Địa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam - Chương 9 pot

Chửụng
Beồ tram tớch
Cửỷu Long
vaứ
taứi nguyeõn
dau khớ

9
9
265
Chương 9. Bể trầm tích Cửu Long và tài nguyên dầu khí
Bể trầm tích Cửu Long nằm chủ yếu
trên thềm lục đòa phía Nam Việt Nam và
một phần đất liền thuộc khu vực cửa sông
Cửu Long. Bể có hình bầu dục, vồng ra về
phía biển và nằm dọc theo bờ biển Vũng
Tàu - Bình Thuận. Bể Cửu Long được xem
là bể trầm tích khép kín điển hình của Việt
Nam. Tuy nhiên, nếu tính theo đường đẳng
dày trầm tích 1.000 m thì bể có xu hướng
mở về phía ĐB, phía Biển Đông hiện tại.
Bể Cửu Long tiếp giáp với đất liền về phía
Tây Bắc, ngăn cách với bể Nam Côn Sơn
(NCS) bởi đới nâng Côn Sơn, phía Tây
Nam là đới nâng Khorat - Natuna và phía
Đông Bắc là đới cắt trượt Tuy Hòa ngăn
cách với bể Phú Khánh. Bể có diện tích
khoảng 36.000 km
2
, bao gồm các lô: 9, 15,
16, 17 và một phần của các lô: 1, 2, 25 và

31. Bể được bồi lấp chủ yếu bởi trầm tích
lục nguyên Đệ Tam, chiều dày lớn nhất
của chúng tại trung tâm bể có thể đạt tới
7-8 km (Hình 9.1).
Công tác khảo sát đòa vật lý tại bể
Cửu Long đã được tiến hành từ thập niên
70. Đến năm 1975 tại giếng khoan sâu tìm
kiếm đầu tiên BH-1X đã phát hiện được
dòng dầu công nghiệp đầu tiên trong cát
kết Miocen dưới. Kể từ đó công tác thăm
dò đòa chất dầu khí đã được Tổng cục Dầu
khí Việt Nam (nay là Tổng công ty Dầu
khí Việt Nam) quan tâm, triển khai một
cách mạnh mẽ, đặc biệt từ khi thành lập
Xí nghiệp Liên doanh Vietsovpetro (VSP),
năm 1981. Hầu hết các lô đã chia có chiều
dày trầm tích từ khoảng 2.000 m trở lên
đều đã và đang được thăm dò và khai thác
bởi các công ty dầu theo các dạng hợp đồng
ký với nước chủ nhà như: liên doanh (VSP),
phân chia sản phẩm (JVPC, Petronas
CARIGALI Vietnam, Conoco) hay cùng
điều hành (Cửu Long, Hoàng Long, Hoàn
Vũ, Lam Sơn, VRJ). Đến nay bể Cửu Long
được xem là một bể chứa dầu lớn nhất ở
thềm lục đòa Việt Nam với các mỏ đang
được khai thác như: Bạch Hổ, Rồng, Rạng
Đông, Hồng Ngọc, Sư Tử Đen và nhiều
mỏ khác đang được thẩm lượng chuẩn bò
phát triển như: Sư Tử Vàng, Sư Tử Trắng,

Emerald
2. Lòch sử nghiên cứu, tìm kiếm, thăm
dò và khai thác dầu khí
Lòch sử tìm kiếm thăm dò dầu khí bể
Cửu Long gắn liền với lòch sử tìm kiếm
thăm dò dầu khí của thềm lục đòa Nam
Việt Nam. Căn cứ vào quy mô, mốc lòch sử
và kết quả thăm dò, lòch sử tìm kiếm thăm
dò dầu khí của bể Cửu Long được chia ra
thành 4 giai đoạn:
1. Giới thiệu
266
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
2.1. Giai đoạn trước năm 1975
Đây là thời kỳ khảo sát đòa vật lý khu
vực như từ, trọng lực và đòa chấn để phân
chia các lô, chuẩn bò cho công tác đấu thầu,
ký hợp đồng dầu khí.
Năm 1967 US Navy Oceanographic
Office đã tiến hành khảo sát từ hàng không
gần khắp lãnh thổ Miền Nam.
Năm 1967-1968 hai tàu Ruth và Maria
của Alpine Geophysical Corporation đã
tiến hành đo 19500 km tuyến đòa chấn ở
phía Nam Biển Đông trong đó có tuyến cắt
qua bể Cửu Long.
Năm 1969 Công ty Ray Geophysical
Mandrel đã tiến hành đo đòa vật lý biển
bằng tàu N.V.Robray I ở vùng thềm lục
đòa Miền Nam và vùng phía Nam của Biển

Đông với tổng số 3482km tuyến trong đó
có tuyến cắt qua bể Cửu Long.
Trong năm 1969 US Navy
Oceanographic cũng tiến hành đo song
song 20.000 km tuyến đòa chấn bằng 2 tàu
R/V E.V Hunt ở vònh Thái Lan và phía Nam
Biển Đông trong đó có tuyến cắt qua bể
Cửu Long.
Đầu năm 1970, công ty Ray
Geophysical Mandrel lại tiến hành đo đợt
hai ở Nam Biển Đông và dọc bờ biển 8.639
km, đảm bảo mạng lưới cỡ 30 km x 50 km,
kết hợp giữa các phương pháp từ, trọng lực
và hàng không trong đó có tuyến cắt qua
bể Cửu Long.
Năm 1973-1974 đã đấu thầu trên 11 lô,
trong đó có 3 lô thuộc bể Cửu Long là 09,
15 và 16.
Năm 1974, công ty Mobil trúng thầu
Hình 9.1. Vò trí bể Cửu Long
267
Chương 9. Bể trầm tích Cửu Long và tài nguyên dầu khí
trên lô 09 đã tiến hành khảo sát đòa vật lý,
chủ yếu là đòa chấn phản xạ, có từ và trọng
lực với khối lượng là 3.000 km tuyến. Vào
cuối năm 1974 và đầu năm 1975 Công ty
Mobil đã khoan giếng khoan tìm kiếm đầu
tiên trong bể Cửu Long, BH-1X ở phần
đỉnh của cấu tạo Bạch Hổ. Kết quả thử
vỉa đối tượng cát kết Miocen dưới ở chiều

sâu 2.755-2.819m đã cho dòng dầu công
nghiệp, lưu lượng dầu đạt 342m
3
/ngày [36].
Kết quả này đã khẳng đònh triển vọng và
tiềm năng dầu khí của bể Cửu Long.
2.2. Giai đoạn 1975-1979
Năm 1976, Công ty đòa vật lý CGG của
Pháp khảo sát 1.210,9 km theo các con sông
của đồng bằng sông Cửu Long và vùng ven
biển Vũng Tàu-Côn Sơn. Kết quả của công
tác khảo sát đòa chấn đã xây dựng được các
tầng phản xạ chính: từ CL20 đến CL80 và
khẳng đònh sự tồn tại của bể Cửu Long với
một mặt cắt trầm tích Đệ Tam dày.
Năm 1978 công ty Geco (Na Uy) thu
nổ đòa chấn 2D trên lô 10, 09, 16, 19, 20,
21 với tổng số 11.898,5 km và làm chi tiết
trên cấu tạo Bạch Hổ với mạng lưới tuyến
2x2 và 1x1 km. Riêng đối với lô 15, công
ty Deminex đã hợp đồng với Geco khảo sát
3.221,7 km tuyến đòa chấn với mạng lưới
3,5 x 3,5 km trên lô 15 và cấu tạo Cửu Long
(nay là Rạng Đông). Căn cứ vào kết quả
minh giải tài liệu đòa chấn này Deminex
đã khoan 4 giếng khoan tìm kiếm trên các
cấu tạo triển vọng nhất Trà Tân (15-A-
1X), Sông Ba (15-B-1X), Cửu Long (15-
C-1X) và Đồng Nai (15-G-1X). Kết qủa
khoan các giếng này đều gặp các biểu hiện

dầu khí trong cát kết tuổi Miocen sớm và
Oligocen, nhưng dòng không có ý nghóa
công nghiệp.
2.3. Giai đoạn 1980 đến 1988
Công tác tìm kiếm, thăm dò dầu khí
ở thềm lục đòa Nam Việt Nam trong giai
đoạn này được triển khai rộng khắp, nhưng
tập trung chủ yếu vào một đơn vò, đó là Xí
nghiệp liên doanh Vietsovpetro. Năm 1980
tàu nghiên cứu POISK đã tiến hành khảo
sát 4.057 km tuyến đòa chấn MOB - điểm
sâu chung, từ và 3.250 km tuyến trọng lực.
Kết quả của đợt khảo sát này đã phân chia
ra được tập đòa chấn B (CL4-1, CL4-2), C
(CL5-1), D (CL5-2), E (CL5-3) và F (CL6-
2), đã xây dựng được một số sơ đồ cấu tạo
dò thường từ và trọng lực Bouguer.
Năm 1981 tàu nghiên cứu Iskatel đã
tiến hành khảo sát đòa vật lý với mạng lưới
2x2,2 - 3x2-3 km đòa chấn MOB-OΓT-48,
trọng lực, từ ở phạm vi lô 09 , 15 và 16 với
tổng số 2.248 km.
Năm 1983-1984 tàu viện só Gamburxev
đã tiến hành khảo sát 4.000 km tuyến đòa
chấn để nghiên cứu phần sâu nhất của bể
Cửu Long.
Trong thời gian này XNLD Vietsovpetro
đã khoan 4 giếng trên các cấu tạo Bạch Hổ
và Rồng: R-1X, BH-3X, BH-4X, BH-5X và
TĐ-1X trên cấu tạo Tam Đảo. Trừ TĐ-1X

tất cả 4 giếng còn lại đều phát hiện vỉa dầu
công nghiệp từ các vỉa cát kết Miocen dưới
và Oligocen (BH-4X).
Cuối giai đoạn 1980 - 1988 được đánh
dấu bằng việc Vietsovpetro đã khai thác
những tấn dầu từ 2 đối tượng khai thác
Miocen, Oligocen dưới của mỏ Bạch Hổ
vào năm 1986 và phát hiện ra dầu trong đá
móng granit nứt nẻ vào tháng 9 năm 1988.
268
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
2.4. Giai đoạn 1989 đến nay
Đây là giai đoạn phát triển mạnh mẽ
nhất công tác tìm kiếm, thăm dò và khai
thác dầu khí ở bể Cửu Long. Với sự ra đời
của Luật Đầu tư nước ngoài và Luật Dầu
Khí, hàng loạt các công ty dầu nước ngoài
đã ký hợp đồng phân chia sản phẩm hoặc
cùng đầu tư vào các lô mở và có triển vọng
tại bể Cửu Long. Đến cuối năm 2003 đã
có 9 hợp đồng tìm kiếm thăm dò được ký
kết trên các lô: 09-1, 09-2, 09-3, 01&02,
01&02/96, 15-1, 15-2, 16-1, 16-2, 17.
Triển khai các hợp đồng đã ký về công
tác khảo sát đòa vật lý thăm dò, các công ty
dầu khí đã ký hợp đồng với các công ty dòch
vụ khảo sát đòa chấn có nhiều kinh nghiệm
trên thế giới như: CGG, Geco-Prakla,
Western Geophysical Company, PGS v.v.
Hầu hết các lô trong bể đã được khảo sát

