CH-1X(95)
11-1-CPD-1X(94)
20-PH-1X
PHOENIX(91)
10-GO-1X
Đ
Ớ
I

N
Â
N
G

N
A
T
U
N
A
Đ
Ớ
I

N
Â
N
G





C
Ơ
N






S
Ơ
N


V
Ù
N

G

T
Ư

C
H
Í
N
H

-

V
Ũ
N
G

M
Â
Y
R§-1X
RN-1X
R§-2X
R§T-1X
04-3-BC(95)
MIA-1X(75)
04A-1X(79)
04-3-UT-1X(95)
04-B-1X(80)

04-3-DB-1X
B
¹
c
h

h
ỉ
Ranh giíi bĨ Nam C«n S¬n
315
Chương 10. Bể trầm tích Nam Côn Sơn và tài nguyên dầu khí
giếng ở các lô và trên các cấu tạo khác
nhau (Mía - 1X, ĐH - 1X, Hồng - 1X, Dừa
- 1X và Dừa - 2X), trong đó giếng Dừa-1X
đã phát hiện dầu.
Kết thúc giai đoạn này đã có 3 báo cáo
đánh giá kết quả nghiên cứu chung cho các
lô, trong đó quan trọng và đáng chú ý nhất
là báo cáo của công ty Mandrell.
Trong báo cáo này đã đưa ra 2 bản đồ
đẳng thời tầng phản xạ nông và tầng phản
xạ móng, các bản đồ dò thường từ và trọng
lực tỷ lệ 1/500.000 cho toàn thềm lục đòa
Việt Nam. Các bản đồ này phần nào đã thể
hiện được đặc điểm hình thái của các đơn
vò kiến tạo lớn bậc I và II và cho thấy sự
có mặt của lớp phủ trầm tích Kainozoi dày
hàng nghìn mét trên thềm lục đòa. Tuy vậy,
ở giai đoạn này chưa có một báo cáo tổng
hợp nào dù là sơ bộ về đặc điểm cấu trúc,

lòch sử phát triển đòa chất cho toàn vùng
nói chung cũng như các lô nói riêng. Các
số liệu minh giải và các ranh giới tầng phản
xạ chuẩn được lựa chọn theo nhiều quan
điểm khác nhau trên từng lô, vì vậy gây
khó khăn cho công tác tổng hợp toàn bể.
2.2. Giai đoạn 1976 - 1980
Sau khi giải phóng miền Nam nước nhà
thống nhất, Tổng cục Dầu khí đã quyết
đònh thành lập Công ty Dầu khí Việt Nam
II (11-1975), công tác tìm kiếm thăm dò
dầu khí được đẩy mạnh. Các công ty AGIP
và BOW VALLEY đã hợp đồng khảo sát
tỷ mỉ (14,859 km đòa chấn 2D mạng lưới
đến 2x2 km) và khoan thêm 8 giếng khoan
(04A - 1X, 04B - 1X, 12A - 1X, 12B - 1X,
12C - 1X, 28A - 1X và 29A - 1X).
Trên cơ sở công tác khảo sát đòa chất,
đòa vật lý và khoan, các công ty nêu trên
đã thành lập một số sơ đồ đẳng thời theo
các tầng phản xạ ở các tỷ lệ khác nhau và
đã có báo cáo tổng kết. Công ty GECO đã
thể hiện quan điểm của mình trong báo cáo
“Minh giải đòa chấn và đánh giá tiềm năng
dầu khí thềm lục đòa Việt Nam” của Daniel
S. và Netleton. Công ty AGIP đã nêu lên
một số quan điểm về cấu trúc đòa chất và
đánh giá khả năng dầu khí trên các lô 04 và
12. Công ty Dầu khí Nam Việt Nam (Công
ty II) đã tiến hành phân tích nghiên cứu và

tổng hợp tài liệu đã có, xây dựng được một
số sơ đồ đẳng thời và bản đồ cấu tạo tỷ lệ
1/100.000 và 1/50.000 cho các lô và một
số cấu tạo phục vụ sản xuất. Dưới sự chỉ
đạo kỹ thuật của Ngô Thường San, đã hoàn
thành một số phương án công tác đòa vật lý
và khoan tìm kiếm, đặc biệt đã hoàn thành
báo cáo tổng hợp “Cấu trúc đòa chất và
triển vọng dầu khí thềm lục đòa Nam Việt
Nam”, đề cập đến nhiều vấn đề lòch sử
phát triển đòa chất toàn vùng nói chung và
bể Nam Côn Sơn nói riêng, đồng thời cũng
nêu lên một số cơ sở đòa chất để đánh giá
triển vọng dầu khí toàn vùng nghiên cứu.
Song do những điều kiện khách quan,
bức tranh chi tiết về cấu trúc đòa chất trong
giai đoạn này vẫn chưa được làm sáng tỏ.
2.3. Giai đoạn từ 1981 - 1987
Sự ra đời của Xí nghiệp liên doanh
Vietsovpetro (VSP) là kết quả của hiệp
đònh về hữu nghò hợp tác tìm kiếm - thăm
dò dầu khí ở thềm lục đòa Nam Việt Nam
giữa Liên Xô (cũ) và Việt Nam vào năm
1981 đã mở ra một giai đoạn phát triển mới
trong công nghiệp dầu khí Việt Nam. Song
cũng cần phải nói rằng vì những lý do khác
nhau, công tác đòa chất - đòa vật lý chủ yếu
316
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
được đầu tư vào bể Cửu Long, còn đối với

bể Nam Côn Sơn chỉ có một số diện tích
nhất đònh được quan tâm, trong đó có khu
vực cấu tạo Đại Hùng (VSP đã tiến hành
khoan 3 giếng).
Trong giai đoạn này đã có một số báo
cáo tổng hợp đòa chất - đòa vật lý được hoàn
thành như báo cáo: “Phân vùng kiến tạo các
bồn trũng Kainozoi thềm lục đòa Việt Nam”
của tác giả Lê Trọng Cán và nnk năm 1985
và báo cáo: “Tổng hợp đòa chất - đòa vật
lý, tính trữ lượng dự báo Hydrocarbon và
vạch phương hướng công tác tìm kiếm dầu
khí trong giai đoạn tiếp theo ở thềm lục đòa
Nam Việt Nam” của Hồ Đắc Hoài, Trần Lê
Đông 1986 và luận án tiến só khoa học đòa
chất khoáng vật của Nguyễn Giao: “Cấu
trúc đòa chất và triển vọng dầu khí của các
bể trầm tích Đệ Tam vùng biển Đông Việt
Nam” năm 1987.
2.4. Giai đoạn từ năm 1988 đến nay
Sau khi Nhà nước ban hành Bộ luật Đầu
tư Nước ngoài 20 nhà thầu đã ký các hợp
đồng triển khai công tác tìm kiếm thăm dò
ở bể Nam Côn Sơn. Các nhà thầu đã tiến
hành khảo sát 54.779 km đòa chấn 2D và
5.399 km
2
đòa chấn 3D, đã khoan 62 giếng
khoan thăm dò và khai thác. Mỏ Đại Hùng
đã được đưa vào khai thác từ năm 1994, mỏ

