Địa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam - Chương 8 doc

Chương
Bể trầm tích
Phú Khánh và
tài nguyên
dầu khí
8
237
Chương 8. Bể Phú Khánh và tài nguyên dầu khí
Bể Phú Khánh nằm dọc theo bờ biển
miền Trung Việt Nam, giới hạn bởi vó tuyến
14
0
- 11
0
Bắc và kinh tuyến 109
0
20’ - 111
0

Đông hoặc cũng có thể phát triển hơn về
phía Đông (xem Hình 5.1, chương 5). Về
phương diện đòa chất, bể Phú Khánh giáp
giới với bể Cửu Long ở phía Nam, bể Nam
Côn Sơn ở phía Đông Nam, bể Sông Hồng
ở phía Bắc, bể Hoàng Sa ở phía Đông Bắc,
thềm Đà Nẵng, thềm Phan Rang ở phía Tây
và về phía Đông, nơi chưa được nghiên cứu,
có thể tồn tại một bể khác nằm giữa bể Phú
Khánh và phần sâu nhất của Biển Đông.
Đòa hình đáy biển trong vùng rất phức
tạp với đặc trưng của một biển rìa, bao gồm

các đòa hình: thềm lục đòa, sườn lục đòa và
chân lục đòa với các hố sụt và khối nâng đòa
phương, mực nước biển sâu từ 0-3.000m.
Các đơn vò đòa chất ở đây nằm trên phần vỏ
lục đòa và vỏ chuyển tiếp giữa lục đòa và
đại dương, cũng có thể có một phần nằm
trên vỏ á đại dương ở phía Đông (?). Thềm
lục đòa rất hẹp, mực nước sâu từ 0-200m,
nằm trên móng granit phân dò, nơi móng
nhô cao tạo thành các dải nâng ngầm và
nơi sụt lún tạo thành các trũng tích tụ nhỏ.
Do hoạt động của các hệ thống đứt gãy,
móng của thềm bò trượt theo khối, tạo ra
dạng đòa hình bậc thang, sâu dần về phía
Biển Đông. Sườn lục đòa kế tiếp thềm Đà
Nẵng, Phan Rang là một vùng có độ sâu
nước biển từ 150 đến 3.000m, độ dốc từ
vài độ đến vài chục độ, bề rộng từ 20km-
200km. Mức độ phân cắt sườn lục đòa cao
hơn nhiều so với phần thềm, với nhiều dẫy
núi ngầm và rạch ngầm (canyon). Ở phần
phía Bắc, tương ứng với Quảng Nam đến
Bình Đònh và phần phía Nam tương ứng
với Bình Thuận-Ninh Thuận, sườn lục đòa
tương đối rộng, ngược lại ở vùng giữa,
tương ứng với Nam Bình Đònh đến Khánh
Hòa, sườn lục đòa rất hẹp, có nơi chỉ còn
18km, tạo thành một hình móng ngựa, đánh
dấu vùng biển tách giãn lấn sâu nhất vào
gần đòa khối Kon Tum. Các đồng bằng biển

thẳm đòa hình tương đối bằng phẳng nằm ở
phía ngoài chân sườn lục đòa. Tuy không
có những tài liệu đòa chấn nhưng theo các
kết quả nghiên cứu trọng lực, nằm dưới
đồng bằng biển thẳm là những đòa hào kích
thước khác nhau, đó là những trũng tích tụ,
bề dày trầm tích có thể lên đến 3 - 4 km.
Do bể Phú Khánh chủ yếu thuộc vùng
nước sâu, công tác nghiên cứu còn ít, chưa
có khoan thăm dò nên những nét cấu trúc
đòa chất chính được khái quát theo tài liệu
khảo sát đòa chấn khu vực và liên hệ với
các bể trầm tích lân cận, nơi đã được nghiên
cứu tương đối chi tiết, đã có phát hiện và
đang khai thác dầu khí.
1. Giới thiệu
238
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
2. Lòch sử nghiên cứu, tìm kiếm thăm dò
dầu khí
Mặc dù bể Phú Khánh còn ít được nghiên
cứu, song công tác nghiên cứu đòa chất ở
phần đất liền sát phía Tây bể Phú Khánh
được các nhà đòa chất Pháp nghiên cứu từ
rất sớm trong công tác khảo sát lập bản đồ
tỷ lệ 1:500.000 vùng Đà Nẵng (1935), Nha
Trang (1937) và Qui Nhơn (1942).
Điểm lộ dầu lần đầu tiên được phát
hiện vào 1920-1923 tại Đầm Thò Nại (Qui
Nhơn), phần đất liền kề với bể Phú Khánh.