đòa chấn tỉ mỉ không chỉ phục vụ cho công
tác thăm dò mà cả cho công tác chính xác
mô hình vỉa chứa. Khối lượng khảo sát đòa
chấn trong giai đoạn này, 2D là 21.408 km
và 3D là 7.340,6 km
2
. Khảo sát đòa chấn 3D
được tiến hành trên hầu hết các diện tích
có triển vọng và trên tất cả các vùng mỏ đã
phát hiện.
Trong lónh vực xử lý tài liệu đòa chấn
3D có những tiến bộ rõ rệt khi áp dụng quy
trình xử lý dòch chuyển thời gian và độ sâu
trước cộng (PSTM, PSDM).
Cho đến hết năm 2003 tổng số giếng
khoan thăm dò, thẩm lượng và khai thác đã
khoan ở bể Cửu Long khoảng 300 giếng,
trong đó riêng Vietsovpetro chiếm trên
70%.
Bằng kết quả khoan nhiều phát hiện
dầu khí đã được xác đònh: Rạng Đông (lô
15.2), Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng, Sư Tử Trắng
(lô 15.1), Topaz North, Diamond, Pearl,
Emerald (lô 01), Cá Ngừ Vàng (lô 09.2),
Voi Trắng (lô 16.1), Đông Rồng, Đông
Nam Rồng (lô 09-1). Trong số phát hiện
này có 5 mỏ dầu: Bạch Hổ, Rồng (bao gồm
cả Đông Rồng và Đông Nam Rồng), Rạng
Đông, Sư Tử Đen, Hồng Ngọc hiện đang
được khai thác, với tổng sản lượng khoảng

45.000 tấn/ngày. Tổng lượng dầu đã thu
hồi từ 5 mỏ từ khi đưa vào khai thác cho
đến đầu năm 2005 khoảng 170 triệu tấn.
3. Các yếu tố cấu trúc và lòch sử phát
triển đòa chất
3.1. Các yếu tố cấu trúc
Việc phân chia các đơn vò cấu tạo được
dựa trên đặc điểm cấu trúc đòa chất của từng
khu vực với sự khác biệt về chiều dày trầm
tích và thường được giới hạn bởi những đứt
gãy hoặc hệ thống đứt gãy có biên độ đáng
kể. Nếu coi Bể Cửu Long là đơn vò cấu trúc
bậc 1 thì cấu trúc bậc 2 của bể bao gồm các
đơn vò cấu tạo sau: trũng phân dò Bạc Liêu;
trũng phân dò Cà Cối; đới nâng Cửu Long;
đới nâng Phú Quý (phần lún chìm kéo dài
khối nâng Côn Sơn) và trũng chính bể Cửu
Long. Ranh giới phân chia các đơn vò cấu
tạo được thể hiện trên hình 9.2.
Trũng phân dò Bạc Liêu là một trũng
nhỏ nằm ở phần cuối Tây Nam của bể
Cửu Long với diện tích khoảng 3600 km
2
.
Gần một nửa diện tích của trũng thuộc lô
31, phần còn lại thuộc phần nước nông và
đất liền. Trũng có chiều dày trầm tích Đệ
Tam không lớn khoảng 3km và bò chia cắt
bởi các đứt gãy thuận có phương TB-ĐN.
Trong trũng có khả năng bắt gặp trầm tích

như trong trũng phân dò Cà Cối.
269
Chương 9. Bể trầm tích Cửu Long và tài nguyên dầu khí
Trũng phân dò Cà Cối nằm chủ yếu ở
khu vực cửa sông Hậu có diện tích rất nhỏ
và chiều dày trầm tích không lớn, trên dưới
2000 m. Tại đây đã khoan giếng khoan CL-
1X và mở ra hệ tầng Cà Cối. Trũng bò phân
cắt bởi các đứt gãy kiến tạo có phương ĐB-
TN, gần như vuông góc với phương của đứt
gãy trong trũng phân dò Bạc Liêu.
Đới nâng Cửu Long nằm về phía
Đông của trũng phân dò Bạc Liêu và Cà
Cối, phân tách 2 trũng này với trũng chính
của bể Cửu Long. Đới nâng có chiều dày
trầm tích không đáng kể, chủ yếu là trầm
tích hệ tầng Đồng Nai và Biển Đông. Đới
nâng không có tiền đề, dấu hiệu dầu khí vì
vậy đã không được nghiên cứu chi tiết và
không xác đònh sự phát triển các đứt gãy
kiến tạo.
Các đơn vò cấu trúc vừa nêu được xem
là rất ít hoặc không có triển vọng dầu khí,
vì vậy chúng ít khi được đề cập đến trong
các công trình nghiên cứu và đôi khi không
được xem như một đơn vò cấu thành của bể
Cửu Long.
Đới nâng Phú Quý được xem như phần
kéo dài của đới nâng Côn Sơn về phía Đông
Bắc, thuộc lô 01 và 02. Đây là đới nâng cổ,

có vai trò khép kín và phân tách bể Cửu
Long với phần phía Bắc của bể Nam Côn
Sơn. Tuy nhiên, vào giai đoạn Neogen - Đệ
Tứ thì diện tích này lại thuộc phần mở của
bể Cửu Long. Chiều dày trầm tích thuộc
khu vực đới nâng này dao động từ 1.5 đến
2 km. Cấu trúc của đới bò ảnh hưởng khá
mạnh bởi hoạt động núi lửa, kể cả núi lửa
trẻ.
Trũng chính bể Cửu Long. Đây là phần
lún chìm chính của bể, chiếm tới 3/4diện
tích bể, gồm các lô 15, 16 và một phần các
lô 01, 02, 09, 17. Theo đường đẳng dày 2
km thì Trũng chính bể Cửu Long thể hiện
rõ nét là một bể khép kín có dạng trăng
khuyết với vòng cung hướng ra về phía
Đông Nam. Toàn bộ triển vọng dầu khí
Hình 9.2. Sơ đồ phân vùng kiến tạo Bể Cửu Long
270
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
đều tập trung ở trũng này. Vì vậy, cấu trúc
của trũng được nghiên cứu khá chi tiết và
được phân chia ra thành các đơn vò cấu trúc
nhỏ hơn như một bể độc lập thực thụ. Các
đơn vò cấu tạo bậc 3 gồm: trũng Đông Bắc;
trũng Tây Bạch Hổ; trũng Đông Bạch Hổ;
sườn nghiêng Tây Bắc; sườn nghiêng Đông
Nam; đới nâng Trung Tâm; đới nâng phía
Bắc; đới nâng phía Đông; đới phân dò Đông
Bắc; đới phân dò Tây Nam (Hình 9.3).

Sườn nghiêng Tây Bắc là dải sườn bờ
Tây Bắc của bể kéo dài theo hướng ĐB-
TN, chiều dày trầm tích tăng dần về phía
Tây Nam từ 1 đến 2.5 km. Sườn nghiêng
bò cắt xẻ bởi các đứt gãy kiến tạo có hướng
ĐB-TN hoặcTB-ĐN, tạo thành các mũi
nhô. Trầm tích Đệ Tam của bể thường có
xu hướng vát nhọn và gá đáy lên móng cổ
granitoid trước Kainozoi.
Sườn nghiêng Đông Nam là dải sườn
bờ Đông Nam của bể, tiếp giáp với đới
nâng Côn Sơn. Trầm tích của đới này có
xu hướng vát nhọn và gá đáy với chiều dày
dao động từ 1 đến 2.5 km. Sườn nghiêng
này cũng bò phức tạp bởi các đứt gãy kiến
tạo có phương ĐB-TN và á vó tuyến tạo
nên các cấu tạo đòa phương như cấu tạo
Amethyst, Cá Ông Đôi, Opal, Sói.
Trũng Đông Bắc, đây là trũng sâu
nhất, chiều dày trầm tích có thể đạt tới 8
km. Trũng có phương kéo dài dọc theo trục
chính của bể, nằm kẹp giữa hai đới nâng
và chòu khống chế bởi hệ thống các đứt gãy
chính hướng ĐB-TN.
Trũng Tây Bạch Hổ. Trong một số tài
liệu trũng này được ghép chung với trũng
Đông Bắc. Tuy nhiên, về đặc thù kiến tạo
giữa 2 trũng có sự khác biệt đáng kể đặc
biệt là phương của các đứt gãy chính. Trũng
Tây Bạch Hổ bò khống chế bởi các đứt gãy