khí Lan Tây vào năm 2002 và các mỏ khí
Rồng Đôi - Rồng Đôi Tây, Hải Thạch cũng
chuẩn bò đưa vào khai thác. Trong công
tác tổng hợp các nhà thầu cũng đã có báo
cáo lô và báo cáo giếng khoan, song về cơ
bản đây cũng chỉ là những báo cáo nhanh
phục vụ sản xuất. Về phía Tổng cục Dầu
khí Việt Nam (nay là Tổng Công ty Dầu
khí Việt Nam) có một số báo cáo nghiên
cứu tổng hợp chung cả bể. Đó là báo cáo:
“Chính xác hoá cấu trúc đòa chất, đánh giá
tiềm năng và đề xuất phương hướng tìm
kiếm thăm dò dầu khí ở bể Nam Côn Sơn”
của Nguyễn Giao, Nguyễn Trọng Tín và
nnk 1990, báo cáo: “Đòa chất dầu khí và
tiềm năng Hydrocarbon bể Nam Côn Sơn”
của Nguyễn Giao, Nguyễn Trọng Tín, Lê
Văn Dung (Viện Dầu Khí) và D.Willmor
và nnk (Robertson) 1991, báo cáo: “Đánh
giá tiềm năng dầu khí bể Nam Côn Sơn”
của Nguyễn Trọng Tín và nnk 1993, báo
cáo: “Chính xác hoá cấu trúc đòa chất và
trữ lượng dầu khí phần phía Đông bể Nam
Côn Sơn” của Nguyễn Trọng Tín và nnk
1995, báo cáo: “Nghiên cứu đánh giá tiềm
năng dầu khí phần phía Tây bể Nam Côn
Sơn” của Nguyễn Trọng Tín và nnk 1996,
báo cáo: “Mô hình hoá bể Nam Côn Sơn”
của Nguyễn Thò Dậu và nnk 2000.
3. Các yếu tố cấu trúc và kiến tạo

3.1. Vò trí, giới hạn bể Nam Côn Sơn
Bể Nam Côn Sơn phát triển chồng trên
các kiến trúc của nền Indochina bò hoạt
hoá mạnh mẽ trong Phanerozoi và hoạt
hoá magma kiến tạo trong Mesozoi muộn.
Cộng ứng với quá trình này ở phía Đông
nền Indochina - Vùng biển rìa Đông Việt
Nam xảy ra quá trình giãn đáy biển rìa vào
Oligocen với trục tách giãn phát triển theo
phương đông bắc - tây nam. Quá trình tách,
giãn đáy Biển Đông đã đẩy rời xa hai khối
vi lục đòa Hoàng Sa, Trường Sa và kiến sinh
phá hủy (Taphrogeny) trên vùng thềm lục
đòa phía Nam, từ đó phát triển các bể trầm
tích Kainozoi tương ứng. Bể Nam Côn Sơn
với hai đới trũng sâu: trũng Bắc và trũng
317
Chương 10. Bể trầm tích Nam Côn Sơn và tài nguyên dầu khí
Trung tâm có hướng trục sụt lún cùng hướng
trục giãn đáy Biển Đông và nằm phù hợp
trực tiếp trên phương kéo dài của trục giãn
đáy Biển Đông là bằng chứng của sự ảnh
hưởng này.
Bể Nam Côn Sơn được giới hạn về
phía Bắc bởi đới nâng Côn Sơn, phía Tây
và phía Nam là đới nâng Khorat - Natuna.
Còn ranh giới phía Đông Bắc là khu vực bể
Phú Khánh và phía Đông là bể Tư Chính
- Vũng Mây.
Ở phía Đông Bể Nam Côn Sơn tồn tại

hệ đứt gãy được Ngô Thường San (năm
1980) gọi là đứt gãy kinh tuyến 109
o
. Đứt
gãy này được phát hiện trên các tài liệu đòa
chấn ở thềm lục đòa miền Trung và vùng
biển Phan Rang. Tại khu vực nghiên cứu,
đứt gãy này đóng vai trò ngăn cách giữa
thềm và sườn lục đòa hiện đại. Phần đứt
gãy kéo dài xuống phía Nam còn chưa đủ
tài liệu khẳng đònh, song có lẽ nó còn tiếp
tục phát triển rồi nhập vào các hệ đứt gãy
chờm nghòch Bắc Palawan.
Đới nâng Côn Sơn có dạng một phức
nếp lồi phát triển kéo dài theo phương
Đông Bắc. Ở phía Tây Nam được gắn liền
với đới nâng Khorat - Natuna, nhô cao và
lộ ra ở đảo Côn Sơn, sau đó chìm dần ở
phạm vi các lô 02, 03, và rồi lại nâng cao ở
Cù Lao Dung mà trong chương 9 gọi là đới
nâng Phú Q. Đới nâng Côn Sơn chủ yếu
cấu tạo bởi các đá xâm nhập và phun trào
trung tính, axit thuộc đá núi lửa rìa Đông
lục đòa Châu Á tuổi Mesozoi muộn.
Đới nâng Khorat - Natuna kéo dài từ
Thái Lan qua Tây Nam Việt Nam Borneo
theo hướng tây bắc - đông nam và là một bộ
phận của lục đòa Sunda cổ. Đới nâng được
cấu thành bởi tập hợp các thành tạo lục
nguyên tuổi Carbon - Permi, Jura - Creta

và các đá biến chất Paleozoi, Mesozoi
cũng như các đá magma axit - trung tính
tuổi Kainozoi, nằm trong đai núi lửa miền
Đông Á.
3.2. Các đơn vò cấu trúc
Trên cơ sở các thông số về chiều dày,
thành phần và sự phân bố các thành tạo
trầm tích cũng như các hệ thống đứt gãy,
cấu trúc của bể Nam Côn Sơn được phân
chia thành một số đơn vò sau (Hình 10.2):
3.2.1. Đới phân dò phía Tây (C)
Đới nằm ở phía Tây bể trên các lô 27,
28, 29 và nửa phần Tây các lô 19, 20, 21,
22. Ranh giới phía Đông của đới được lấy
theo hệ đứt gãy Sông Đồng Nai. Đặc trưng
cấu trúc của đới là sự sụt nghiêng khu vực
về phía Đông theo kiểu xếp chồng do kết
quả hoạt động đứt gãy - khối chủ yếu theo
hướng bắc - nam, tạo thành các trũng hẹp
sâu ở cánh Tây của các đứt gãy, đặc biệt là
đứt gãy lớn đi kèm các dải nâng (Hình 10.3).
Dựa vào đặc điểm cấu trúc của móng, đới
phân dò phía Tây được phân thành 2 đơn vò
(phụ đới) có đặc trưng cấu trúc tương đối
khác nhau, ranh giới phân chia là đứt gãy
Sông Hậu.
Phụ đới rìa Tây (C1)
Phụ đới này phát triển ở cánh Tây đứt
gãy Sông Hậu và tiếp giáp trực tiếp với đới
nâng Khorat - Natuna phương á kinh tuyến.

Đòa hình móng trước Kainozoi khá bình
ổn, tạo đơn nghiêng, đổ dần về phía Đông.
Trong các trũng hẹp sâu kề đứt gãy Sông
Hậu có khả năng tồn tại đầy đủ lát cắt trầm
tích Kainozoi với chiều dày khoảng 3.500
- 4.000m.
318
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
Hình 10.2. Bản đồ các yếu tố cấu trúc bể Nam Côn Sơn
319
Chương 10. Bể trầm tích Nam Côn Sơn và tài nguyên dầu khí
Phụ đới phân dò phía Tây (C2)
Nằm giữa hai đứt gãy Sông Hậu và
Sông Đồng Nai là phụ đới phân dò phía Tây.
Hoạt động đứt gãy ở phụ đới này thể hiện
mạnh hơn ở phụ đới Rìa Tây. Ngoài các đứt
gãy theo phương kinh tuyến chiếm ưu thế
còn phát triển các hệ đứt gãy phương đông
bắc - tây nam, đông - tây. Đòa hình móng
phân dò phức tạp. Quá trình nâng - sụt dạng
khối và phân dò mạnh mẽ. Phụ đới này gồm
các trũng hẹp sâu và các dải nâng xen kẽ,
trũng sâu nhất 6.000m. Ở nửa phía Đông
của phụ đới có mặt đầy đủ lát cắt trầm tích
của phức hệ cấu trúc lớp phủ, ngoại trừ trên
dải nâng cấu tạo 28a, 29a, ở cánh Đông đứt
gãy Sông Hậu vắng mặt trầm tích Oligocen
và Miocen dưới.
3.2.2. Đới phân dò chuyển tiếp (B)
Đới này có ranh giới phía Tây là đứt gãy