Năm 1944 các nhà đòa chất Pháp đã khoan
tìm kiếm ở đây nhưng không còn tài liệu để
lại. Từ 1944-1964, Saurin cũng đã nghiên
cứu điểm lộ dầu ở Đầm Thò Nại và kết luận
rằng nguồn dầu không phải từ Neogen mà
có lẽ từ các lớp Sapropel giàu tảo (algae)
ở vònh Qui Nhơn cung cấp [27,28]. Từ sau
năm 1960 nhiều cuộc khảo sát của các nhà
đòa chất-đòa vật lý Pháp, Mỹ, Đức, Nhật,
Trung Quốc đã được tiến hành trong các
chương trình nghiên cứu biển Đông. Từ sau
năm 1970, các công ty dầu khí nước ngoài
đã tiến hành các nghiên cứu đòa chất-đòa vật
lý với mục đích tìm kiếm dầu khí sơ bộ dưới
sự quản lý của chính quyền Sài Gòn cũ và
từ 1979 đến nay các hoạt động nghiên cứu
càng được tăng cường dưới sự quản lý của
Tổng cục Dầu mỏ và Khí đốt Việt Nam và
sau này là Tổng công ty Dầu khí Việt Nam.
Cho đến nay, ở vùng biển miền Trung thuộc
khu vực bể Phú Khánh đã có nhiều khảo
sát đòa vật lý như GSI (Mỹ,1974), Malưgin
(Liên Xô, 1984), GECO-PRAKLA (1993),
NOPEC (1993) với khối lượng khảo sát
khoảng 17.000 Km tuyến đòa vật lý.
Các nghiên cứu trên phần đất liền được
nhiều nhà đòa chất tiến hành từ 1977 đến
nay. Lê Như Lai, Nguyễn Quang Hinh
(1977); Phan Huy Quynh (1980); Sladen,
Nguyễn Quang Bô (1991); Trần Tónh (1988-

1997); Lê Thành (1998) đã phân tích các
mẫu ở vùng Đầm Thò Nại và cho thấy loại
dầu ở vết lộ tương tự với dầu trong carbonat
Miocen ở giếng khoan 119-CH-1X và cho
rằng dầu lộ có thể có nguồn gốc từ phần
sâu của bề Phú Khánh dòch chuyển lên qua
các đứt gãy trong vùng. Năm 2000 Viện
Dầu khí hợp tác với Viện Đòa chất Nhật
Bản (JGI) nghiên cứu các vết lộ từ Nông
Sơn đến Kon Tum, Sông Ba, Đầm Thò Nại.
Năm 2002-2003 Phạm Quang Trung cùng
các cộng sự ở Viện Dầu khí tiếp tục nghiên
cứu các mẫu lộ dầu ở Đầm Thò Nại. Các
kết luận của các tác giả này còn rất trái
ngược nhau nên vấn đề nguồn gốc dầu lộ,
chất lượng nguồn đá mẹ còn chưa được giải
quyết và cần phải nghiên cứu tiếp.
Trong những năm 2001-2004, Viện Dầu
khí đã chủ trì đề tài cấp nhà nước KC-09-06
nghiên cứu về đòa động lực và tiềm năng
dầu khí các vùng nước sâu, xa bờ, trong
đó có khu vực bể Phú Khánh. Cũng trong
thời gian này, dự án ENRECA do Viện Dầu
khí hợp tác với Cục Đòa chất Đan Mạch và
Greenland (GEUS) đã tiến hành nghiên
cứu tổng thể đòa chất và tiềm năng dầu khí
bể Phú Khánh, trong đó có tập trung nghiên
cứu sâu về đòa hoá và trầm tích của khu vực
Đầm Thò Nại và trũng Sông Ba, phần đất
liền kề với bể Phú Khánh.

Các kết quả nghiên cứu trên đây, được
công bố trong các báo cáo tổng hợp hoặc
chuyên đề, lưu trữ tại Trung tâm Thông tin
Tư liệu Dầu khí và Viện Dầu khí, thuộc
Tổng công ty Dầu khí Việt Nam, và Viện
Thông tin Lưu trữ Bảo tàng Đòa chất, thuộc
239
Chương 8. Bể Phú Khánh và tài nguyên dầu khí
Cục Đòa chất và Khoáng sản Việt Nam,
cũng như đã công bố trên các Hội nghò, tạp
chí trong và ngoài nước, được liệt kê trong
phần tài liệu tham khảo, là những nguồn tài
liệu chính để tham khảo viết chương này.
Điểm nổi bật cần lưu ý là tất cả những điều
trình bày ở chương này đều dựa trên kết
quả giải thích đòa chất các tài liệu đòa vật
lý là chủ yếu vì trong khu vực này chưa có
công trình khoan. Các giếng khoan dùng để
liên kết với tài liệu đòa vật lý đều nằm ở
các bể trầm tích kế cận (Sông Hồng, Cửu
Long, Nam Côn Sơn), vừa xa, vừa có cấu
trúc đòa chất khác biệt, lại bò phân cắt bởi
các hệ thống đứt gãy, các đới nâng phức
tạp nên độ chính xác còn chứa nhiều hạn
chế.
3. Đặc điểm cấu kiến tạo
3.1. Các yếu tố cấu trúc chính
Trên cơ sở bản đồ cấu trúc móng trước
Đệ Tam có thể phân chia bể Phú Khánh và
vùng lân cận thành một số yếu tố cấu trúc

chính như (Hình 8.1):
• Thềm Đà Nẵng;
• Thềm Phan Rang;
• Đới nâng Tri Tôn;
• Trũng sâu Phú Khánh;
• Đới cắt trượt Tuy Hòa.
Thềm Đà Nẵng nằm ở phía Tây Bắc
bể Phú Khánh, kéo dài theo phương bắc
nam, độ sâu mực nước nhỏ hơn 100m, với
tầng trầm tích Kainozoi mỏng, chiều dày
trầm tích biến đổi tăng dần về phía Đông
(Hình 8.2).
Thềm Phan Rang nằm ở phía Tây
Nam bể Phú Khánh. Cả hai thềm này đều
là phần rìa Đông của đòa khối Kon Tum và
là những khối tương đối vững chắc trong
suốt quá trình hình thành, phát triển bể Phú
Khánh. Trong quá trình tách giãn, các thềm
này được duy trì, chỉ có những nơi không
vững chắc do ảnh hưởng của các khối đứt
gãy, hình thành nên các đòa hào hoặc bán
đòa hào nhỏ cũng như những đòa lũy nhỏ.
Các đòa hào - bán đòa hào này chủ yếu phân
bố ở vùng thềm Đà Nẵng (Hình 8.2). Các
hoạt động kiến tạo ở vùng thềm rất yếu
(Hình 8.3). Tương tự như thềm Đà Nẵng,
ở đây trầm tích Đệ Tam mỏng, thay đổi từ
vài chục mét đến trên 1.000 m ở phía Đông.
Thành phần trầm tích chủ yếu là clastic. Ở
những đới cao thuộc rìa phía Đông phát