kiến tạo có phương á vó tuyến, tạo sự gấp
khúc của bể. Chiều dày trầm tích của trũng
này có thể đạt tới 7.5 km.
Trũng Đông Bạch Hổ nằm kẹp giữa
đới nâng Trung Tâm về phía Tây, sườn
nghiêng Đông Nam về phía Đ-ĐN và đới
nâng Đông Bắc về phía Bắc. Trũng có
chiều dày trầm tích đạt tới 7 km và là một
trong ba trung tâm tách giãn của bể.
Đới nâng Trung Tâm là đới nâng nằm
Hình 9.3. Mặt cắt ngang trũng chính bể Cửu Long
271
Chương 9. Bể trầm tích Cửu Long và tài nguyên dầu khí
kẹp giữa hai trũng Đông và Tây Bạch Hổ
và được giới hạn bởi các đứt gãy có biên
độ lớn với hướng đổ chủ yếu về phía Đông
Nam. Đới nâng bao gồm các cấu tạo dương
và có liên quan đến những khối nâng cổ của
móng trước Kainozoi như: Bạch Hổ, Rồng.
Các cấu tạo bò chi phối không chỉ bởi các
đứt thuận hình thành trong quá trình tách
giãn, mà còn bởi các đứt gãy trượt bằng và
chờm nghòch do ảnh hưởng của sự siết ép
vào Oligocen muộn.
Đới nâng phía Tây Bắc nằm về phía
Tây Bắc trũng Đông Bắc và được khống
chế bởi các đứt gãy chính phương ĐB-TN.
Về phía TB đới nâng bò ngăn cách với Sườn
nghiêng Tây Bắc bởi một đòa hào nhỏ có
chiều dày trầm tích khoảng 6 km. Đới nâng

bao gồm cấu tạo Vừng Đông và dải nâng
kéo dài về phía Đông Bắc.
Đới nâng phía Đông chạy dài theo
hướng ĐB-TN, phía TB ngăn cách với trũng
ĐB bởi hệ thống những đứt gãy có phương
á vó tuyến và ĐB-TN, phía ĐN ngăn cách
với đới phân dò Đông Bắc bởi võng nhỏ,
xem như phần kéo dài của trũng Đông Bạch
Hổ về phía ĐB. Trên đới nâng đã phát hiện
được các cấu tạo dương như: Rạng Đông,
Phương Đông và Jade.
Hình 9.4. Bản đồ cấu trúc mặt móng Bể Cửu Long
272
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
Đới phân dò Đông Bắc (phần đầu Đông
Bắc của bể) nằm kẹp giữa đới nâng Đông
Phú Quý và Sườn nghiêng Tây Bắc. Đây là
khu vực có chiều dày trầm tích trung bình
và bò phân dò mạnh bởi các hệ thống đứt
gãy có đường phương TB-ĐN, á kinh tuyến
và á vó tuyến tạo thành nhiều đòa hào, đòa
luỹ nhỏ (theo bề mặt móng). Một số các
cấu tạo dương đòa phương đã xác đònh như:
Hồng Ngọc, Pearl, Turquoise, Diamond,
Agate.
Đới phân dò Tây Nam nằm về đầu Tây
Nam của trũng chính. Khác với đới phân dò
ĐB, đới này bò phân dò mạnh bởi hệ thống
những đứt gãy với đường phương chủ yếu
là á vó tuyến tạo thành những đòa hào, đòa

luỹ, hoặc bán đòa hào, bán đòa luỹ xen kẽ
nhau. Những cấu tạo có quy mô lớn trong
đới này phải kể đến: Đu Đủ, Tam Đảo, Bà
Đen và Ba Vì.
Các cấu tạo đòa phương dương bậc 4
là đối tượng tìm kiếm và thăm dò dầu khí
chính của bể.
3.2. Lòch sử phát triển đòa chất
Như đã nêu trong chương 5, bể trầm tích
Cửu Long là bể rift nội lục điển hình. Bể
được hình thành và phát triển trên mặt đá
kết tinh trước Kainozoi (thường được gọi là
mặt móng). Đặc điểm cấu trúc của bể thể
hiện trên bản đồ cấu trúc mặt móng - CL80
(Hình 9.4). Các bản đồ cấu trúc mặt không
chỉnh hợp trong Oligocen trên - CL52 (Hình
9.5), nóc Oligocen - CL50 (Hình 9.6) và nóc
Miocen dưới - CL40 (Hình 9.7), có thể thấy
rõ quá trình phát triển bể.
Thời kỳ trước tạo rift. Trước Đệ Tam,
đặc biệt từ Jura muộn đến Paleocen là
thời gian thành tạo và nâng cao đá móng
magma xâm nhập (các thành tạo nằm dưới
Hình 9.5. Bản đồ cấu trúc trong Oligocen trên - CL52 Bể Cửu Long
273
Chương 9. Bể trầm tích Cửu Long và tài nguyên dầu khí
Hình 9.7. Bản đồ cấu trúc nóc Mioocen dưới- CL40 Bể Cửu Long
Hình 9.6. Bản đồ cấu trúc nóc Oligocen - CL50 Bể Cửu Long
274
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam

các trầm tích Kainozoi ở bể Cửu Long). Các
đá này gặp rất phổ biến ở hầu khắp lục đòa
Nam Việt Nam. Thành phần của đá móng
kết tinh bể Cửu Long được mô tả trong mục
4 của chương này.
Do ảnh hưởng của quá trình va mảng
Ấn Độ vào mảng Âu-Á và hình thành đới
hút chìm dọc cung Sunda (50-43.5 triệu
năm). Các thành tạo đá xâm nhập, phun
trào Mesozoi muộn-Kainozoi sớm và trầm
tích cổ trước đó đã trải qua thời kì dài bóc
mòn, giập vỡ khối tảng, căng giãn khu vực
hướng TB-ĐN. Sự phát triển các đai mạch
lớn, kéo dài có hướng đông bắc - tây nam
thuộc phức hệ Cù Mông và Phan Rang tuổi
tuyệt đối 60-30 tr.n đã minh chứng cho điều
đó. Đây là giai đoạn san bằng đòa hình trước
khi hình thành bể trầm tích Cửu Long. Đòa
hình bề mặt bóc mòn của móng kết tinh
trong phạm vi khu vực bể lúc này không
hoàn toàn bằng phẳng, có sự đan xen giữa
các thung lũng và đồi, núi thấp. Chính hình
thái đòa hình mặt móng này đóng vai trò
khá quan trọng trong việc phát triển trầm
tích lớp phủ kế thừa vào cuối Eocen, đầu
Oligocen.
Thời kỳ đồng tạo rift. Được khởi đầu
vào cuối Eocen, đầu Oligocen do tác động
của các biến cố kiến tạo vừa nêu với hướng
căng giãn chính là TB-ĐN. Hàng loạt đứt

gãy hướng ĐB-TN đã được sinh thành do
sụt lún mạnh và căng giãn. Các đứt gãy
chính là những đứt gãy dạng gàu xúc,
cắm về ĐN. Còn các đứt gãy hướng ĐB-
TN lại do tác động bởi các biến cố kiến
tạo khác. Như đã nêu trong chương 4, vào
đầu Kainozoi do sự va mạnh ở góc hội tụ
Tây Tạng giữa các mảng Ấn Độ và Âu-Á
làm vi mảng Indosinia bò thúc trồi xuống
Đông Nam theo các đứt gãy trượt bằng lớn
như đứt gãy Sông Hồng, Sông Hậu-Three
Pagoda [25, 26], với xu thế trượt trái ở phía
Bắc và trượt phải ở phía Nam tạo nên các
trũng Đệ Tam trên các đới khâu ven rìa,
trong đó có bể Cửu Long. Kết quả là đã
hình thành các hệ thống đứt gãy khác có
hướng gần ĐB-TN. Như vậy, trong bể Cửu
Long bên cạnh hướng ĐB-TN còn có các
hệ đứt gãy có hướng cận kề chúng.
Trong Oligocen giãn đáy biển theo
hướng B-N tạo Biển Đông bắt đầu từ 32tr.
năm. Trục giãn đáy biển phát triển lấn dần
xuống TN và đổi hướng từ Đ-T sang ĐB-
TN vào cuối Oligocen. Các quá trình này
đã gia tăng các hoạt động tách giãn và đứt
gãy ở bể Cửu Long trong Oligocen và nén
ép vào cuối Oligocen.
Do các hoạt động kiến tạo nêu trên, ở
bể Cửu Long các đứt gãy chính điển hình là
các đứt gãy dạng gàu xúc, phương ĐB - TN

cắm về ĐN, một số có hướng Đ - T, nhiều
bán đòa hào, đòa hào cùng hướng phát triển
theo các đứt gãy được hình thành. Các bán
đòa hào, đòa hào này được lấp đầy nhanh
bằng các trầm tích vụn thô, phun trào chủ
yếu thành phần bazơ - trung tính và trầm
tích trước núi. Trong thời gian đầu tạo bể có
lẽ do chuyển động sụt lún khối tảng, phân
dò nên tại các đới trũng khác nhau có thể
có các thời kì gián đoạn, bào mòn trầm tích
khác nhau. Do khu vực tích tụ trầm tích và
cung cấp trầm tích nằm kế cận nhau nên
thành phần trầm tích ở các đới trũng khác
nhau có thể khác biệt nhau. Đặc điểm phát
triển các bề mặt không chỉnh hợp ở thời kì
này mang tính đòa phương cao và cần được
lưu ý khi tiến hành liên kết, đối sánh thạch
đòa tầng. Vào Oligocen sớm, bao quanh và
275
Chương 9. Bể trầm tích Cửu Long và tài nguyên dầu khí
nằm gá lên các khối nhô móng kết tinh phổ
biến là trầm tích nguồn lục đòa - sông ngòi
và đầm hồ, với các tập sét dày đến một vài
chục mét (như trên cấu tạo Sư Tử Trắng và
cánh Đông Bắc mỏ Bạch Hổ).
Quá trình tách giãn tiếp tục phát triển
làm cho bể lún chìm sâu, rộng hơn. Các hồ,
trũng trước núi trước đó được mở rộng, sâu
dần và liên thông nhau và có chế độ trầm
tích khá đồng nhất. Các tầng trầm tích hồ

dày, phân bố rộng được xếp vào hệ tầng
Trà Tân được thành tạo, mà chủ yếu là sét
giàu vật chất hữu cơ màu nâu, nâu đen tới
đen. Các hồ phát triển trong các đòa hào
riêng biệt được liên thông nhau, mở rộng
dần và có hướng phát triển kéo dài theo
phương ĐB-TN, đây cũng là phương phát
triển ưu thế của hệ thống đứt gãy mở bể.
Các trầm tích thuộc tầng Trà Tân dưới có
diện phân bố hẹp, thường vắng mặt ở phần
rìa bể, phần kề với các khối cao đòa lũy và
có dạng nêm điển hình, chúng phát triển
dọc theo các đứt gãy với bề dày thay đổi
nhanh. Các trầm tích giàu sét của tầng Trà
Tân giữa được tích tụ sau đó, phân bố rộng
hơn, bao phủ trên hầu khắp các khối cao
trong bể và các vùng cận rìa bể.
Hoạt động ép nén vào cuối Oligocen
muộn đã đẩy trồi các khối móng sâu, gây
nghòch đảo trong trầm tích Oligocen ở trung
tâm các đới trũng chính, làm tái hoạt động
các đứt gãy thuận chính ở dạng ép chờm,
trượt bằng và tạo nên các cấu trúc “trồi”,
các cấu tạo dương/âm hình hoa, phát sinh
các đứt gãy nghòch ở một số nơi như trên
cấu tạo Rạng Đông, phía Tây cấu tạo Bạch
Hổ và một số khu vực mỏ Rồng. Đồng thời
xảy ra hiện tượng bào mòn và vát mỏng
mạnh các trầm tích thuộc tầng Trà Tân trên
[18].