Sông Đồng Nai, phía Đông và Đông Bắc là
Hình 10.3. Bản đồ cấu trúc bề mặt móng trước Kainozoi bể Nam Côn Sơn
320
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
hệ đứt gãy Hồng - Tây Mãng Cầu. Ranh
giới phía Bắc Tây Bắc được lấy theo đường
đẳng sâu móng 1.000m của đới nâng Côn
Sơn. Ranh giới phía Nam là khối móng nhô
cao (phần cuối của đới nâng Natuna) với độ
sâu 1.000 - 1.500m. Đới mang đặc tính cấu
trúc chuyển tiếp từ đới phân dò phía Tây
kéo sang phía Đông và từ đới nâng Côn
Sơn kéo xuống phía Nam. Đới bò chia cắt
bởi các hệ đứt gãy phương bắc - nam, đông
bắc - tây nam và đông - tây.
Đòa hình móng phân dò thể hiện đặc tính
sụt lún dạng bậc, sâu dần từ đới nâng Côn
Sơn về phía Đông Nam và từ phía Nam
(cận Natuna) lên phía Bắc, nơi sâu nhất
thuộc vùng tiếp nối của các lô 11-2 với 12-
W (khoảng 7.000m xem Hình 10.3). Đới
phân dò chuyển tiếp được chia thành 2 đơn
vò cấu trúc (phụ đới sau) sau:
Phụ đới phân dò phía Bắc (B1)
Đây là phần phát triển dọc rìa Đông
Nam của đới nâng Côn Sơn, với hệ đứt gãy
ưu thế có phương đông bắc - tây nam và á
kinh tuyến. Nhìn chung, các đứt gãy có biên
độ tăng dần theo vò trí từ Tây sang Đông
(từ vài trăm mét đến 1.000 - 2.000m). Đòa

hình móng có dạng bậc thang, chìm nhanh
về Đông Nam, sâu nhất 6.000m. Phủ trên
móng chủ yếu là các trầm tích từ Miocen
đến Đệ Tứ. Các trầm tích Oligocen có bề
dày không lớn và vắng mặt ở phần Tây,
Tây Bắc của phụ đới, nói chung bò vát
mỏng nhanh theo hướng từ đông sang tây
và đông nam lên tây bắc. Trong phụ đới
này đã phát hiện các cấu trúc vòm kề đứt
gãy, phương đông bắc - tây nam và thường
bò đứt gãy phân cắt thành các khối.
Phần Nam của phụ đới có mặt một số
cấu tạo hướng vó tuyến. Đòa hình móng thể
hiện đặc tính sụt lún từ từ theo hướng tây
sang đông và từ bắc xuống nam.
Phụ đới cận Natuna (B2)
Đặc trưng của phụ đới cậân Natuna là
cấu trúc dạng khối, chiều sâu của móng
khoảng 5.000m đến 5.500m. Tại đây phát
triển hai hệ thống đứt gãy kinh tuyến và á
vó tuyến. Trong phụ đới này đã phát hiện
nhiều cấu trúc vòm.
3.2.3. Đới sụt phía Đông (A)
Gồm diện tích rộng lớn ở trung tâm và
phần Đông bể Nam Côn Sơn, với đặc tính
kiến tạo sụt lún, đứt gãy hoạt động nhiều
pha chiếm ưu thế. Đòa hình móng phân dò
mạnh với chiều sâu thay đổi từ 1.400m trên
phụ đới nâng Mãng Cầu đến hơn 10.000m
ở trung tâm của trũng sâu (Hình 10.3). Mặt

khác ở trung tâm các trũng sâu, đặc trưng
cấu trúc của móng chưa được xác đònh. Đới
sụt phía Đông được phân chia làm 5 đơn vò
cấu trúc (phụ đới) sau:
Phụ đới Trũng Bắc (A1)
Nằm ở giữa phụ đới nâng Mãng Cầu (ở
phía Nam) và phụ đới phân dò Bắc (ở phía
Tây) là phụ trũng Bắc. Nó phát triển như
một trũng giữa đới nâng tới cuối Miocen
- giữa đầu Miocen muộn. Ranh giới phía
Đông của phụ đới chưa được xác đònh rõ.
Phụ đới này được đặc trưng bởi phương cấu
trúc và đứt gãy Đông Bắc - Tây Nam có
biên độ từ vài trăm đến hơn 1.000m. Các
đứt gãy đã chia cắt móng, tạo đòa hình
không cân xứng, dốc đứng ở cánh Nam
và Tây Nam, thoải dần ở cánh Bắc - Tây
Bắc. Bề dày trầm tích Kainozoi thay đổi từ
4.000m đến 10.000m và có mặt đầy đủ các
trầm tích từ Eocen - Oligocen đến Đệ Tứ.
Trên phần rìa Tây Bắc phụ đới trũng này
321
Chương 10. Bể trầm tích Nam Côn Sơn và tài nguyên dầu khí
phát hiện được các cấu trúc vòm nâng kề
đứt gãy, còn ở phần phía Đông ngoài các
vòm kề áp đứt gãy còn phát hiện được một
số nâng dạng vòm. Các cấu trúc vòm nâng
đều có độ sâu chôn vùi lớn.
Phụ đới nâng Mãng Cầu (A2)
Phụ đới nâng Mãng Cầu gồm các lô 04

- 2, 04-3, một phần các lô 05-1a, 10 và 11-
1. Phụ đới nâng Mãng Cầu phát triển kéo
dài hướng đông bắc - tây nam dọc hệ thống
đứt gãy cùng phương ở phía Bắc. Trong
quá trình tiến hoá phụ đới bò chia cắt thành
nhiều khối bởi các hệ đứt gãy chủ yếu có
phương đông bắc - tây nam và á kinh tuyến.
Đòa hình móng phân dò mạnh, biến đổi từ
2.500m ở phía Tây đến 7.000m ở phần rìa
Đông phụ đới. Thành phần móng chủ yếu
là các thành tạo granit, granodiorit tuổi
Mesozoi muộn. Nhiều cấu tạo vòm, bán
vòm và thành tạo carbonat phát triển kế
thừa trên các khối móng ở đây.
Trong suốt quá trình phát triển đòa chất
từ Eocen đến Miocen, phụ đới nâng Mãng
Cầu đóng vai trò như một dải nâng giữa
trũng, ngăn cách giữa hai trũng lớn nhất ở
bể Nam Côn Sơn (phụ đới trũng Bắc và phụ
đới trũng Trung tâm). Nhưng từ Pliocen đến
Đệ Tứ nó tham gia vào quá trình lún chìm
khu vực chung của bể - giai đoạn phát triển
thềm lục đòa hiện đại.
Phụ đới trũng Trung tâm (A3)
Phụ đới này nằm giữa 2 phụ đới: phụ
đới nâng Dừa (ở phía Nam) và phụ đới
nâng Mãng Cầu (ở phía Bắc), chiếm một
diện tích rộng lớn gồm các lô 05-1, 05-2,
05-3 và một phần các lô 11, 12-E, 06. Ranh
giới phía Đông còn chưa đủ tài liệu để xác