triển các trầm tích carbonat trong Miocen.
Đới nâng Tri Tôn nằm phía Đông đòa
hào Quảng Ngãi, Bắc đới đứt gãy Đà Nẵng
và trũng sâu Phú Khánh. Đới nâng này
còn có tác giả gọi là đới nâng Quy Nhơn
[23]. Qua tài liệu đòa chấn có thể thấy vào
Tròng s©u
Phó Kh¸nh
§
í
i
c
¾
t

t
r
−
ỵ
t
Tu
y
H
o
μ
§
í
i
®
ø

t
g
·
y
§
μ

n
½
n
g
Th
Ị
m
P
h
a
n
r
a
n
g
T
h
Ị
m
§
μ

n

½
n
g
B
Ĩ

C
ư
u
L
o
n
g
B
Ĩ

N
a
m

C
«
n

S
¬
n
§
í
i

n
©
n
g
P
h
ó
Q
u
ý
§íi n©ng
Tri T«n
§
Þ
a
hμ
o
Q
u¶
n
g
N
g
·
i
BĨ S«ng
Hång
BĨ Nam
H¶i Nam
T

r
ơ
c
G
i
·
n
®
¸
y

B
i
Ĩ
n
§
«
ng
Tròng s©u
Phó Kh¸nh
§
í
i
c
¾
t

t
r
−

ỵ
t
Tu
y
H
o
μ
§
í
i
®
ø
t
g
·
y
§
μ

n
½
n
g
Th
Ị
m
P
h
a
n

r
a
n
g
T
h
Ị
m
§
μ

n
½
n
g
B
Ĩ

C
ư
u
L
o
n
g
B
Ĩ

N
a

m

C
«
n

S
¬
n
§
í
i
n
©
n
g
P
h
ó
Q
u
ý
§íi n©ng
Tri T«n
§
Þ
a
hμ
o
Q

u¶
n
g
N
g
·
i
BĨ S«ng
Hång
BĨ Nam
H¶i Nam
T
r
ơ
c
G
i
·
n
®
¸
y

B
i
Ĩ
n
§
«
ng

Hình 8.1. Các yếu tố cấu trúc bể Phú Khánh
và lân cận
240
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
Miocen giữa khu vực này chòu sự vận động
nén ép, bò uốn nếp và nâng lên, thậm chí bò
lộ ra trên mặt biển trong một thời gian dài,
nên bò bào mòn, đào khoét mạnh mẽ. Hoạt
động này chấm dứt vào đầu Miocen muộn
và quá trình lún chìm lại xảy ra, tạo điều
kiện trầm đọng các trầm tích Miocen trên
và Pliocen - Đệ Tứ có thế nằm bình ổn và
tương đối phẳng.
Trũng sâu Phú Khánh nằm ở khu vực
nước sâu, phía Tây tiếp giáp với vùng sườn
lục đòa. Đây là vùng có bề dày trầm tích lớn
nhất của bể Phú Khánh (Hình 8.3, 8.4). Bản
đồ dò thường trọng lực cho thấy phần phía
Đông của bể Phú Khánh là dò thường âm có
hình dạng gần đẳng thước với độ sâu cực
đại nằm ở vùng giao điểm giữa kinh tuyến
110
O
20 Đông và vó tuyến 13
O
Bắc. Giới hạn
phía Đông của trũng sụt lún lớn này nằm ở
gần kinh tuyến 112
O
Đông, sau đó chuyển

tiếp sang phần sâu nhất của biển Đông.
Đới cắt trượt Tuy Hòa (Tuy Hoa shear
zone) nằm ở phía Tây Nam của bể Phú
Khánh là một vùng có các đứt gãy biên độ
lớn, một số trong các đứt gãy đó xuất phát
từ trong móng (Hình 8.5). Phương cấu tạo
tây bắc - đông nam của đới cắt trượt Tuy
Hòa tương tự như phương của hệ thống đứt
gãy Sông Hồng ở phần đất liền miền Bắc
Việt Nam. Theo Tapponnier (1982), điều
này có lẽ liên quan đến sự biến dạng đới
cắt trượt lớn (mega shear zone), kết quả
của sự di chuyển khối Indochina và Âu - Á.
Trũng sụt lún cạnh đới cắt trượt Tuy Hòa
được hình thành nối liền với phần lớn các
đòa hào xuất hiện trong pha tách giãn chính
và trong đó các trầm tích Oligocen dưới, có
thể có cả trầm tích Eocen đã trầm đọng.
Gần đây (2003) một số tác giả ở Viện
Dầu Khí như Lê Đình Thắng, Lê Vân Dung
còn phân chia thêm một đơn vò cấu trúc
mới, đó là đới đứt gãy Đà Nẵng. Đới này
nằm ở phía Nam đới nâng Tri Tôn, tương
ứng với khoảng vó độ 13
O
30 Bắc và là giới
hạn phía cực Bắc của trũng sâu Phú Khánh.
Đới đứt gãy này bao gồm các khối đứt gãy
trượt bằng có phương đông bắc - tây nam
và sụt bậc, sâu dần về phía Đông Nam. Các