Các nếp uốn trong trầm tích Oligocen
ở bể Cửu Long được hình thành với bốn cơ
chế chính:
1. Nếp uốn gắn với đứt gãy căng giãn phát
triển ở cánh sụt của các đứt gãy chính
và thường thấy ở rìa các đới trũng.
2. Phủ chờm của trầm tích Oligocen lên
trên các khối móng cao. Đây là đặc
điểm phổ biến nhất ở bể Cửu Long, các
cấu tạo Rạng Đông, Hồng Ngọc, Sư Tử
Đen, Sư Tử Vàng và Bạch Hổ, Rồng và
v.v đều thuộc kiểu này.
3. Các cấu tạo hình hoa được thành tạo
vào Oligocen muộn và chỉ được phát
hiện ở trong các đòa hào chính (cấu tạo
Gió Đông, Sông Ba (15B) và v.v.).
4. Các nếp lồi, bán lồi gắn với nghòch
đảo trầm tích được thành tạo vào cuối
Oligocen, được phát hiện ở phía Bắc
trũng Trung tâm.
Sự kết thúc hoạt động của phần lớn các
đứt gãy và không chỉnh hợp góc rộng lớn ở
nóc trầm tích Oligocen đã đánh dấu sự kết
thúc thời kỳ đồng tạo rift.
Thời kỳ sau tạo rift. Vào Miocen sớm,
quá trình giãn đáy Biển Đông theo phương
TB-ĐN đã yếu đi và nhanh chóng kết thúc
vào cuối Miocen sớm (17tr. năm), tiếp theo
là quá trình nguội lạnh vỏ. Trong thời kì
đầu Miocen sớm các hoạt động đứt gãy vẫn

còn xảy ra yếu và chỉ chấm dứt hoàn toàn
từ Miocen giữa - Hiện tại. Các trầm tích
của thời kì sau rift có đặc điểm chung là:
phân bố rộng, không bò biến vò, uốn nếp và
gần như nằm ngang.
Tuy nhiên, ở bể Cửu Long các quá trình
này vẫn gây ra các hoạt động tái căng giãn
yếu, lún chìm từ từ trong Miocen sớm và
276
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
hoạt động núi lửa ở một số nơi, đặc biệt
ở phần Đông Bắc bể. Vào cuối Miocen
sớm trên phần lớn diện tích bể, nóc trầm
tích Miocen dưới - hệ tầng Bạch Hổ được
đánh dấu bằng biến cố chìm sâu bể với
sự thành tạo tầng “sét Rotalid” biển nông
rộng khắp và tạo nên tầng đánh dấu đòa
tầng và tầng chắn khu vực khá tốt cho toàn
bể. Cuối Miocen sớm toàn bể trải qua quá
trình nâng khu vực và bóc mòn yếu, bằng
chứng là tầng sét Rotalid chỉ bò bào mòn
từng phần và vẫn duy trì tính phân bố khu
vực của nó.
Vào Miocen giữa, lún chìm nhiệt tiếp
tục gia tăng và biển đã có ảnh hưởng rộng
lớn đến hầu hết các vùng quanh Biển Đông.
Cuối thời kỳ này có một pha nâng lên, dẫn
đến sự tái thiết lập điều kiện môi trường
sông ở phần Tây Nam bể còn ở phần Đông,
Đông Bắc bể điều kiện ven bờ vẫn tiếp tục

được duy trì [24].
Miocen muộn được đánh dấu bằng sự
lún chìm mạnh ở Biển Đông và phần rìa
của nó, khởi đầu quá trình thành tạo thềm
lục đòa hiện đại Đông Việt Nam [24]. Núi
lửa hoạt động tích cực ở ở phần Đông Bắc
bể Cửu Long, Nam Côn Sơn và phần đất
liền Nam Việt Nam. Từ Miocen muộn bể
Cửu Long đã hoàn toàn thông với bể Nam
Côn Sơn và hệ thống sông Cửu Long, sông
Đồng Nai trở thành nguồn cung cấp trầm
tích cho cả hai bể. Các trầm tích hạt thô
được tích tụ trong môi trường ven bờ ở phần
Nam bể và trong môi trường biển nông
trong ở phần Đông Bắc bể.
Pliocen là thời gian biển tiến rộng lớn
và có lẽ đây là lần đầu tiên toàn bộ vùng
Biển Đông hiện tại nằm dưới mực nước
biển. Các trầm tích hạt mòn hơn được vận
chuyển vào vùng bể Cửu Long và xa hơn
tích tụ vào vùng bể Nam Côn Sơn trong
điều kiện nước sâu hơn.
4. Đòa tầng và thạch học
Theo tài liệu khoan, đòa tầng được mở
ra của bể Cửu Long gồm đá móng cổ Trước
Kainozoi và trầm tích lớp phủ Kainozoi.
Đặc trưng thạch học - trầm tích, hoá thạch
của mỗi phân vò đòa tầng được thể hiện tóm
tắt trên cột đòa tầng tổng hợp của bể (Hình
9.8). Để thuận tiện cho công tác tìm kiếm,

thăm dò và khai thác dầu khí các phân
vò đòa tầng được đối sánh với các tập đòa
chấn. Các mặt phản xạ đòa chấn đều trùng
với các ranh giới của các phân vò đòa tầng
(Hình 9.9).
4.1. Móng Trước Kainozoi
Ở bể Cửu Long cho đến nay đã khoan
hàng trăm giếng khoan sâu vào móng trước
Kainozoi tại nhiều vò trí khác nhau trên toàn
bể. Về mặt thạch học đá móng có thể xếp
thành 2 nhóm chính: granit và granodiorit -
diorit, ngoài ra còn gặp đá biến chất và các
thành tạo núi lửa.
So sánh kết quả nghiên cứu các phức
hệ magma xâm nhập trên đất liền với đá
móng kết tinh ngoài khơi bể Cửu Long,
theo đặc trưng thạch học và tuổi tuyệt đối
có thể xếp tương đương với 3 phức hệ: Hòn
Khoai, Đònh Quán và Cà Ná [33] .
Phức hệ Hòn Khoai có thể được xem
là phức hệ đá magma cổ nhất trong móng
của bể Cửu Long, phức hệ có tuổi Trias
muộn, tương ứng khoảng 195 đến 250 tr.
năm. Theo tài liệu Đòa chất Việt Nam, tập
II các thành tạo magma [5] thì granitoid
Hòn Khoai được ghép chung với các thành
277
Chương 9. Bể trầm tích Cửu Long và tài nguyên dầu khí
Cl1
(A)

Cl2
(BIII)
Cl3
(BII)
Cl4-1
(BI)
Cl4-2
(BI)
Cl5-1
(c)
Cl5-2
(d)
Cl5-3
(e)
Cl6-1
(e1)
Cl6-2
(F1)
Cl7
Cl8
(m)
Trên
Dưới
Dưới
Dưới
Trên
Trên
Cl1
(A)
Cl2

(BIII)
Cl3
(BII)
Cl4-1
(BI)
Cl4-2
(BI)
Cl5-1
(c)
Cl5-2
(d)
Cl5-3
(e)
Cl6-1
(e1)
Cl6-2
(F1)
Cl7
Cl8
(m)
Trên
Dưới
Dưới
Dưới
Trên
Trên
Hình 9.8. Cột đòa tầng tổng hợp bể Cửu Long
Dưới
Dưới
Dưới

r
278
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
tạo magma xâm nhập phức hệ Ankroet-
Đònh Quán gồm chủ yếu là amphybol-
biotit-diorit, monzonit và adamelit. Đá bò
biến đổi, cà nát mạnh. Phần lớn các khe
nứt đã bò lấp đầy bởi khoáng vật thứ sinh:
calcit-epidot-zeolit (Hình 9.10a, b). Đá có
thể phân bố chủ yếu ở phần cánh của các
khối nâng móng, như cánh phía Đông Bắc
mỏ Bạch Hổ.
Phức hệ Đònh Quán gặp khá phổ biến
ở nhiều cấu tạo Bạch Hổ (vòm Bắc), Ba
Vì, Tam Đảo và Sói. Ở các mỏ Hồng Ngọc,
Rạng Đông, Sư Tử Đen và Sư Tử Vàng (ở
phía Bắc bể), chủ yếu là đá granodiorit, đôi
chỗ gặp monzonit-biotit-thạch anh đa sắc.
Đá thuộc loại kiềm vôi, có thành phần axit
vừa phải SiO
2
dao động 63-67%. Các thành
tạo của phức hệ xâm nhập này có mức độ
giập vỡ và biến đổi cao. Hầu hết các khe
nứt đều được lấp đầy bởi các khoáng vật
thứ sinh: calcit, zeolit, thạch anh và clorit.
Trong đới biến đổi mạnh biotit thường bò
clorit hoá (Hình 9.11a, b). Phức hệ Đònh
Quán có tuổi Jura, tuổi tuyệt đối dao động
từ 130 đến 155tr. năm.