đònh cụ thể.
Phụ đới trũng Trung tâm phát triển chủ
yếu theo phương Đông - Đông Bắc, mở
rộng về Đông, thu hẹp dần về Tây. Theo
hướng từ Tây sang Đông trũng có dạng
lòng máng, trũng có xu hướng chuyển trục
lún chìm từ á vó tuyến sang á kinh tuyến.
Phụ đới trũng Trung tâm có bề dày trầm
tích Kainozoi dày từ 5.000-14.000m và có
đầy đủ các trầm tích từ Eocen - Oligocen
đến Đệ Tứ. Trên phụ đới này đã phát hiện
được nhiều cấu trúc vòm, vòm kề đứt gãy,
song độ sâu chôn vùi của các cấu trúc này
khá lớn. Ngoài ra, tồn tại nhiều cấu trúc
dạng khối đứt gãy, dạng vòm cuốn và dạng
hình hoa (Hình 10.4).
Phụ đới nâng Dừa (A4)
Phụ đới nâng Dừa giữ vai trò ngăn cách
giữa phụ đới trũng Trung tâm và phụ đới
trũng Nam, phát triển theo hướng đông bắc
- tây nam. Trên phụ đới này phát hiện nhiều
cấu trúc vòm nâng liên quan đến thành tạo
carbonat.
Phụ đới trũng Nam (A5)
Nằm ở phía Nam, Đông Nam Bể Nam
Côn Sơn thuộc diện tích các lô 06, 07, 12-E
và 13, phía Tây tiếp giáp với phụ đới cận
Natuna. Ranh giới phía Đông chưa xác đònh
cụ thể, song có lẽ được lưu thông với trũng
phía Tây bể Sarawak. Chiều sâu của móng

ở đây thay đổi từ 4.000 đến 6.000m.
3.3. Lòch sử phát triển đòa chất
Lòch sử phát triển bể Nam Côn Sơn gắn
liền với quá trình tách giãn Biển Đông và
có thể được chia làm 3 giai đoạn chính: Giai
đoạn trước tách giãn (Paleocen - Eocen),
giai đoạn đồng tách giãn (Oligocen - Miocen
sớm), giai đoạn sau tách giãn (Miocen giữa
- Đệ Tứ, Hình 10.5).
322
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
Giai đoạn trước tạo rift - Paleocen -
Eocen
Trong giai đoạn này chế độ kiến tạo
toàn khu vực nhìn chung bình ổn, xảy ra
quá trình bào mòn và san bằng đòa hình
cổ, tuy nhiên một đôi nơi vẫn có thể tồn tại
những trũng giữa núi. Ở phần trung tâm của
bể có khả năng tồn tại các thành tạo molas,
vụn núi lửa và các đá núi lửa có tuổi Eocen
như đã bắt gặp trên lục đòa.
Hình 10.4. Mặt cắt đòa chấn minh hoạ các dạng bẫy cấu trúc
Hình 10.5. Mặt cắt đòa chấn minh hoạ các chu kỳ phát triển đòa chât
323
Chương 10. Bể trầm tích Nam Côn Sơn và tài nguyên dầu khí
Giai đoạn đồng tạo rift - Oligocen -
Miocen sớm
Do đặc điểm cấu trúc đòa chất phức tạp
nên còn tồn tại những quan điểm khác nhau
về giai đoạn tạo rift của bể Nam Côn Sơn

như đã nêu ở chương 4 và 5 quyển sách
này.
Đây là giai đoạn chính thành tạo bể gắn
liền với tách giãn Biển Đông. Sự mở rộng
của Biển Đông về phía Đông cùng với hoạt
động tích cực của hệ thống đứt gãy Đông
Bắc - Tây Nam đã làm xuất hiện đòa hào
Trung tâm của bể kéo dài theo hướng đông
bắc - tây nam và dọc theo các đứt gãy này
đã có phun trào hoạt động. Các thành tạo
trầm tích Oligocen - Miocen sớm gồm các
trầm tích vụn chủ yếu thành tạo trong các
môi trường đầm hồ và đới nước lợ ven bờ
(brackish littoral zone) với các tập sét kết,
bột kết dày xen kẽ cát kết hạt mòn và môi
trường đồng bằng châu thổ thấp (lower
delta plain) gồm cát kết hạt mòn, bột kết,
sét kết với các lớp than mỏng. Pha kiến tạo
Miocen giữa đã chấm dứt giai đoạn này và
làm thay đổi bình đồ cấu trúc của bể.
Giai đoạn sau tạo rift - Miocen giữa - Đệ
Tứ
Trong giai đoạn này nhìn chung chế độ
kiến tạo khá bình ổn hơn so với giai đoạn
trước. Song ở một số nơi vẫn quan sát thấy
sự nâng lên bào mòn và cắt cụt một số cấu
trúc dương đã có (ở các lô 04, 05). Về cơ
bản chế độ kiến tạo oằn võng và lún chìm
nhiệt, cũng như các pha biển tiến và ngập
lụt khống chế trên diện tích toàn bể. Hầu

hết các đứt gãy đều kết thúc hoạt động vào
cuối Miocen. Trong Pliocen - Đệ Tứ phát
triển thềm lục đòa, bình đồ cấu trúc không
còn mang tính kế thừa các giai đoạn trước,
ranh giới giữa các trũng gần như được đồng
nhất trên toàn khu vực.
4. Đòa tầng, trầm tích và môi trường
4.1. Thành tạo trước Kainozoi
Một số giếng khoan (ĐH-1X, 04-A-
1X, 04-2-BC-1X, 04-3-ĐB-1X, 10-PM-1X,
HONG-1X, 12-Dừa-1X, 12-C-1X, 20-PH-
1X, 28-A-1X, 29-A-1X ) ở bể Nam Côn
Sơn gặp đá móng không đồng nhất bao
gồm: granit, granodiorit, diorit và đá biến
chất, tuổi của các thành tạo này có thể là
Jura muộn - Creta.
Nằm không chỉnh hợp trên móng không
đồng nhất là lớp phủ trầm tích Paleogen -
Đệ Tứ có chiều dày biến đổi từ hàng trăm
đến hàng nghìn mét (Hình 10.6)
4.2. Các thành tạo Kainozoi
PALEOGEN
Oligocen
Hệ tầng Cau (E
3
c)
Hệ tầng Cau có thể xem tương đương
với hệ tầng Bawah, Keras và Gabus (Agip
1980) thuộc bể Đông Natuna (ở phía Nam
của bể Nam Côn Sơn).

Hệ tầng Cau vắng mặt trên phần lớn
các đới nâng: Nâng Mãng Cầu, nâng Dừa,
phần Tây lô 04, phần lớn lô 10, 11-1, 28, 29
và một số diện tích ở phần Tây, Tây Nam
của bể. Trầm tích của hệ tầng Cau bao gồm
chủ yếu các lớp cát kết có màu xám xen các
lớp sét bột kết màu nâu. Cát kết thạch anh
hạt thô đến mòn, độ lựa chọn kém, xi măng
sét, carbonat. Chiều dày trung bình khoảng
360m. Mặt cắt hệ tầng Cau có thể có nơi
đến hàng nghìn mét chia làm 3 phần:
Phần dưới gồm cát kết hạt mòn đến thô
324
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
Hình 10.6. Cột đòa tầng tổng hợp bể Nam Côn Sơn
325
Chương 10. Bể trầm tích Nam Côn Sơn và tài nguyên dầu khí
đôi khi rất thô hoặc sạn kết, cát kết chứa
cuội, và cuội kết màu xám, xám phớt nâu,
nâu đỏ chứa các mảnh vụn than hoặc các
lớp kẹp than. Ở một số giếng khoan gặp
các lớp đá phun trào: andesit, basalt, diabas
nằm xen kẽ (GK 20-PH-1X).
Phần giữa gồm chủ yếu là các thành
phần hạt mòn chiếm ưu thế gồm các tập sét
kết phân lớp dày đến dạng khối màu xám
sẩm, xám đen xen kẽ ít bột kết, đôi khi phớt
nâu đỏ hoặc tím đỏ, khá giàu vật chất hữu
cơ và vôi xen kẽ các lớp sét kết chứa than.
Phần trên gồm cát kết hạt nhỏ đến vừa