Hình 8.2. Mặt cắt đòa chấn tuyến VOR-93-101, qua thềm Đà Nẵng và đới đứt gãy Đà Nẵng
241
Chương 8. Bể Phú Khánh và tài nguyên dầu khí
đứt gãy, bậc sụt được hình thành chủ yếu
trong pha tách giãn đầu tiên và các trầm
tích từ Eocen (?), Oligocen được trầm đọng
trong các đòa hào kế cận (Hình 8.2).
Cùng với đới cắt trượt Tuy Hòa ở phía
cực Nam, đới đứt gãy Đà Nẵng tạo thành
khung hình móng ngựa hở về phía Đông
của trũng sâu Phú Khánh.
Ngoài các yếu tố cấu trúc trên, một số
công trình nghiên cứu vùng này còn đưa
khu vực Đông Bắc bể Cửu Long, Tây Bắc
bể Nam Côn Sơn vào thành phần của khu
vực bể Phú Khánh [37]. Phần mô tả các khu
vực này bạn đọc có thể tham khảo trong
các chương 9, 10 của quyển sách này.
3.2. Lòch sử phát triển bể Phú Khánh
Bể Phú Khánh là một bể tách giãn rìa
lục đòa thụ động hoặc còn có thể xem là
một bể rìa lục đòa liên quan đến va chạm
các mảng kiến tạo Ấn Độ, Âu - Á và hoạt
động tách giãn biển Đông với lòch sử phát
triển nhiều pha. Bề dày trầm tích từ 500m
ở rìa phía Tây và hơn 10.000m ở trung tâm
những hố sụt phía Đông bể. Ở phía Tây, bể
Phú Khánh tiếp giáp với thềm Phan Rang
và thềm Đà Nẵng. Về phía Nam bể bò ngăn
cách với bể Cửu Long bằng đới cắt trượt

Tuy Hòa, một đới với các biến dạng dọc
theo các mặt có ứng suất tiếp tuyến cực đại
theo hướng tây bắc-đông nam. Ở phía Bắc,
bể Phú Khánh bò ngăn cách với đới nâng
Tri Tôn và đòa hào Quảng Ngãi bằng đới
đứt gãy Đà Nẵng (Hình 8.1). Theo các kết
quả nghiên cứu đòa chất kiến tạo của các
tác giả nước ngoài và trong nước, sự tiến
hóa kiến tạo của bể Phú Khánh cùng có
chung một đặc điểm như các bể trầm tích
Đệ Tam khác quanh biển Đông và có thể
chia thành các giai đoạn tiến hóa kiến tạo
chính theo quan điểm của các chuyên gia ở
Petrovietnam như sau [37]:
Giai đoạn tiền rift (Creta muộn - Eocen)
Trong giai đoạn Creta muộn, quá trình
thúc trồi của phần Tây Nam Biển Đông
được chi phối chủ yếu bởi các hoạt động
trượt bằng ngang ở các hệ thống đứt gãy
Hình 8.3. Mặt cắt đòa chấn tuyến VOR-93-101 cắt ngang trũng sâu Phú Khánh
242
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
Sông Hồng, Tuy Hòa và Three Pagoda.
Trong Creta muộn - Paleocen hoạt động
phun trào axit xảy ra trên diện rộng, hoạt
động bào mòn mạnh mẽ tiếp nối sau hoạt
động nâng trồi. Trong Eocen muộn do tác
động của chuyển dòch, va mảng Ấn Độ với
mảng Âu Á, đưa lại kết quả là phát triển
khu vực hút chìm mới theo hướng đông bắc

- tây nam. Hoạt động này tạo ra Biển Đông
cổ. Hoạt động căng giãn khởi đầu trong thời
gian này làm giập vỡ móng trước Đệ Tam
(đã từng cố kết và gắn liền với đòa khối Kom
Tum) tạo tiền đề cho bể Phú Khánh được
hình thành như là hệ quả của chuyển động
dòch chuyển và quay của khối Indochina,
cũng như sự căng giãn đi liền với chuyển
động quay và mở rộng Biển Đông.
Giai đoạn đồng tạo rift (Eocen muộn? -
Oligocen)
Quá trình hút chìm của biển Đông cổ
dọc theo máng Bắc Borneo tiếp diễn, tạo
ra các ứng suất căng giãn trong mảng hút
chìm làm tăng thêm sức kéo căng của rìa
Indochina và đỉnh cao nhất của hoạt động
này là tạo ra sự giãn đáy biển ở vùng nước
sâu của biển Đông vào giữa Oligocen. Đây
là pha hoạt động tách giãn mạnh nhất, diễn
ra gần như đồng thời trong tất cả các bể trầm
tích Đệ Tam phía Tây Nam biển Đông. Ở
bể Phú Khánh pha này khởi đầu cho sự hình
thành, phát triển các đòa hào song song với
hướng mở của biển Đông và tạo môi trường
trầm tích cận lục đòa (Hình 8.6). Hoạt động
sụt lún và mở rộng ở vùng này đạt quy mô
cực đại trong Oligocen. Các yếu tố cấu tạo
chính, dương hoặc âm ở bể Phú Khánh được
hình thành trong pha đồng tạo rift chính,
với trường ứng suất dọc và ngang chiếm