Phức hệ Cà Ná là phức hệ magma phát
triển và gặp phổ biến nhất trên toàn bể Cửu
Long. Phức hệ đặc trưng là granit thuỷ mica
và biotit, thuộc loại Natri-Kali, dư nhôm
(Al=2.98%), Si (~69%) và ít Ca (Hình 9.12a,
b). Đá có tuổi tuyệt đối khoảng 90-100 tr.
năm, thuộc Jura muộn. Các khối granitoid
phức hệ magma xâm nhập này thành tạo
đồng tạo núi và phân bố dọc theo hướng
trục của bể. Đá bò dập vỡ, nhưng mức độ
biến đổi thứ sinh yếu hơn so với hai phức
hệ vừa nêu.
Trong mặt cắt đá magma xâm nhập
đã biết thường gặp các đai mạch có thành
phần thạch học khác nhau từ axit đến trung
Hình 9.9. Mặt cắt đòa chấn dọc khối nâng Trung tâm - mỏ Rồng và Bạch Hổ
279
Chương 9. Bể trầm tích Cửu Long và tài nguyên dầu khí
tính - bazơ , bazơ và thạch anh (Hình 9.13).
Tại một số nơi, như khu vực mỏ Rồng còn
gặp đá biến chất nhiệt động kiểu paragneis
hoặc orthogneis. Các đá này thường có mức
độ giập vỡ và biến đổi kém hơn so với đá
xâm nhập.
4.2. Trầm tích Kainozoi
Nằm bất chỉnh hợp trên mặt đá móng
kết tinh bào mòn và phong hoá là thành tạo
Kainozoi hoặc núi lửa.
Đòa tầng được mô tả từ dưới lên, nghóa
là từ cổ đến trẻ và được trình bày trong các

công trình khoa học đã công bố [4, 5, 6] và
trong chương 6.
PALEOGEN
Eocen
Hệ tầng Cà Cối (E
2
cc)
Hình 9.11a,b. Ảûnh đá diorit Đònh Quán mẫu lõi GK BH1201, độ sâu 4.014m (a)
và mẫu lát mỏng GK BH11 (b) tại độ sâu 5.387.4m
Hình 9.12a,b. Granit biotit Cà Ná mẫu lõi GK BH1113, độ sâu 3.886,4m (a) và mẫu lát mỏng granit 2 mica
GK BH448 (b) tại độ sâu 4.307,1m
(a)
(a)
(b)
(b)
Hình 9.10a,b. Ảnh mẫu lõi (a) và lát mỏng (b) granodiorit Hòn Khoai tại độ sâu 4.236 m GK BH17
(a)
(b)
280
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
Hệ tầng này được phát hiện tại giếng
khoan CL-1X trên đất liền, nhưng chưa
được nghiên cứu đầy đủ ở những phần chìm
sâu của bể, nơi mà chúng có thể tồn tại.
Hệ tầng đặc trưng bởi trầm tích vụn thô:
cuội sạn kết, cát kết đa khoáng, xen các lớp
mỏng bột kết và sét kết hydromica-clorit-
sericit. Trầm tích có mầu nâu đỏ, đỏ tím,
tím lục sặc sỡ với độ chọn lọc rất kém, đặc
trưng kiểu molas lũ tích lục đòa thuộc các

trũng trước núi Creta-Paleocen-Eocen. Các
bào tử phấn phát hiện được trong mặt cắt
này như: Klukisporires,Triporopollenites,T
rudopollis, Plicapolis, Jussiena, v.v. thuộc
nhóm thực vật khô cạn thường phổ biến
trong Eocen. Mặt cắt của hệ tầng được xếp
tương ứng với tập CL7 của tài liệu đòa chấn.
Chiều dày hệ tầng có thể đạt tới 600m.
Oligocen dưới
Hệ tầng Trà Cú (E
3
1
tc)
Hệ tầng Trà Cú đã xác lập ở giếng
khoan (GK) Cửu Long-1X.
Trầm tích gồm chủ yếu là sét kết, bột
kết và cát kết, có chứa các vỉa than mỏng
và sét vôi, được tích tụ trong điều kiện sông
hồ. Đôi khi gặp các đá núi lửa, thành phần
chủ yếu là porphyr diabas, tuf basalt, và
gabro-diabas. Chiều dày của hệ tầng tại
phần trũng sâu, phần sườn các khối nâng
Trung tâm như Bạch Hổ, Rồng và Sư Tử
Trắng có thể đạt tới 500 m. Liên kết với
tài liệu đòa chấn thì hệ tầng nằm giữa mặt
phản xạ đòa chấn (mặt không chỉnh hợp
góc) CL60 và CL70, thường là mặt phản
xạ móng kết tinh CL80, thuộc tập đòa chấn
CL6. Tuổi của hệ tầng theo phức hệ bào
tử phấn (Oculopollis, Magnastriatites) được

xác đònh là Paleogen, Oligocen sớm.
Theo đặc trưng tướng đá hệ tầng được
chia thành 2 phần: trên và dưới. Phần trên
chủ yếu là các thành tạo mòn còn phần dưới
là thành tạo thô. Giữa 2 phần là ranh giới
chỉnh hợp tương ứng với mặt phản xạ đòa
chấn CL61.
Hệ tầng Trà Cú có tiềm năng chứa và
sinh dầu khí khá cao [9]. Các vỉa cát kết
của hệ tầng là các vỉa chứa dầu khí chủ yếu
trên mỏ Đông Nam Rồng, Sư Tử Trắng và
là đối tượng khai thác thứ hai sau móng nứt
nẻ trên mỏ Bạch Hổ (Hình 9.14).
Chiều dày của hệ tầng dao động từ 0
đến 800 m.
Oligocen trên
Hệ tầng Trà Tân (E
3
3
tt)
Hệ tầng Trà Tân được xác lập ở GK
15A-1X.
Hình 9.13. Ảnh đá andesit diabas porphyrit trong
GK R14 tại độ sâu 2.803m
Hình 9.14. Cát kết tập cơ sở của Oligocen dưới GK
R8, độ sâu 3.520,4m
281
Chương 9. Bể trầm tích Cửu Long và tài nguyên dầu khí
Đá của hệ tầng Trà Tân đôi chỗ nằm
bất chỉnh hợp trên hệ tầng Trà Cú. Mặt

cắt hệ tầng có thể chia thành ba phần khác
biệt nhau về thạch học. Phần trên gồm chủ
yếu là sét kết màu nâu - nâu đậm, nâu đen,
rất ít sét màu đỏ, cát kết và bột kết, tỷ lệ
cát/sét khoảng 35-50%. Phần giữa gồm chủ
yếu là sét kết nâu đậm, nâu đen, cát kết và
bột kết, tỷ lệ cát/ sét khoảng 40- 60% (phổ
biến khoảng 50%), đôi nơi có xen các lớp
mỏng đá vôi, than. Phần dưới gồm chủ yếu
là cát kết hạt mòn đến thô, đôi chỗ sạn, cuội
kết, xen sét kết nâu đậm, nâu đen, bột kết,
tỷ lệ cát/sét thay đổi trong khoảng rộng từ
20-50%. Các trầm tích của hệ tầng được
tích tụ chủ yếu trong môi trường đồng bằng
sông, aluvi - đồng bằng ven bờ và hồ. Các
thành tạo núi lửa tìm thấy ở nhiều giếng
khoan thuộc các vùng Bạch Hổ, Bà Đen,
Ba Vì, đặc biệt ở khu vực lô 01 thuộc phía
Bắc đới Trung tâm với thành phần chủ yếu
là andesit, andesit-basalt, gabrodiabas với
bề dày từ vài mét đến 100m (Hình 9.15).
Liên kết với tài liệu đòa chấn cho thấy
nóc hệ tầng Trà Tân tương ứng tập đòa chấn
CL50 và 3 phần mặt cắt ứng với ba tập
đòa chấn CL5-3 (phần dưới), CL5-2 (phần
giữa) và CL5-1 (phần trên). Ranh giới giữa
các tập đòa chấn nêu trên đều là bất chỉnh
hợp. Theo tài liệu đòa chấn, bề dày của tập
CL5-3 thay đổi từ 0 - 2.000m, thường trong
khoảng 200 - 1.000m; Tập CL5-2 từ 0m

đến hơn 1.000m (thường trong khoảng 400
- 1.000m); Tập CL5-1 từ 0m tới hơn 400m
(thường trong khoảng 200 - 400m).
Sét kết của hệ tầng Trà Tân có hàm
lượng và chất lượng vật chất hữu cơ cao
đến rất cao đặc biệt là tầng Trà Tân giữa,
chúng là những tầng sinh dầu khí tốt ở bể
Cửu Long đồng thời là tầng chắn tốt cho
tầng đá móng granit nứt nẻ. Tuy tầng cát
kết nằm xen kẹp có chất lượng thấm, rỗng
và độ liên tục thay đổi từ kém đến tốt,
nhưng cũng là đối tượng tìm kiếm đáng lưu
ý ở bể Cửu Long.
Trong mặt cắt hệ tầng đã gặp những
hoá thạch bào tử phấn: F. Trilobata,
Verutricolporites, Cicatricosiporites, xác
đònh tuổi Oligocen muộn, nhưng cũng có
tác giả cho rằng các thành tạo hệ tầng Trà
Tân còn có cả yếu tố Oligocen giữa.
NEOGEN
Miocen dưới
Hệ tầng Bạch Hổ (N
1
1
bh)
Hệ tầng Bạch Hổ được xác lập ở giếng
khoan BH-1X.
Hệ tầng Bạch Hổ có thể chia thành hai
phần: Phần trên gồm chủ yếu là sét kết
Hình 9.15a,b. Đá Gabro diabas trong GK R8 tại độ sâu 3215m (a) và lát mỏng đá basalt porphyrit,