màu xám tro, xám sáng đôi chỗ có chứa
glauconit, trùng lỗ xen kẽ bột kết, sét kết
màu xám tro, xám xanh hoặc nâu đỏ.
Sét kết của hệ tầng Cau phân lớp dày
hoặc dạng khối, rắn chắc. Ở phần dưới tại
những vùng bò chôn vùi sâu khoáng vật sét
bò biến đổi khá mạnh, một phần bò kết tinh.
Sét kết hệ tầng này thường chứa vật chất
hữu cơ cao nên được coi là tầng sinh dầu
khí, đồng thời nhiều nơi cũng được coi là
tầng chắn tốt.
Cát kết của hệ tầng này có hạt mòn đến
nhỏ (ở phần trên) hoặc hạt vừa đến thô, đôi
khi rất thô (ở phần dưới), độ lựa chọn kém
đến trung bình, hạt bán tròn cạnh đến góc
cạnh. Đôi khi trong cát kết có chứa mảnh
vụn đá biến chất và magma của các thành
tạo móng trước Đệ Tam.
Các tập cát kết của hệ tầng Cau có khả
năng chứa trung bình. Tuy nhiên, chất lượng
đá chứa biến đổi mạnh theo chiều sâu và
theo khu vực tuỳ thuộc môi trường trầm tích
và mức độ biến đổi thứ sinh.
Đặc điểm trầm tích nêu trên chứng tỏ hệ
tầng Cau được hình thành trong giai đoạn
đầu tạo bể. Ở thời kỳ đầu, phát triển trầm
tích tướng lục đòa bao gồm các thành tạo lũ
tích xen trầm tích đầm hồ, vũng vònh, nhiều
khu vực xảy ra các hoạt động núi lửa tạo
nên một số lớp phun trào andesit, basalt,

diabas và tuf. Vào giai đoạn sau trầm lắng
các thành tạo có xu hướng mòn dần; đôi
nơi cát kết có chứa glauconit và hoá thạch
biển. Trầm tích được lắng đọng trong môi
trường tam giác châu, vũng vònh đến biển
ven bờ (Hình 10.6).
Hệ tầng Cau phủ không chỉnh hợp
trên móng trước Đệ Tam và được đònh
tuổi là Oligocen dựa vào bào tử phấn hoa
đới Florschuetza Tribolata và phụ đới
Cicatricosisporité dorogensis Ly copodium
neogenicus.
NEOGEN
Miocen dưới
Hệ tầng Dừa (N
1
1
d)
Hệ tầng Dừa phân bố rộng rãi trong bể
Nam Côn Sơn bao gồm chủ yếu cát kết,
bột kết màu xám sáng, xám lục xen kẽ với
sét kết màu xám, xám đỏ, xám xanh; các
lớp sét chứa vôi giàu vật chất hữu cơ có
chứa than hoặc các lớp than mỏng. Đôi khi
có những lớp đá vôi mỏng chứa nhiều hạt
vụn hoặc đá vôi màu trắng xen kẽ trong hệ
tầng. Tỷ lệ cát/sét trong toàn bộ mặt cắt
gần tương đương nhau, tuy nhiên về phía
Đông của bể thành phần hạt mòn tăng dần
và ngược lại, ở phần rìa phía Tây tỷ lệ cát

kết tăng do gần nguồn cung cấp vật liệu.
Cát kết hạt nhỏ đến hạt vừa đôi khi hạt
thô (ở phần dưới lát cắt) có độ lựa chọn và
mài tròn tốt. Đá gắn kết tốt, có chứa nhiều
glauconit và hoá thạch sinh vật biển, đặc
biệt phong phú trùng lỗ.
Các trầm tích kể trên hầu như mới bò
biến đổi thứ sinh ở mức độ thấp, phần lớn
326
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
vào giai đoạn catagen sớm. Vì vậy, đặc tính
thấm và chứa nguyên sinh của đá chưa hoặc
rất ít bò ảnh hưởng. Một số tập cát kết của
hệ tầng được coi là tầng chứa trung bình
đến tốt với độ rỗng thay đổi từ 17 - 23% và
độ thấm vài chục mD đến vài trăm mD.
Sét kết ngoài thành phần khoáng vật
chính là 2 nhóm hydromica và kaolinit, thì
còn chứa một lượng đáng kể (5 - 10%) nhóm
khoáng vật hỗn hợp của montmorilonit và
hydromica có tính trương nở mạnh, do vậy
chất lượng chắn có phần tốt hơn.
Trầm tích hệ tầng Dừa được thành tạo
trong điều kiện đòa hình cổ gần như bằng
phẳng hoặc có phân cắt không đáng kể.
Chính trong điều kiện này nên thành phần
lát cắt khá đồng nhất trong toàn vùng. Trầm
tích của hệ tầng được thành tạo trong môi
trường từ tam giác châu tới biển nông và
biển nông ven bờ. Chiều dày của hệ tầng

Dừa thay đổi từ 200m - 800m, cá biệt có nơi
dày tới 1.000m (Hình 10.6).
Hệ tầng Dừa nằm phủ không chỉnh hợp
trên hệ tầng Cau.
Tuổi Miocen sớm của hệ tầng Dừa được
xác đònh dựa vào Foram đới N6 - N8 (theo
Martini, 1971). Hệ tầng có thể tương đương
với phần chính của hệ tầng Barat và một
phần của hệ tầng Arang (Agip, 1980) thuộc
trũng Đông Natuna.
Miocen giữa
Hệ tầng Thông - Mãng cầu (N
1
2
tmc)
Trầm tích của hệ tầng Thông - Mãng
Cầu phân bố rộng khắp bể Nam Côn Sơn.
Mặt cắt hệ tầng có thể chia thành hai phần
chính:
Phần dưới chủ yếu là cát kết thạch anh
hạt mòn đến trung, xi măng carbonat, chứa
glauconit và nhiều hóa thạch sinh vật xen
kẹp những lớp mỏng sét kết và sét vôi.
Phần trên là sự xen kẽ giữa các lớp đá
vôi màu xám sáng, màu trắng sữa đôi khi
màu nâu bò dolomit hóa với các lớp sét -
bột kết, cát kết hạt mòn, xi măng carbonat
màu xám xanh.
Các trầm tích lục nguyên, lục nguyên
chứa vôi phát triển mạnh dần về phía rìa

Bắc và phía Tây - Tây Nam của bể. Trầm
tích của hệ tầng Thông - Mãng Cầu mới bò
biến đổi thứ sinh ở giai đoạn catagen sớm
nên các tập cát kết có khả năng chứa vào
loại tốt.
Đá carbonat phát triển khá rộng rãi tại
các vùng nông ở Trung tâm bể, đặc biệt tại
các lô phía Đông của bể: các lô 04, 05, 06
Đá có màu trắng, trắng sữa, dạng khối, chứa
phong phú san hô và các hóa thạch động
vật khác, có lẽ đã được thành tạo trong môi
trường biển mở của thềm lục đòa. Trong tập
đá carbonat còn gặp xen kẹp các lớp đá vôi
dolomit hoặc dolomit hạt nhỏ.
Khả năng chứa của tập đá carbonat đã
được xác đònh thuộc loại tốt tới rất tốt với
độ rỗng trung bình thay đổi từ 10 - 35%,
kiểu độ rỗng chủ yếu là độ rỗng giữa hạt
(do quá trình dolomit hóa) và độ rỗng hang
hốc (do hoà tan, rữa lũa các khoáng vật
carbonat).
Ngoài sự khác biệt về các đới cổ sinh
thì mức độ tái kết tinh và dolomit hóa của
đá carbonat của hệ tầng Thông - Mãng Cầu
mạnh hơn, đây cũng là đặc điểm để phân
biệt nó với hệ tầng Nam Côn Sơn nằm
trên.
Trầm tích của hệ tầng Thông - Mãng
Cầu được thành tạo trong môi trường đồng
bằng châu thổ đến rìa trước châu thổ chủ