ưu thế trong vùng. Tuy nhiên biến dạng
nén ép cũng xảy ra ở một vài đứt gãy trượt
bằng (strike-slip faults) kết hợp với nén ép
nghiêng. Sự căng giãn và sụt lún đồng thời
với tách giãn của bể Phú Khánh được diễn
ra song hành với hoạt động trầm đọng vật
liệu vụn thô và vật liệu phun trào. Giai đoạn
nâng lên được kết thúc bằng một bất chỉnh
hợp bào mòn mang tính khu vực ở giới hạn
tiếp xúc giữa Oligocen - Miocen, đánh dấu
cho tính phân dò của các hoạt động kiến tạo
trong vùng (Hình 8.7). Tuy nhiên cũng có ý
kiến cho rằng ở bể Phú Khánh giai đoạn syn
rift có thể còn phát triển trong Miocen sớm
(rift muộn), đó là vấn đề cần làm sáng tỏ
Hình 8.4. Mặt cắt đòa chấn tuyến VOR-301 chạy dọc bể Phú Khánh, từ vó tuyến 11 đến vó tuyến 14
243
Chương 8. Bể Phú Khánh và tài nguyên dầu khí
trong thời gian tới
Lún chìm khu vực sau tạo rift
Vào Miocen sớm bắt đầu hoạt động lún
chìm nhiệt; phát triển từ từ về phía Đông
và được xem là thời điểm bắt đầu của hoạt
động sau rift. Việc giảm tốc độ nâng trồi về
phía Đông Nam của khối Indochina trong
giai đoạn này làm cho hoạt động trượt
bằng trái ở đứt gãy sông Hồng cũng giảm
và đánh dấu sự chấm dứt hiện tượng quay
các khối trên diện rộng. Phương căng giãn
biển Đông được chuyển đổi từ bắc - nam

sang tây bắc - đông nam và hiện tượng đảo
ngược của khu vực hút chìm Biển Đông từ
hướng về phía Đông sang hướng về phía
Tây cũng xảy ra trong thời gian này. Vào
giai đoạn giữa và cuối của Miocen giữa có
hai biến cố kiến tạo đáng chú ý đã xảy ra
đánh dấu bằng hiện tượng đảo ngược nội bể
mà nguyên nhân chính có lẽ liên quan tới
sự va chạm giữa hai mảng Á - Úc kéo theo
sự hình thành các giai đoạn bào mòn hoặc
không lắng đọng trầm tích rất điển hình, thể
hiện bằng các bất chỉnh hợp rõ ràng trên
các lát cắt đòa chấn. Trong Miocen giữa
trường ứng suất chủ đạo là nén ép ngang,
dẫn tới sự nghòch đảo kiến tạo, hình thành
các cấu tạo hình hoa trong các loạt trầm
tích. Dọc theo một số đứt gãy lớn cắt ngang
sườn nghiêng của bể Phú Khánh đồng thời
cũng xảy ra các biến dạng ứng suất ngang
rất đặc trưng.
Trong Miocen muộn toàn bộ khu vực
biển Đông chủ yếu chòu lực nén ép, lực này
cùng với hệ đứt gãy trượt bằng phải ở thềm
lục đòa Việt Nam có lẽ đã trở thành động
lực tạo ra sự nâng lên tạm thời cũng như
sự đảo ngược từng phần của bể Phú Khánh
vào cuối Miocen muộn tạo mặt bào mòn
mang tính đòa phương (Hình 8.8).
Vào Pliocen hoạt động biển tiến ảnh
hưởng rộng khắp khu vực biển Đông. Cũng

như các bể khác trong khu vực, bể Phú
Khánh được các thành tạo trẻ Pliocen - Đệ
Tứ phủ bất chỉnh hợp lên trên mặt bào mòn
Miocen muộn, nhưng vì thời gian và mức
độ bào mòn không lớn nên ranh giới giữa
Miocen muộn và Pliocen rất khó xác đònh
Hình 8.5. Mặt cắt đòa chấn tuyến PK-03-084, qua đới cắt trượt Tuy Hoà
244
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
trên các mặt cắt đòa chấn.
Ngoài quan điểm nêu trên đây, nhóm
các nhà đòa chất ở trường Đại học khoa học
tự nhiên - Đại học Quốc gia Hà Nội (Phan
Văn Quýnh, Tạ Trọng Thắng) cho rằng bể
Phú Khánh hình thành trên các võng tạo
núi đầu Paleogen với sự lấp đầy các thành
tạo molas lục đòa (pha tạo núi cách đây 50
triệu năm) và cấu trúc bể được hình thành,
phát triển trên cơ chế chính là kéo toác dọc
theo các đới biến dạng ranh giới nêm thúc
trồi (extrusion) Indochina.
3.3. Đặc điểm đứt gãy
Bể Phú Khánh được hình thành và bò
chi phối bởi 3 hệ thống đứt gãy chính: hệ
đứt gãy Đông Bắc - Tây Nam ở phía Bắc,
hệ đứt gãy Bắc - Nam dọc thềm Đà Nẵng
(kinh tuyến 109
O
30) và hệ thống đứt gãy
Tây Bắc - Đông Nam ở phía Nam. Riêng hệ