độ sâu 3.328,5m, GK R4
(a)
(b)
282
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
màu xám, xám xanh xen kẽ với cát kết và
bột kết, tỷ lệ cát, bột kết tăng dần xuống
dưới (đến 50%). Phần trên cùng của mặt
cắt là tầng “sét kết Rotalid” bao phủ toàn
bể, chiều dày thay đổi trong khoảng từ 50m
đến 150m. Phần dưới gồm chủ yếu là cát
kết, bột kết (chiếm trên 60%), xen với các
lớp sét kết màu xám, vàng, đỏ. Các trầm
tích của hệ tầng được tích tụ trong môi
trường đồng bằng aluvi - đồng bằng ven bờ
ở phần dưới, chuyển dần lên đồng bằng ven
bờ - biển nông ở phần trên. Đá núi lửa đã
được phát hiện thấy ở nhiều giếng khoan
thuộc lô 01 ở phía Bắc bể, chủ yếu là basalt
và tuf basalt, bề dày từ vài chục mét đến
250m. Hệ tầng Bạch Hổ có chiều dày thay
đổi từ 100 - 1.500m (chủ yếu trong khoảng
từ 400 - 1.000m). Các trầm tích của hệ tầng
phủ không chỉnh hợp góc trên các trầm tích
của hệ tầng Trà Tân. Theo liệu đòa chấn
thì hệ tầng này thuộc tập đòa chấn CL4-1
và CL4-2, nằm kẹp giữa 2 mặt phản xạ đòa
chấn CL40 và CL50.
Tầng sét kết chứa Rotalia là tầng đá
chắn khu vực tuyệt vời cho toàn bể. Các

vỉa cát xen kẽ nằm trong và ngay dưới tầng
sét kết Rotalia và ở phần trên của phía
dưới mặt cắt có khả năng thấm chứa khá
tốt, chúng là đối tượng tìm kiếm quan trọng
thứ ba ở bể Cửu Long. Dầu hiện cũng đang
được khai thác từ các tầng cát này như ở mỏ
Hồng Ngọc, Rạng Đông, Bạch Hổ và sắp
tới là Sư Tử Đen (Hình 9.16).
Trong mặt cắt hệ tầng đã gặp những
hoá thạch bào tử phấn: F. levipoli,
Magnastriatites, Pinuspollenites,
Alnipollenites và ít vi cổ sinh Synedra
fondaena. Đặc biệt trong phần trên của mặt
cắt hệ tầng này, tập sét màu xám lục gặp
khá phổ biến hoá thạch đặc trưng nhóm
Rotalia: Orbulina universa, Ammonia sp.,
nên chúng được gọi là tập sét Rotalid
.
Miocen giữa
Hệ tầng Côn Sơn (N
1
2
cs)
Hệ tầng Côn Sơn được xác lập ở giếng
khoan 15B-1X.
Hệ tầng Côn Sơn gồm chủ yếu cát kết
hạt thô-trung, bột kết (chiếm đến 75-80%),
xen kẽ với các lớp sét kết màu xám, nhiều
màu dày 5-15m, đôi nơi có lớp than mỏng.
Bề dày hệ tầng thay đổi từ 250 - 900m.

Trầm tích của hệ tầng được thành tạo trong
môi trường sông (aluvi) ở phía Tây, đầm
lầy - đồng bằng ven bờ ở phía Đông, Đông
Bắc. Các thành tạo của hệ tầng Côn Sơn
phủ không chỉnh hợp góc yếu trên các
trầm tích của hệ tầng Bạch Hổ (?). Trầm
tích của hệ tầng nằm gần như ngang hoặc
uốn nhẹ theo cấu trúc bề mặt nóc hệ tầng
Bạch Hổ, nghiêng thoải về Đông và Trung
tâm bể, không bò biến vò. Liên kết với tài
liệu đòa chấn mặt cắt hệ tầng thuộc tập đòa
chấn CL3 nằm kẹp giữa hai mặt phản xạ
đòa chấn CL30 và CL40. Tuy đá hạt thô của
hệ tầng có khả năng thấm, chứa tốt, nhưng
chúng lại nằm trên tầng chắn khu vực (sét
kết Rotalia) nên hệ tầng này và các hệ tầng
Hình 9.16. Cát kết hạt trung chứa dầu tại GK R8,
độ sâu 2.706,2m
283
Chương 9. Bể trầm tích Cửu Long và tài nguyên dầu khí
trẻ hơn của bể xem như không có triển vọng
chứa dầu khí.
Trong mặt cắt hệ tầng gặp phổ biến các
bào tử phấn: F. Meridionalis, Plorschuetzia
levipoli, Acrostichum, Compositea và các
trùng lỗ, rong tảo như hệ tầng Bạch Hổ.
Miocen trên
Hệ tầng Đồng Nai (N
1
3

đn)
Hệ tầng Đồng Nai được mở ở giếng
khoan 15G-1X.
Tuổi của hệ tầng được xác đònh theo tập
hợp phong phú bào tử và Nannoplakton:
Stenoclaena Palustris Carya, Florschuetzia
Meridionalis, nghèo hoá đá foraminifera.
Hệ tầng Đồng Nai chủ yếu là cát hạt trung
xen kẽ với bột và các lớp mỏng sét màu
xám hay nhiều màu, đôi khi gặp các vỉa
carbonat hoặc than mỏng, môi trường trầm
tích đầm lầy - đồng bằng ven bờ ở phần
Tây bể, đồng bằng ven bờ - biển nông ở
phần Đông và Bắc bể. Bề dày của hệ tầng
thay đổi trong khoảng từ 500 - 750m. Các
trầm tích của hệ tầng nằm gần như ngang,
nghiêng thoải về Đông và không bò biến vò.
Liên kết với tài liệu đòa chấn thì hệ tầng
Đồng Nai nằm kẹp giữa 2 tầng phản xạ đòa
chấn CL20 và CL30, tương ứng với tập đòa
chấn CL2.
Pliocen - Đệ Tứ
Hệ tầng Biển Đông (N
2
-Q bđ)
Hệ tầng Biển Đông chủ yếu là cát hạt
trung-mòn với ít lớp mỏng bùn, sét màu
xám nhạt chứa phong phú hóa đá biển
và glauconit thuộc môi trường trầm tích
biển nông, ven bờ, một số nơi có gặp đá

carbonat. Chúng phân bố và trải đều khắp
toàn bể, với bề dày khá ổn đònh trong
khoảng 400 – 700m. Trầm tích của hệ tầng
nằm gần như ngang, nghiêng thoải về Đông
và không bò biến vò. Liên kết với tài liệu
đòa chấn thì hệ tầng Biển Đông là tương
ứng với tập đòa chấn CL1. Trong mặt cắt
của hệ tầng gặp khá phổ biến các hoá đá
foraminifera: Pseudorotalia, Globorotalia,
Dạng rêu (Bryozoar), Molusca, san hô, rong
tảo và bào tử phấn: Dacrydium, Polocarpus
imbricatus
5. Các tích tụ Hydrocarbon
Đến đầu năm 2005 trên toàn bể Cửu
Long đã phát hiện được trên 20 cấu tạo có
chứa dầu khí, trong đó có 7 phát hiện thương
mại. Các phát hiện nói trên được thể hiện
tại hình 9.17. Trong số những phát hiện như
mỏ Rồng đã có sự lẫn lộn giữa khái niệm
mỏ và vùng mỏ: Dưới góc độ đòa chất công
nghệ thì “mỏ Rồng” như đang gọi bao gồm
4 mỏ tương ứng với 4 khu vực: Trung Tâm,
Đông Bắc, Đông và Đông Nam. Như vậy,
số lượng phát hiện công nghiệp sẽ là trên
10.
Phần lớn các mỏ phân bố trên khối
nâng Trung Tâm và đới phân dò Phía Bắc.
Tổng số mỏ hiện đang khai thác là 7 với trữ
lượng dầu đã khai thác đạt khoảng 170 tr.
tấn, chiếm khoảng 35% tổng trữ lượng đã

phát hiện, tương đương với 15-18% thu hồi
dự kiến. Đa số những phát hiện trong bể là
dầu có lượng khí hoà tan dao động trong
khoảng từ 50 đến 200m
3
/m
3
. Phát hiện khí
condensat lớn nhất là Sư Tử Trắng. Ngoài
ra một số vỉa khí tự do, khí condensat cũng
đã được phát hiện tại mỏ Đông Bắc Rồng.
Các mỏ dầu đều thuộc loại nhiều vỉa,
trừ mỏ Đông Nam Rồng (chỉ có 1 thân dầu
móng). Các thân khoáng nằm phổ biến
trong cả 3 play: Miocen dưới, Oligocen
(Oligocen trên, Oligocen dưới) và móng
284
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
nứt nẻ trước Kainozoi. Tuy nhiên dầu trong
tầng móng vẫn là chủ yếu. Ví dụ, tại các
mỏ như Đông Nam Rồng, Bạch Hổ, Rạng
Đông, Sư Tử Đen và Sư Tử Vàng trữ lượng
dầu trong móng chiếm từ 70% đến gần
100% trữ lượng toàn mỏ. Mỏ dầu Bạch Hổ
là mỏ có quy mô lớn nhất cả về diện tích
cũng như trữ lượng. Đây là mỏ được phát
hiện đầu tiên, đặc trưng về dầu trong tầng
móng granitoid nứt nẻ của bể Cửu Long nói
riêng và thế giới nói chung. Cho đến nay
sản lượng dầu khai thác từ tầng móng trên