yếu ở phía Tây, còn ở phần Trung tâm và
327
Chương 10. Bể trầm tích Nam Côn Sơn và tài nguyên dầu khí
phía Đông của bể chủ yếu là biển nông
trong thềm đến giữa thềm (Hình 10.6).
Chiều dày trầm tích của hệ tầng Thông
- Mãng Cầu thay đổi từ vài mét đến vài
chục mét.
Hệ tầng Thông - Mãng Cầu nằm chỉnh
hợp trên hệ tầng Dừa.
Tuổi Miocen giữa được xác đònh dựa
vào Foram đới N9 - N15, tảo carbonat
đới NN5 - NN9 và bào tử phấn hoa phụ
đới Florschuetzia semilobat ở phần dưới
và phụ đới Florschuetzia trilobata ở phần
trên. Hệ tầng có khối lượng tương đương
với một phần hệ tầng Arang và một phần
hệ tầng Terumbu (Agip 1980) ở trũng Đông
Natuna.
Miocen trên
Hệ tầng Nam Côn Sơn (N
1
3
ncs)
Hệ tầng Nam Côn Sơn mang tên của
bể, trầm tích của hệ tầng phân bố rộng rãi
với tướng đá thay đổi mạnh các khu vực
khác nhau. Ở rìa phía Bắc và Tây - Tây
Nam trầm tích chủ yếu là lục nguyên gồm
sét kết, sét vôi màu xám lục đến xám xanh,

gắn kết yếu xen kẽ các lớp cát - bột kết
chứa vôi đôi khi gặp một số thấu kính hoặc
những lớp đá vôi mỏng chứa nhiều mảnh
vụn lục nguyên. Cát kết có độ lựa chọn và
mài tròn tốt, chứa hóa thạch động vật biển
và glauconit. Ở vùng Trung tâm bể mặt cắt
gồm các trầm tích lục nguyên và carbonat
xen kẽ. Nhưng tại một số vùng nâng ở phía
Đông, Đông Nam bể đá carbonat lại chiếm
ưu thế trong mặt cắt của hệ tầng.
Hệ tầng Nam Côn Sơn có bề dày 200
- 600m và nằm bất chỉnh hợp trên hệ tầng
Thông - Mãng Cầu.
Theo đặc điểm trầm tích và cổ sinh
thì hệ tầng Nam Côn Sơn được hình thành
trong môi trường biển nông thuộc đới trong
của thềm ở khu vực phía Tây và thuộc đới
giữa - ngoài thềm ở khu vực phía Đông.
Tuổi Miocen muộn của hệ tầng Nam
Côn Sơn được xác đònh dựa vào Foram đới
N16-N18, tảo carbonat đới NN10 - NN11
và bào tử phấn hoa đới Florschuetzia
meridionals, hệ tầng tương đương với phần
trên của hệ tầng Terumbu (Agip 1980) ở
trũng Đông Natuna.
Pliocen - Đệ Tứ
Hệ tầng Biển Đông (N
2
- Q bđ)
Hệ tầng Biển Đông không chỉ phân bố

trong bể Nam Côn Sơn mà trong toàn khu
vực Biển Đông liên quan đến đợt biển tiến
Pliocen.
Trầm tích Pliocen gồm cát kết màu
xám, vàng nhạt và bột kết xen lẫn với sét
kết nhiều vôi chứa nhiều glauconit và rất
nhiều hóa thạch trùng lỗ, gắn kết yếu hoặc
bở rời.
Tuổi Pliocen được xác đònh dựa vào
Foram đới N19 - N21, tảo carbonat đới
NN12 - NN18 và bào tử phấn hoa đới
Dacrydium, hệ tầng tương đương với tầng
Muda của Agip (1980).
Trầm tích Đệ Tứ bao gồm cát gắn kết
yếu, xen kẽ với sét và bùn chứa nhiều di
tích sinh vật biển. Tuổi Đệ Tứ được xác
đònh dựa vào Foram đới N22-N23, tảo
carbonat NN19 - NN21 và bào tử phấn hoa
đới Phyllocladus.
Sự hình thành trầm tích của hệ tầng
Biển Đông liên quan tới giai đoạn biển tiến
Pliocen, trong môi trường biển nông ven
bờ, biển nông đến biển sâu.
Hệ tầng Biển Đông có bề dày trầm tích
thay đổi rất lớn từ vài trăm mét đến vài
nghìn mét, nằm bất chỉnh hợp trên hệ tầng
328
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
Nam Côn Sơn.
5. Các tích tụ hydrocarbon

Ở bể Nam Côn Sơn dầu được phát hiện
đầu tiên tại giếng khoan Dừa - 1X vào năm
1975. Tính đến năm 2004 đã có 78 giếng
khoan thăm dò, trong đó 28 giếng khoan
phát hiện và có biểu hiện dầu khí, chiếm tỷ
lệ thành công 35%. Đã đưa được 3 mỏ vào
khai thác: mỏ dầu khí Đại Hùng, các mỏ
khí Lan Tây và Lan Đỏ. Đang phát triển
để đưa vào khai thác các mỏ khí Rồng Đôi
- Rồng Đôi Tây và Hải Thạch. Dầu và khí
được phát hiện trong tất cả các đối tượng:
Móng nứt nẻ trước Đệ Tam (Mỏ Đại Hùng,
các cấu tạo 04-A, Bồ Câu, Gấu Ong), cát
kết tuổi Oligocen (các cấu tạo Dừa, Hải
Thạch, Thanh Long, Nguyệt Thạch, Hướng
Dương Bắc, Bồ Câu, 12-C), cát kết tuổi
Miocen (các mỏ Đại Hùng, Rồng Đôi,
Rồng Đôi Tây, Hải Thạch, các cấu tạo Kim
Cương Tây, Mộc Tinh, Sông Tiền, Ngựa
Bay, Hươi Trắng, Đại Bàng, 04-A, Thanh
Long, Rồng Bay, Gấu Ong, Ngân Hà, Phi
Mã, Cá Pecca Đông, Rồng Vó Đại, 12-C,
Hải Âu), Carbonat tuổi Miocen (các mỏ
Lan Tây, Lan Đỏ, Đại Hùng, các cấu tạo
Thanh Long, Đại Bàng, Mía, Bạc, Dừa, 04-
A), cát kết tuổi Pliocen (mỏ Hải Thạch, các
cấu tạo Mộc Tinh, Thanh Long, Kim Cương
Tây).
Ở bể Nam Côn Sơn, chiều sâu của vỉa
dầu khí trong trầm tích Đệ Tam đạt tới gần

4.600m (GK 05-1B-TL-2X), là chiều sâu
lớn nhất phát hiện dầu khí trên thềm lục
đòa Việt Nam hiện nay. Các phát hiện dầu
khí trong thời gian qua chủ yếu là khí và
khí condensat. Đặc điểm các loại dầu và
khí thiên nhiên được phát hiện ở bể Nam
Côn Sơn cụ thể như sau:
Dầu và condensat ở bể Nam Côn Sơn
có mật độ thay đổi từ nặng, trung bình đến
nhẹ. Dầu nặng có tỷ trọng 21
0
- 22
0
API,
trung bình 32
0
- 33
0
API và nhẹ 40
0
- 45
0
API.
Thành phần của dầu có thể nêu tóm tắt ở
bảng 10.1.
Thành phần khí cũng thay đổi mạnh ở
các mỏ khác nhau, được trình bày ở bảng
10.2.
Thông số
Dầu thô