đứt gãy Bắc - Nam được một số tác giả chia
thành 3 đứt gãy song song nhau, dọc theo
kinh tuyến 109
O
30’, 110
O
10‘ và 110
O
20’.
Các hệ đứt gãy này tạo ra các trũng sâu
trong móng, khống chế các trung tâm tích
tụ chính. Do bể Phú Khánh được hình thành
chủ yếu bởi trường ứng suất căng ngang,
phát triển dọc theo đới cắt trượt lớn, lại
nằm ở ranh giới tiếp xúc giữa một bên là
khối lục đòa tương đối rắn chắc và một bên
là đới tách giãn động của biển Đông, sự
khác nhau trong kiểu kiến tạo của các hệ
đứt gãy rất rõ ràng và có khả năng đó là kết
quả của sự thay đổi ứng suất trên các đoạn
bò đứt gãy với sự thay đổi phương đường nứt
trong khu vực đới cắt trượt lớn.
Trong pha kiến tạo tiếp theo, các đứt
gãy (kéo căng) thuận phát triển dọc theo
rìa thềm và kế thừa khuynh hướng của các
phó l©m
s«ng cÇu
chÝ thanh
la hai
tuy h ßa

v¹n gi·
diªn kh¸nh
nha trang
ninh hßa
phï mü
Ng« m©y
b×nh §Þnh
quy nh¬n
tuy ph−íc
Ë
p ®¸
diªu tr×
ba ngßi
122
123
124
125
126
VOR-93-101
V
OR
-93-10
2
VOR-
93-107
VOR
93 116


V

OR-
9
3
-2
0
2
Hình 8.6. Sơ đồ đẳng sâu móng âm học bể Phú
Khánh
phó l © m
s«ng c Çu
chÝ thanh
la hai
tuy h ßa
v¹n gi·
diªn kh¸nh
nha trang
ninh hßa
phï m ü
Ng« m©y
b×nh §Þnh
quy nh¬n
tuy ph−íc
Ë
p ®¸
diªu tr×
ba ngßi
122
123
124
125

126
VOR-93-101
V
OR
-93
-102
VOR-93-107
VOR
93 116


V
OR-
9
3
-
2
0
2
Hình 8.7. Sơ đồ đẳng sâu nóc Oligocen trên bể Phú
Khánh
245
Chương 8. Bể Phú Khánh và tài nguyên dầu khí
đới đứt gãy cổ hơn.
4. Đòa tầng
Như đã nêu ở phần đầu, trong bể Phú
Khánh chưa có giếng khoan. Vì vậy việc
phân chia đòa tầng, xác đònh các mặt bất
chỉnh hợp v.v đều dựa trên các kết quả
minh giải và liên kết tài liệu đòa vật lý,

chủ yếu là đòa chấn phản xạ với các giếng
khoan ở bể Sông Hồng, Cửu Long và Nam
Côn Sơn. Do đó, vò trí các giới hạn phân
chia đòa tầng giữa các tác giả có khác nhau.
Để giải quyết sự sai khác này cần phải chờ
có kết quả khoan trong vùng. Theo minh
giải tài liệu đòa chấn trầm tích Đệ Tam có
chiều dày thay đổi từ 500 m dọc theo rìa
phía Tây đến 7.000 - 8.000 m ở vùng trũng
sâu phía Đông bể. Dưới đây là đòa tầng dự
báo bể Phú Khánh (Hình 8.9).
4.1. Móng trước Đệ Tam
Móng trước Đệ Tam ở bể Phú Khánh là
các thành tạo magma, biến chất có tuổi và
thành phần khác nhau, trong đó các thành
tạo granit tuổi Creta bò phong hóa, nứt nẻ
có khả năng phát triển rộng ở vùng thềm
Phan Rang, đới cắt trượt Tuy Hòa và thềm
Đà Nẵng.
4.2. Paleocen - Eocen?
Trầm tích Paleocen - Eocen (?) được
thành tạo trong các graben, bán graben với
thành phần chính là các trầm tích hạt thô,
sạn cuội kết ở phần đáy. Trên tài liệu đòa
chấn chúng được phản ánh bởi các tập sóng
phản xạ có độ liên tục kém, biên độ trung
bình đến cao.
4.3. Oligocen
Các trầm tích Oligocen phủ bất chỉnh
hợp trên các trầm tích Eocen gồm các thành

tạo mòn hơn như cát, sét, đôi khi xen ít lớp
than. Trên mặt cắt đòa chấn trầm tích này
được xếp vào tập sóng phản xạ có độ liên
tục kém, biên độ trung bình, tần số thấp,
có nơi phản xạ dạng lộn xộn, biên độ cao.
Bề dày trầm tích thay đổi từ vài trăm mét ở
phần rìa đến hàng nghìn mét ở phần trung
tâm bể. Các lớp sét than đen giàu vật chất
hữu cơ, nguồn gốc đầm hồ và đầm nước lợ
là nguồn đá mẹ tiềm năng trong bể Phú
Khánh.
4.4. Miocen
Các trầm tích Miocen chủ yếu là các
trầm tích lục nguyên, châu thổ, xen các pha
biển và biển nông. Phần phía Đông thềm
Đà Nẵng, Phan Rang phát triển đá vôi dạng
thềm, đá vôi ám tiêu. Có thể phân ra trầm
tích Miocen dưới, giữa và trên theo đặc
phó l © m
s«ng c Çu
chÝ thanh
la hai
tuy h ßa
v¹n gi·
diªn kh¸nh
nha trang
ninh hßa
phï mü
Ng« m©y
b×nh §Þnh

quy nh¬n
tuy ph−íc
Ë
p ®¸
diªu tr×
ba ngßi
122
123
124
125
126
VOR-93-101
V
OR
-93-10
2
VOR-
93-107
VOR
93 116