thế giới nói chung là thấp, trừ mỏ Bạch Hổ ở
Việt Nam và mỏ La Paz ở Venezuela (Carl
O., SCharpl, 2000). Phát hiện dầu trong
móng phong hoá và nứt nẻ chẳng những đã
làm thay đổi cơ cấu đối tượng khai thác,
mà còn làm thay đổi quan điểm thăm dò
truyền thống và đã mở ra một đối tượng tìm
kiếm, thăm dò mới đặc biệt ở Việt Nam,
cũng như trong khu vực.
Tất cả các phát hiện dầu khí đều gắn
với các cấu tạo dương nằm trong phần lún
chìm sâu của bể với chiều dày trầm tích
trên 2.000m tại phần đỉnh. Các cấu tạo này
đều có liên quan đến sự nâng cao của khối
móng, bò chôn vùi trước Oligocen. Xung
quanh các khối nhô móng này thường nằm
gá đáy là các trầm tích Oligocen dày và có
thể cả Eocen là những tầng sinh dầu chính
của bể. Dầu được sinh ra mạnh mẽ tại các
tầng này vào thời kỳ cuối Miocen rồi dồn
nạp vào bẫy đã được hình thành trước đó.
5.1. Đặc điểm các loại dầu, khí và
condensat
Tính chất lý hóa của các loại dầu
Trong phạm vi bể Cửu Long phổ biến là
loại dầu parafin với hàm lượng từ 18% đến
25,3% và hàm lượng lưu huỳnh rất thấp
(0,02- 0,15%) thuộc loại dầu ngọt. Trong
các vỉa dầu Miocen và Oligocen trên thường
thấy hàm lượng nhựa tăng cao (11-13,4%),

asphalten cũng cao (1,29-2,62%). Tỷ trọng
thuộc loại trung bình và nặng γ=0,86-0,92
g/cm3. Trong các vỉa dầu ở Oligocen dưới
và móng nhựa thường ít hơn (6,5-8,6%)
và ít asphalten hơn (0,65-1,28%), tỷ trọng
thường nhỏ thuộc loại dầu nhẹ (γ= 0,82
– 0,83 g/cm
3
). Trong các vỉa dầu Miocen
dưới, Oligocen trên hàm lượng lưu huỳnh
tuy thấp, song vẫn cao hơn so với các vỉa
dầu ở Oligocen dưới và móng. Ngược lại,
tỷ số HC saturat/HC aromat lại thấp chỉ đạt
7,36 - 8,53, trong khi đó ở các tầng dưới tỷ
lệ này đạt 10,12-14,10. (Bảng 9.1).
Hàm lượng vi nguyên tố trong dầu (V),
Ni rất thấp: V = 0,08-3,55 ppm, Ni = 2,5-
3,6 ppm, rất ít khi đạt 26,96 ppm. Các giá
trò lớn thường gặp ở dầu được sinh ra ở
mức độ biến chất thấp của VCHC. Các đặc
điểm nêu trên cho thấy VCHC sinh ra dầu
đa phần được trầm đọng ở vùng cửa sông,
chuyển tiếp (nước lợ) có xen vật liệu than
paralic và vùng biển nông (biển mở) (Hình
9.18) và không có VCHC trong đá carbonat
(Hình 9.19).
Các kết quả xác đònh đồng vò carbon
trong dầu Bạch Hổ bởi chuyên gia người
Anh (Warden P.C.) vào năm 1989, Viện
TaTnipineft, năm 1992 và trường Tổng

hợp Dầu Khí mang tên Gubkin I.M, năm
1990 và 1994 cho thấy giá trò δ
13
C dao động
trong khoảng từ 25 đến 31,5
0
/
00
. Như vậy
các giá trò đồng vò của dầu, cũng như các
thành phần nhóm của chúng chứng tỏ dầu
ở mỏ Bạch Hổ và có thể ở toàn bộ bể Cửu
Long cũng có các giá trò tương tự, phù hợp
285
Chương 9. Bể trầm tích Cửu Long và tài nguyên dầu khí
với VCHC có nguồn gốc vi khuẩn, rong
tảo, cỏ biển và một phần nhỏ thực vật trên
cạn [9].
Nói chung, các vỉa dầu của bể Cửu Long
được tích tụ với áp suất bão hòa thuộc loại
trung bình đạt từ 16 đến 24 MPa, rất ít khi
đạt 29,0 - 30,0 MPa. Hàm lượng khí thường
từ 40 m
3
đến 200m
3
ít khi đạt tới 300 m
3
/m
3

dầu hoặc cao hơn. Hệ số nén thường đạt
1.8-2.6 E
-6
/MPa
Nguồn gốc dầu
Khi nghiên cứu các chỉ số sinh học
(biomarker) cho thấy các vỉa dầu trong
Miocen dưới và Oligocen trên liên quan tới
tính biển nhiều hơn, có lẽ liên quan tới đá
mẹ là tầng Oligocen trên. Còn các vỉa dầu
Oligocen dưới và móng liên quan tới vùng
chuyển tiếp (nước lợ) cửa sông và đồng
bằng ngập nước có thể liên quan tới tầng
đá mẹ Oligocen dưới - Eocen và phần thấp
(đáy) Oligocen trên.
Chỉ tiêu B1 có giá trò giao động từ
123,9 đến 956,3 trung bình 406,22. Chỉ tiêu
M4 cũng có giá trò cao trong dầu Miocen
dưới 33 - 54 trung bình 40,23 còn trong
dầu Oligocen và móng đạt 80 - 235, trung
bình phổ biến là 98. Chỉ tiêu S8 trong
dầu Oligocen và móng đạt giá trò lớn 48 -
227,3, trung bình 118. Điều này chứng tỏ
dầu trong bể Cửu Long đa phần có nguồn
gốc từ VCHC rong tảo và vi khuẩn. Các giá
trò cao thường thấy trong dầu Oligocen và
móng, còn thấp hơn đôi chút thường thấy
trong dầu Miocen dưới.
Chỉ tiêu H11 (C23tricyclic/C30hopane)
có giá trò cao trong tất cả các loại dầu

(105,3-125) phản ánh VCHC được trầm
lắng trong môi trường có muối.
Chỉ tiêu Pr/Ph thường có giá trò 1,6-2,3.
Các chỉ tiêu B1, M4, S8, H11 đều có giá
Tp. Hå ChÝ Minh
VòngTμu
PhanThiÕt
Diamond
Jade
Pearl
Hång Ngäc
S− Tư §en
S− Tư Vμng
S− Tư Tr¾ng
Bμ §en
Võng§«ng
Ph−¬n g §«n g
R¹ng§«ng
Ba V×
B¹ch Hỉ
§«ngNam Rång
Sãi
Nam Rång
§«ngRång
RångchÝnh
V¶i ThiỊu
Cam
Tam §¶o
C¸ Ngõ
Amethyst TN

Ghichó
Ph¸t hiƯn dÇu th−¬ng m¹i
Ph¸t hiƯn dÇu kh«ngth−¬ng m¹i
Ph¸t hiƯn khÝth−¬ng m¹i
Ph¸t hiƯn dÇu cËn th−¬ng m¹i
Tp. Hå ChÝ Minh
VòngTμu
PhanThiÕt
Diamond
Topaz
Jade
Pearl
Hång Ngäc
S− Tư §en
S− Tư Vμng
S− Tư Tr¾ng
Bμ §en
Võng§«ng
Ph−¬n g §«n g
R¹ng§«ng
Ba V×
B¹ch Hỉ
§«ngNam Rång
Sãi
Nam Rång
§«ngRång
RångchÝnh
V¶i ThiỊu
Cam
Tam §¶o

C¸ Ngõ
Amethyst TN
Ghichó
Ph¸t hiƯn dÇu th−¬ng m¹i
Ph¸t hiƯn dÇu kh«ngth−¬ng m¹i
Ph¸t hiƯn khÝth−¬ng m¹i
Ph¸t hiƯn dÇu cËn th−¬ng m¹i
Hình 9.17. Các phát hiện dầu khí bể Cửu Long
286
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
trò tương tự như trong kerogen, đặc biệt rất
gần gũi với kerogen của trầm tích Oligocen
dưới - Eocen và phần đáy của Oligocen
trên, chúng đều phản ánh dầu được sinh ra
từ VCHC được tích lũy ở vùng chuyển tiếp
tức là vùng nước lợ, cửa sông, biển nông,
nơi rất phát triển rong tảo, cỏ biển và vi
khuẩn.
Tuy nhiên chỉ tiêu H15 = Oleanane/
C30hopane có giá trò nhỏ (H15 = 10,8-
16,98). Điều này, cũng chỉ ra có sự có mặt
của VCHC thực vật bậc cao.
Trong dầu Miocen dưới và Oligocen
trên thường gặp chỉ tiêu H6 = Ts/(Ts+Tm)
với giá trò trung bình: 0,4 - 0,6 và chỉ tiêu
MPI-1: 0,45 - 0,68. Còn trong dầu Oligocen
dưới và móng H6: 0,6 - 1,13 còn MPI-1:
0,7 - 1,25. Điều này chứng tỏ dầu trong
Oligocen dưới và móng được sinh ra trong
điều kiện biến chất cao hơn.

Khi xem xét các chỉ tiêu B1, H11, S8 và
đặc biệt CPI-1, MPI-1 và H6 giữa kerogen
trong đá và dầu cho thấy ở một số lô như
15-1, lô 17 chúng có giá trò trong đá thấp
hơn nhiều so với dầu. Phải chăng kerogen ở
các vùng ven rìa của các khối nói trên chưa
rơi vào đới trưởng thành hoặc ở đới trưởng
thành sớm. Như vậy, dầu được sinh ra ở đới
sâu hơn đã di cư và nạp vào các bẫy chứa
ở vùng này.
Khi so sánh các chỉ số sinh học giữa
dầu và kerogen cho thấy chúng cùng có
nguồn gốc. Ví dụ Pr/Ph, B1, M4, S8 và H11
trong dầu cũng như trong kerogen đều có
các giá trò gần tương tự, đặc biệt ở các lô
09 và phần sâu của các lô 16, 15. Thậm
chí chỉ tiêu H15 chỉ ra có sự tham gia, tuy
không lớn, của VCHC nguồn gốc thực vật
bậc cao trong kerogen cũng như trong dầu.
Quy luật phân bố các cấu tử C27- C28- C29
sterane trong kerogen cũng tương tự như
trong dầu.
Đặc điểm khí condensat
Các vỉa condensat gặp ở mỏ Rồng,
Rạng Đông, Sư Tử Trắng có tỷ trọng khá
thấp 0,76-0,82 g/cm
3
. Trong đó có một số
vỉa bao gồm cả các phân đoạn nhẹ của dầu
như ở Đông Bắc Rồng.