Miocen trên Miocen giữa Miocen dưới Oligocen - Móng
SAT % 85,4 80,34 82,98 83,24
ARO % 11,27 12,35 11,5 10,47
NSO % 3,32 7,35 5,48 6,16
SAT/ARO 20,6 7,85 19,69 15,32
PR/PHY 4,53 5,96 6,04 6,75
PR/n-C17 1,16 1,83 2,22 1,2
PHY/n-C18 0,25 0,3 0,31 0,18
CPI I 0,95 1,03 1,04 1,04
CPI II 1,13 1,11 1,11 1,08
δ
13
C – SAT - - (-) 29 -
δ
13
C – ARO - - (-) 27 -
Bảng 10.1. Thành phần dầu bể Nam Côn Sơn
329
Chương 10. Bể trầm tích Nam Côn Sơn và tài nguyên dầu khí
6. Hệ thống dầu khí
6.1. Đá sinh
Tầng sinh cho tất cả tập hợp triển vọng
ở bể Nam Côn Sơn đã được phát hiện cho
đến nay chủ yếu là đá mẹ có tuổi Oligocen
nguồn đầm hồ, phân bố trong các đòa hào
và trầm tích Miocen sớm phân bố rộng rãi
trong bể. Để đánh giá tiềm năng sinh dầu,
khí sẽ nghiên cứu các vấn đề sau:
• Tiềm năng hữu cơ,
• Môi trường lắng đọng và phân huỷ vật

chất hữu cơ,
• Dạng kerogen,
• Quá trình trưởng thành vật chất hữu cơ,
Đặc điểm hydrocarbon.
a. Tiềm năng hữu cơ
Trầm tích Oligocen
Trầm tích Oligocen chủ yếu là cát kết,
bột kết và than, mới chỉ được mở ra ở một
số giếng khoan trong các lô: 05, 06, 12, 20,
21 và 22. Do quá trình trầm tích lắng đọng
và bảo tồn vật chất hữu cơ trong từng khu
vực khác nhau nên tiềm năng hữu cơ cũng
khác nhau. Có thể có những nhận xét riêng
cho từng lô qua các thông số đòa hoá đặc
trưng cho từng vấn đề cần giải quyết.
Trầm tích Oligocen có khả năng sinh
được mở ra ở các giếng khoan DH-1X và
DH-3X đặc trưng bởi các tập sét kết, bột
kết có hàm lượng TOC biến thiên từ 0,44
- 1,35%wt. Như vậy, đá mẹ thuộc loại từ
trung bình đến tốt. Xen kẹp với các tập sét
kết, bột kết là các tập than, sét than cũng có
khả năng sinh hydrocarbon tốt. Tại giếng
khoan DH-1X ở độ sâu 2.900 - 2.960m than
chiếm 15% trong mẫu có TOC: 65,18%wt;
S2: 166,12mg/g, giếng khoan DH-3X ở
độ sâu 3.750m có TOC: 58,27%wt; S2:
154,48mg/g. Tại GK 05-1B-TL-2X ở độ
Thành phần (Mol%) Lan Tây – Lan Đỏ (lô 06) Rồng Đôi – Rồng Đôi Tây (lô 11-2)
Carbon Dioxid 1,17 1,61

Nitrogen 1,62 0,20
Metan 93,87 84,60
Etan 2,29 5,88
Propan 0,54 3,14
i-Butan 0,14 0,91
n-Butan 0,13 0,70
i-Pentan 0,05 0,34
n-Pentan 0,04 0,21
Hexan 0,05 0,31
Benzen <0,01 -
Heptan 0,04 0,43
Octan 0,02 0.47
Nonan 0,01 0,28
Decan 0,01 0,20
Undecan + 0,01 0,72
Dodecan + 0,01 -
Tổng 100,00 100,00
Bảng 10.2. Thành phần khí bể Nam Côn Sơn
330
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
sâu 4.164 - 4.825m mẫu sét kết có TOC:
0,92 - 4%wt, S2: 0,97 - 6,57mg/g. Như vậy
trầm tích lục nguyên tuổi Oligocen ở lô 05
thuộc loại có vật chất hữu cơ từ trung bình
đến rất tốt có khả năng sinh hỗn hợp khí và
dầu (Hình 10.7).
Kết quả phân tích các mẫu trong các tập
sét kết, bột kết trong các giếng khoan 06A-
1X trong khoảng độ sâu 3.400 - 4.100m cho
thấy: TOC < 0,5%wt; S2 < 2mg/g chiếm

Hình 10.7. Sự biến đổi các thông số đòa hoá giếng khoan 05.1B-TL-2X
Hình 10.8. Sự biến đổi các thông số đòa hoá giếng khoan 06A-1X
331
Chương 10. Bể trầm tích Nam Côn Sơn và tài nguyên dầu khí
đa số (60% mẫu), phần còn lại (40% mẫu)
có hàm lượng TOC và S2 (của các tập
than) rất cao: TOC: 78,3%wt; S2>9mg/g.
Chứng tỏ các tập sét than có khả năng sinh
hydrocarbon tốt (Hình 10.8).
Số lượng mẫu phân tích trong các giếng
khoan (12C-1X, 12B-1X, DUA-1X, 12A-
1X) tương đối nhiều, nhưng hàm lượng
TOC và S2 thoả mãn điều kiện đá mẹ sinh
dầu tốt chỉ gặp ở các giếng khoan DUA-1X
(3900-4000m) và 12B-1X (3700-3800m).
Ở lô 20 trầm tích Oligocen có mặt từ độ
sâu 2837-3637m (GK 20-PH-1X) với hàm
lượng TOC: 0,16-2,9%wt, S2: 1,8mg/g và
HI: 140mgHC/gTOC không đủ cho các chỉ
tiêu của một tầng sinh hydrocarbon
. Đá mẹ
ở đây có khả năng sinh khí thuộc loại trung
bình đến tốt. Cũng như lô 20, ở lô 21 và
lô 22 mới chỉ khoan 2 giếng khoan: 21-S-
1X và 22-TT-1X, cho thấy hàm lượng TOC
trung bình 1,46%wt, S2: 1,78mg/g và HI:
95mgHC/gTOC.
Các lô còn lại trong khu vực nghiên
cứu chưa có tài liệu giếng khoan, cũng như
mẫu phân tích, chỉ đánh giá tiềm năng sinh

hydrocarbon bằng phương pháp lập mô hình
hoá của vật chất hữu cơ [sử dụng chỉ số TTI
(Temperature - Geological Time Index) sẽ
nói rõ trong phần trưởng thành vật chất hữu
cơ].
Tóm lại, trầm tích Oligocen ở bể Nam
Côn Sơn thuộc loại đá mẹ trung bình đến
tốt, khả năng sinh khí - condensat cao. Tuy
nhiên, vẫn gặp những tập sét bột giàu vật
chất hữu cơ (lô 05, 12E) và các tập sét than
có ý nghóa tốt cho việc sinh thành dầu.
Trầm tích Miocen dưới
Các mẫu phân tích đòa hoá trầm tích
Miocen dưới ở các lô 04-3, 05-3, 06, 10,
11-1, 11-2, 20, 21 và 12E cho thấy hàm
lượng TOC thay đổi từ 0,45 đến 0,8%wt;
S2 < 2mg/g thể hiện đá mẹ có hàm lượng
vật chất hữu cơ từ trung bình đến thấp. Số
mẫu có khả năng sinh hydrocarbon trung
bình đến tốt rất ít chỉ chiếm 23% còn lại
77% tổng số mẫu thuộc loại nghèo vật chất
hữu cơ, không có mẫu nào thuộc loại rất
giàu vật chất hữu cơ (TOC >5%wt). Ở một
số giếng khoan trong các lô 10, 11, 04 và
05-1 các mẫu sét than rất giàu vật chất hữu
cơ và có khả năng sinh hydrocarbon tốt đến
rất tốt nhưng thành phần maceral chủ yếu
là vitrinit và inertrinit, còn tổ phần liptinit
thường thấp 10%, điều này cho thấy đá mẹ
khả năng sinh khí cao. Ở lô 12E tại giếng