V
OR-9
3
-
2
0
2
Hình 8.8. Sơ đồ đẳng sâu nóc Miocen trên bể Phú

Khánh
246
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
Hình 8.9. Cột đòa tầng tổng hợp bể Phú Khánh
247
Chương 8. Bể Phú Khánh và tài nguyên dầu khí
trưng các tập đòa chấn.
Trầm tích Miocen dưới phủ bất chỉnh
hợp trên các trầm tích Oligocen. Trên các
tài liệu đòa chấn chúng được đạêc trưng bởi
các phản xạ á song song đến song song,
biên độ thấp đến cao, độ liên tục trung bình,
dạng dốc thoải. Phía Bắc có dạng nêm lấn
dự báo quạt châu thổ hoặc quạt aluvi, các
phản xạ biên độ cao dự báo là các thành
tạo carbonat thềm.
Như vậy các thành tạo Miocen dưới
chủ yếu là trầm tích lục nguyên đôi chỗ
là carbonat. Môi trường trầm tích châu thổ
và đầm hồ chứa than, biển nông, biển ven
bờ. Các tập sét, sét than Miocen dưới tướng
đầm hồ, vũng vònh là nguồn đá mẹ ở bể
Phú Khánh. Chiều dày trầm tích ở vùng
trũng sâu Phú Khánh có thể đạt đến hơn
2000m.
Trầm tích Miocen giữa được nhận biết
và liên kết trên tài liệu đòa chấn với đặc
điểm là các phản xạ song song hoặc gần
song song, biên độ thay đổi từ thấp đến
cao, tính liên tục và tần số trung bình. Các

mặt phản xạ nằm onlap ở vùng ven bờ và
downlap ở vùng nước sâu.
Nhìn chung trên phần thềm phía Tây
và phía Bắc của bể Phú Khánh, trầm tích
Miocen giữa chủ yếu là lục nguyên do ở gần
nguồn cung cấp vật liệu từ đất liền. Trong
phần phía Nam bể Phú Khánh, các tập trầm
tích vũng vònh Oligocen và Miocen dưới
bò chôn vùi dưới các tập sét, cát, carbonat
trầm đọng trong Miocen giữa.
Trong Miocen phổ biến các thành tạo
chảy rối với sự hình thành các quạt bồi tích
ngầm dọc theo sườn nghiêng của bể Phú
Khánh. Đây có thể là những tầng chứa có
khả năng cho tích tụ dầu khí. Ngoài ra dọc
theo rìa thềm phía Đông còn phát triển
carbonat thềm. Các khối nâng carbonat
nhô lên khỏi mặt nước biển chỉ thấy lẻ tẻ
ở vài nơi trên các mặt cắt đòa chấn, đây
cũng thường là các khối đứt gãy nhô cao.
Đá dăm kết san hô ở mặt trước ám tiêu
cùng đá carbonat được phát triển và trầm
đọng dọc theo các ám tiêu cũng là những
đối tượng đá chứa cần lưu ý, mặc dù chúng
xuất hiện không nhiều.
Trầm tích Miocen trên được nhận biết
bởi các phản xạ thường là song song đến
song song hơi phân kỳ, biên độ từ thấp đến
trung bình, tính liên tục tốt ở phần phía Tây
bể và có dạng hạnh nhân (chữ S) nêm lấn

về phía sườn dốc hướng ra biển.
Sự lún chìm của bể Phú Khánh tiếp nối
sau thời kỳ gián đoạn trầm tích cuối Miocen
giữa, cùng với nguồn cung vật liệu lục đòa
dồi dào, nhất là do các dòng chảy phía bể
Sông Hồng mang lại tạo ra hiện tượng lấn
biển mang tính khu vực của rìa thềm với
cường độ giảm dần về phía Nam. Bề dày
trầm tích Miocen trên ở bể Phú Khánh lên
đến 3000m. Phần trên cùng của tập này
được trầm đọng trong môi trường châu thổ,
bãi biển hoặc ven bờ, còn về phía Tây của
bể thì gặp các thành tạo châu thổ không có
nguồn gốc biển và thành tạo sông ngòi. Ở
phần thấp nhất của tập trầm tích này, các
tập cát kết chảy rối trên sườn dốc được thay
thế theo phương nằm ngang bằng các quạt
bồi tích ngầm xa nguồn, ở đây có thể tồn
tại các bẫy đòa tầng có giá trò.
Trầm tích Pliocen - Đệ Tứ là các trầm
tích cát, bột, sét thềm và biển sâu liên quan
đến quá trình hình thành toàn bộ thềm lục
đòa Biển Đông. Trên mặt cắt đòa chấn dễ
dàng nhận biết và liên hệ chúng với các
248
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
tập Pliocen - Đệ Tứ trong khu vực. Ở phía
Đông thường là các nêm lấn dày, đặc trưng
trầm tích sườn thềm, còn phần phía Tây là
các phản xạ song song, độ liên tục tốt, biên