Lượng HC bão hòa chiếm phần lớn (95
- 98%), lượng nhưa rất nhỏ (<0,68%) và
asphalten cũng nhỏ hơn (<0,3%). Chỉ số
alkanes đạt cao nhất (81 - 85%), song hệ số
Hình 9.19. Giản đồ phân bố C7 Alkan/Cyclo-Alkan
trong dầu thô bể Cửu Long
Hình 9.18. Giản đồ phân bố cấu tử Steran C27-
C28-C29 trong dầu thô bể Cửu Long
(Δ - ở lô 15-1; • - ở các lô khác)
287
Chương 9. Bể trầm tích Cửu Long và tài nguyên dầu khí
biến chất của chúng H6 =Ts/(Ts+Tm) cũng
chỉ đạt mức trung bình (0,64 - 0,68), MPI-1
chỉ đạt 0,86-1,10.
Chỉ tiêu Pr/Ph bằng 2.09-2.11 và các chỉ
tiêu khác như B1, H11, S8, M4 cũng có các
giá trò cao tương tự như trong dầu. Như vậy,
các vỉa khí condensat trong bể Cửu Long có
khả năng được tạo thành từ hai nguồn: tách
ra từ các vỉa dầu phân bố dưới sâu, rồi di cư
lên trên, nơi có bẫy chứa nứt, nẻ hoặc từ
các tầng sinh đã và đang trong cửa sổ sinh
khí condensat.
Tuy nhiên, trong quá trình di cư và tách
ra khỏi vỉa dầu nên các cấu tử C27 - C28
- C29 sterane bò phân bố lại, tạo nên C27
có gía trò cao nhất. Trong 3 cấu tử trên thì
C27 có trọng lượng phân tử nhỏ nhất, cấu
trúc gọn hơn và nhiệt độ sôi thấp nhất. Vì
vậy, C27 tách ra từ vỉa dầu nhiều hơn và di

cư nhanh hơn, do đó đến điểm tích tụ mới
nó có hàm lượng lớn hơn. Trong thành phần
khí và condensat chủ yếu khí metan (78 -
93%) còn lại là các khí nặng khác như etan,
propan, butan và hydrocarbon lỏng từ C5-
C12. Trong các vỉa condensat này thường
đun sôi tới 200 - 220
o
C đã thu được hầu như
toàn bộ hydrocarbon.
Nếu tính lượng thu hồi khí nặng trong
khí kèm dầu và vỉa khí condensat thì: C
3
+
≥
0,4478kg/m
3
, C
4
+
≥ 0,37kg/m
3
, C
5
+
≥ 0,63kg/
m
3
. Trong dòng khí tách ra metan có thể
chiếm tới 74 ÷ 82%, C

2
+
: 18 ÷ 26%, C
3
+
: 9 ÷
14%, C
4
+
: 6 ÷10% và C
5
+
: 4,2 ÷7,8%.
Loại/Tuổi
Chỉ tiêu
Trong kerogen Trong dầu
Condensat
N
1
1
E
3
2
E
3
1
N
1
1
E

3
2
E
3
1
+Mz
HC sat. , % 52,0 70,1 80,2 75÷ 82 78÷88 78÷90,2 95÷ 98
HC arom. , % 6,0 7,1 7,5 6÷ 86÷ 8 7,7÷ 8,8 2÷ 5
Wax , % - - - 14÷21 15÷19 18÷25,3 -
Tỷ trọng, g/cm3 - - - 0,84÷0,92 0,84÷0,86 0,82÷0,83 0,75÷0,82
Lưu huỳnh, % - - - 0,1÷0,16 0,08÷0,16 0,02÷0,15 -
Nhựa, % 36,2 20,5 10,7 12÷13,4 11,0÷13,0 6,5÷8,6 0,25÷0,68
Asphalten, % 6÷8,7 2,13 1,6 1,2÷2,62 1,1÷2,3 0,65÷1,28 0,05÷0,11
B1=8β(H)driman
0,25÷1,9 2,7÷13,5 10,2÷15,8 - - 123,9÷956,3 306÷334
C30 hopan
M4 33÷38 35÷70 66÷98 33÷54 44÷56 80÷235 93÷95
S8 8÷45 41÷123 120÷376 48÷89 56÷90 88÷223,3 133÷183
H11=25tricyclic
0,72÷6,8 1,56÷74,0 97÷112 16,5÷105,0 30÷105 105÷125 32÷57
C30 hopan
H15 =Oleanan
2,5÷7,9 8÷25 10,56÷37,0 3,4÷10,2 5,6÷11 15÷17 4,12÷10,7
C30 hopan
C27 , % 48,05 46,3 22,10 19,27 24,21 21 46,10
C28 , % 22,4 28,74 46,6 48,61 47,21 45 16,43
C29 , % 39,55 35,96 31,3 32,12 28,58 34 37,47
H6 0,13÷0,36 0,25÷0,84 0,8÷1,1 0,4÷0,6 0,45÷0,65 0,6÷1,13 0,64÷0,67
MPI-1 0,32÷0,46 0,35÷0,76 0,71÷0,80 0,45÷0,58 0,48÷0,68 0,7÷1,25 0,86÷1,1
Pr/Ph 1,5÷6,6 1,7÷3,7 2,1÷2,35 1,6÷2,1 1,9÷2,2 1,7÷2,3 2,09÷2,11

Bảng 9.1. Các chỉ tiêu lý hóa và đòa hóa cơ bản của kerogen và dầu thô bể Cửu Long
288
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
5.2. Đặc điểm các loại khí thiên nhiên
Khí thiên nhiên bao gồm các khí
Hydrocarbon (HC) và khí không HC (CO
2
,
N
2
, He, Ar, H
2
S). Cho đến nay mới chỉ phát
hiện 2 loại khí hydrocarbon (HC): Loại khí
sinh hóa và khí dầu condensat.
Loại khí sinh hóa gặp ở các tầng nông
(Pliocen - Đệ Tứ, một phần nhỏ ở Miocen
trên) trong điều kiện nhiệt độ thấp và
dưới tác dụng phân hủy của vi khuẩn. Tuy
nhiên hàm lượng khí này nhỏ lại bò phân
tán bởi nước vỉa. Vì vậy, chúng không tích
lũy thành những tích tụ lớn gây nguy hiểm
trong qúa trình khoan.
Loại khí sinh ra do nhiệt xúc tác cùng
với dầu và condensat quan sát thấy ở các
tầng sâu từ Miocen dưới, đặc biệt trong
Oligocen và tầng sâu hơn. Vì rằng vật chất
hữu cơ có ưu thế sinh dầu nên khí ở đây
phần lớn đi kèm với dầu tạo nên tỷ lệ khí
hoà tan trong dầu từ 40 m

3
khí đến 200m
3

khí/m
3
dầu. Lượng khí sinh ra nhiều ở tầng
Oligocen trên đôi khi đạt tới 400-500 m
3

khí/m
3
dầu đi kèm với đới có dò thường áp
suất cao. Ở các đới sinh khí condensat đương
nhiên lượng khí và HC lỏng nhẹ được sinh
ra và bổ sung cho các tích tụ dầu nằm gần
kề trực tiếp tăng khả năng bão hòa của khí
vào dầu và giảm tỷ trọng của chúng.
Trong các vỉa khí tự do và nước có khí
hòa tan càng gần tới vỉa chứa dầu các tỷ
số iC
4
/nC
4
, iC
5
/nC
5
và ΣC
2

+
càng tăng và
ngược lại tỷ số CH
4
/ΣC
2
+
càng giảm. Trong
các vỉa chứa nước và khí tự do tỷ số CH
4
/
ΣC
2
+
tăng cao hơn nhiều so với nó trong vỉa
dầu, ngược lại ΣC
2
+
càng giảm, còn trong
các vỉa dầu lượng ΣC
2
+
tăng đáng kể.
Thành phần khí hòa tan trong dầu và
trong vỉa nước được thể hiện như trong
bảng 9.2.
Khí CO
2
thường gặp trong khí đồng
hành, khí condensat với hàm lượng nhỏ

thường chỉ đạt 0,67 - 2,19%. Ở một số cấu
tạo có liên quan tới tái hoạt động magma
hàm lượng khí CO
2
, có thể tăng tới 6-7%,
song rất hiếm (cấu tạo Bà Đen, cánh Tây
của cấu tạo Rồng và v.v). Trong phạm vi
bể Cửu Long ở các đòa tầng Miocen dưới,
Oligocen không tồn tại các vỉa carbonat. Vì
vậy, không tồn tại cơ sở sinh khí CO
2
từ đá
carbonat.
Khí N
2
rất ít gặp thường với các giá trò
rất nhỏ 0,48 - 2,31%. Đặc biệt ở các vỉa
dưới sâu hầu như không gặp chúng.
Khí He gặp ở một số vỉa với hàm lượng
rất thấp, từ vết đến 0,022 - 0,17%.
Chỉ tiêu
CH
4
% mol
Khí nặng C
2
+
% mol
CH4/C
2

+
% mol
iC
4
/nC
4
iC
5
/nC
5
Tuổi đòa chất Thành phần khí hòa tan trong dầu
N
1
1
60 ÷ 63 35 ÷ 38 1.5 ÷ 1.7 0.38 ÷ 0.40 0.28 ÷ 0.38
E
3
2
62 ÷ 66 20 ÷ 25 2.1 ÷ 2.6 0.56 ÷ 0.61 0.80 ÷ 0.82
E
3
1
+ MZ 67 ÷ 67.3 32.1 ÷ 32.4 2.07 ÷ 2.08 0.57 ÷ 0.61 0.65 ÷ 0.73
Thành phần khí hòa tan trong nước vỉa
N
1
1
83 ÷ 91.2 6 ÷ 16 5 ÷ 13.4 0.37 ÷ 0.44 0.5 ÷ 0.6
E
3

2
88 ÷ 85 12 ÷ 14.5 5.94 ÷ 6.02 0.5 ÷ 0.6 0.58 ÷ 0.62
E
3
1
+ MZ 80 ÷ 84 14 ÷ 18.2 4.5 ÷ 5.9 0.8 ÷ 0.83 0.55 ÷ 0.67
Bảng 9.2. Thành phần khí hòa tan trong dầu và nước vỉa