khoan 12C -1X có hàm lượng TOC đạt tới
0,84%wt và S2 đạt 18,55mg/g ở độ sâu
2350 - 2510m trong tập sét màu xám thuộc
loại đá mẹ trung bình và tốt.
b. Môi trường lắng đọng và phân huỷ
vật chất hữu cơ
Căn cứ vào các tỷ số Pr/nC17 và Ph/
nC18, cũng như mối tương quan giữa các tỷ
số đó cho thấy vật chất hữu cơ trong các mẫu
trầm tích Miocen dưới được lắng đọng chủ
yếu trong môi trường đầm lầy và hỗn hợp
(ở các lô 03, 05, 06 và 12). Quá trình phân
huỷ vật chất hữu cơ xảy ra chủ yếu trong
điều kiện oxy hoá và oxy hoá khử (Hình
10.9). Các mẫu của trầm tích Oligocen bắt
gặp ở các giếng khoan tuy còn rất ít, chủ
yếu tập trung ở các lô: 05, 11, 12, 20 và 22,
nhưng lại thể hiện môi trường lắng đọng là
đầm lầy, lục đòa và hỗn hợp (Hình 10.10).
Ở lô 12 môi trường lắng đọng vật chất hữu
cơ thể hiện ưu thế lục đòa (ở giếng khoan
12C-1X có Pr/nC17 > 2 và Ph/nC18 > 0,4;
giếng khoan 12A-1X có Pr/nC17 > 1,5 và
332
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
Ph/nC18 > 0,4). Môi trường phân huỷ vật
chất hữu cơ của đá mẹ Oligocen mang tính
khử cao hơn trong đá mẹ Miocen dưới.
c. Dạng Kerogen
Mối quan hệ giữa hai chỉ số HI và Tmax

cho thấy dạng đá mẹ Oligocen và Miocen
ở bể Nam Côn Sơn có nguồn gốc vật chất
hữu cơ loại III là chủ yếu và một ít loại II
Hình 10.9. Biểu đồ môi trường lắng đọng và phân huỷ VCHC trầm tích Miocen
dưới các lô Trung tâm và phía Đông bể Nam Côn Sơn
333
Chương 10. Bể trầm tích Nam Côn Sơn và tài nguyên dầu khí
(Hình 10.11). Điều này phù hợp với các
nhận đònh ở trên là vật chất hữu cơ được
lắng đọng trong môi trường lục đòa.
d. Quá trình trưởng thành của vật chất
hữu cơ
Do mật độ giếng khoan chưa phủ kín các
lô cũng như lượng mẫu phân tích chưa đủ
Hình 10.10. Biểu đồ môi trường lắng đọng và phân huỷ VCHC trầm tích Oligocen
các lô Trung tâm và phía Đông bể Nam Côn Sơn
334
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
để phản ánh độ trưởng thành trong các tập
trầm tích nên đã sử dụng phương pháp TTI
để thành lập các biểu đồ lòch sử chôn vùi
(Hình 10.12), mặt cắt (Hình 10.13, 10.14),
bản đồ trưởng thành tại đáy Oligocen và
nóc Oligocen (Hình 10.15, 10.16) và tại
nóc Miocen dưới (Hình 10.17).
Từ những kết quả phân tích Ro, SCI,
Tmax các mẫu của các giếng khoan trong
bể trầm tích Nam Côn Sơn, cho thấy quá
trình biến đổi vật chất hữu cơ trong trầm
tích Oligocen và Miocen dưới ở các lô phân

Hình 10.11. Dạng vật chất hữu cơ và sự tiến hoá
nhiệt trên biểu đồ quan hệ HI/Tmax
Hình 10.12. Biểu đồ lòch sử chôn vùi trầm tích theo
tài liệu GK TL-1X và TL-2X
Hình 10.13. Mặt cắt mức độ trưởng thành vật chất hữu cơ qua các GK theo hướng Đông-Tây
335
Chương 10. Bể trầm tích Nam Côn Sơn và tài nguyên dầu khí
bố trong vùng rất khác nhau. Nếu lấy các
lô 10, 11 và 12 để chia bể Nam Côn Sơn
thành 2 khu vực phía Đông và Tây, thì thấy
rõ quá trình trưởng thành của vật chất hữu
cơ ở hai khu vực là khác nhau. Dựa vào độ
phản xạ vitrinit, ta phân ra các giai đoạn
thành tạo hydrocarbon như bảng 10.3.
Sự thay đổi gradient nhiệt độ trong các
giếng khoan ở bể Nam Côn Sơn có xu thế
tăng dần theo hướng từ khu vực Tây Nam
lên Đông Bắc, gradient đòa nhiệt khá cao ở
các lô 04 và 05 (Hình 10.18).
Phía Tây bể trầm tích
Trong phần diện tích này trầm tích
Miocen sớm chưa trưởng thành (ở diện tích
các lô 19, 20, 21, 22, 28 và 29 xem Hình
10.17). Còn trầm tích Oligocen đã trải
qua quá trình chuyển hoá vật chất hữu cơ,
ngưỡng bắt đầu tạo dầu sớm nhất cách đây
3 triệu năm ở độ sâu khoảng 3.000m (lô
28), pha tạo dầu mạnh nhất trong phạm vi
các lô 19, 20, 21 ở độ sâu khoảng 3.500m
(Hình 10.15, 10.16). Đáy tầng trầm tích

Oligocen đá mẹ thực sự trải qua các pha tạo
sản phẩm, đá mẹ ở lô 20 đã trưởng thành và
chủ yếu nằm trong các pha tạo dầu mạnh
nhất. Một số lô khác đã kết thúc tạo dầu và
chuyển sang pha tạo khí khô. Trong trầm
tích Oligocen tại giếng khoan 20–PH-1X
giá trò Ro < 0,72%, còn tại giếng khoan 21-
Hình 10.14. Mặt cắt mức độ trưởng thành vật chất hữu cơ qua các GK theo hướng TB-ĐN
Đới %Ro
Ngưỡng hiện tại
Thời gian đạt ngưỡng sớm nhất
(triệu năm trước)
Độ sâu (m)
Nhiệt độ
(
o
C)
Đáy
Oligocen
Nóc
Oligocen
Nóc
Miocen dưới
Chưa trưởng thành 0.55 2749-4051 112-158 32.2 19.1 9
Trưởng thành 0.72 2940-4779 123-166 31.5 18.5 8.1
Cửa sổ tạo dầu 1.0 3338-5356 138-184 31 18 6.3
Khí ẩm và condensat 1.3 4153-5775 151-198 30.3 17.4 4.4
Khí khô 2.0 4764-6980 194-234 30 16.2 1.6
Quá trưởng thành 2.7 5374-7482 220-260 29 13.9 -
Bảng 10.3. Các giai đoạn thành tạo hydrocarbon bể Nam Côn Sơn

336
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
S-1X giá trò Ro khoảng 0,55 - 1,4%. Điều
đó cho thấy quá trình biến đổi vật chất hữu
cơ ở lô 21 diễn ra mạnh mẽ hơn ở lô 20.
Phía Đông bể trầm tích
Chiều dày trầm tích ở phía Đông của bể
lớn hơn nhiều so với ở phía Tây, vì thế quá
trình biến đổi vật chất hữu cơ diễn ra mạnh
mẽ hơn. Trầm tích Miocen dưới ở phía Đông
đã trải qua các pha tạo sản phẩm. Ngưỡng
bắt đầu tạo dầu sớm nhất xảy ra cách đây
6,3 triệu năm ở độ sâu 3.338m (lô 12). Ở vò
trí các lô 05-3, 05-2, 04-2 và 04-1, trầm tích
có tuổi Miocen sớm sâu hơn, quá trình biến
đổi vật chất hữu cơ diễn ra mạnh hơn. Pha
tạo dầu mạnh nhất ở Trung tâm các lô vừa
nêu có lẽ đã kết thúc, chuyển sang pha tạo
Hình 10.15. Sơ đồ trưởng thành của VCHC đáy tầng Oligocen bể Nam Côn Sơn