độ trung bình, tần số thấp, liên quan đến
tướng trầm tích thềm trong đến ngoài trong
toàn khu vực.
5. Hệ thống dầu khí
Do bể Phú Khánh chưa có khoan thăm
dò, nên hệ thống dầu khí được đánh giá
dựa trên cơ sở các tài liệu đòa chất có được
từ các giếng khoan ở phía Nam bể sông
Hồng, phía Đông Bắc bể Cửu Long và bể
Nam Côn Sơn, là những bể có phát hiện và
Hình 8.10. Kết quả phân tích mẫu dầu trong đá granit phong hoá,
khu vực đầm Thò Nại (Theo VPI-GEUS, 2004)
249
Chương 8. Bể Phú Khánh và tài nguyên dầu khí
đang khai thác dầu khí. Dưới đây là những
nét chính về hệ thống dầu khí của bể Phú
Khánh.
5.1. Đá mẹ
Kết quả phân tích đòa hóa các mẫu dầu
lấy từ giếng khoan 120-CS-1X ở phía Bắc
bể Phú Khánh cho thấy sự hiện diện của
dầu chưa biến đổi lẫn với dầu bò vi sinh
phân hủy và chúng hình thành từ nguồn thực
vật trên cạn trầm đọng trong môi trường
châu thổ hoặc đầm lầy. Còn các kết quả
phân tích đòa hóa các mẫu dầu chiết tách
từ đá bùn carbonat ở giếng khoan 121-CM-
1X lại cho thấy chúng hình thành từ nguồn
đá mẹ thứ yếu khác, được trầm đọng trong
môi trường biển thiếu oxy.

Kết quả nghiên cứu các vết lộ dầu vùng
đầm Thò Nại (Quy Nhơn, Bình Đònh) của
VPI và GEUS (dự án Enreca) cho thấy có
sự hiện diện của dầu có thể đã được di cư từ
bể Phú Khánh (Hình 8.10). Trong một vài
mẫu granit tuổi Creta ở phía Đông đầm này
cũng tìm thấy bitum/dầu thô trong khe nứt
đá. Các kết quả phân tích đòa hóa chứng
minh dầu bò phân hủy sinh học với dấu vân
sinh học (biomarker) đặc trưng cho hỗn hợp
nguồn gốc lục đòa và nguồn gốc biển. Các
mẫu lấy ở đầm nuôi tôm (phía bắc Đầm Thò
Nại) cho thấy dầu bò phân hủy sinh học rất
mạnh, chỉ còn một số ít dấu vân sinh học
còn có thể được nhận dạng. Tuy nhiên sự
phân bố của triterpan tricyclic hoàn toàn
giống với những mẫu dầu lấy được trong
khe nứt granit vừa nêu trên. Như vậy có
thể thấy rằng dầu bò phân hủy sinh học này
cùng nguồn gốc với dầu tại chỗ. Các mẫu
dầu thu được từ bãi cát phía nam đầm Thò
Nại chứa dầu bò phân hủy sinh học yếu, độ
sáp cao, dấu vân sinh học đơn giản và tỷ
số hopan/sterran rất cao. Các đặc trưng này
trùng hợp phần lớn với những đặc trưng của
các mẫu dầu đầm hồ Kainozoi gặp trong
giếng khoan B10/STB-1X ở bể Sông Hồng
nằm cách xa bể Phú Khánh về phía Bắc. Sự
giống nhau này cho phép suy luận rằng các
đá mẹ có nguồn gốc đầm hồ có thể tồn tại ở

bể Phú Khánh sát ngay phía Đông đầm Thò
Nại. Ở bể Cửu Long (phía Tây Nam) và bể
Nam Côn Sơn (phía Nam) đều tồn tại tầng
sinh Oligocen và Miocen dưới. Trong đó,
tầng sinh Oligocen ở bể Cửu Long là sét
đầm hồ giàu vật chất hữu cơ sinh dầu.
Như vậy, ở bể Phú Khánh có thể tồn tại
Hình 8.11. Sinh thành hydrocarbon ở thời điểm
hiện tại của đá mẹ Oligocen
(Theo Petrovietnam, 2004)
250
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
hai tầng đá mẹ chính là sét đầm hồ, than
và sét than châu thổ tuổi Oligocen, Miocen
sớm. Kerogen loại II và III có khả năng
sinh cả dầu và khí; ngoài ra, có thể tồn tại
tầng sinh (thứ yếu) là đá bùn carbonat.
Do trong vùng chưa có giếng khoan nên
các dữ liệu nhiệt độ từ các bể trầm tích kế
cận được sử dụng để dự báo dòng nhiệt
trong bể Phú Khánh. Ở phần Bắc bể Phú
Khánh gradient đòa nhiệt trung bình dao
động từ 3,65
0
C/100m (GK 120-CS-1X) đến
3,81
0
C/100m (GK 121-CM-1X). Kết quả
nghiên cứu cho thấy hệ số phản xạ vitrinit
chỉ đạt 0,45% tại độ sâu chôn vùi 1.650m,

nhiệt độ chưa đủ để sinh thành hydrocarbon.
Từ giá trò vitrinit quan sát và mô hình hoá
cho thấy nóc của cửa sổ sinh dầu (R
0
= 0,6%)
phải ở độ sâu chôn vùi 1.900m. Độ sâu của
cửa sổ sinh dầu tương ứng với giá trò R
0
=
1,2% là 3.100m tính từ đáy biển. Như vậy,
đá mẹ trong bể Phú Khánh đã nằm trong
cửa sổ tạo dầu. Trong bể Cửu Long và Nam
Côn Sơn ở phần phía Nam bể Phú Khánh
gradient nhiệt độ biến thiên từ 2,26 đến
3,35
0
C/100m. Lòch sử dòng nhiệt và tốc độ
lún chìm ở đây được đònh lượng hoá thông
qua cực tiểu sai số giữa các giá trò nhiệt độ
tính lý thuyết và giá trò độ phản xạ vitrinit
tại các giếng khoan 15-G-1X và 04-A-1X.
Lòch sử diễn biến nhiệt độ tính được, sau
đó được so sánh với các kết quả nhiệt phân
(pyrolysis) và sắc ký khí để đảm bảo độ tin
cậy của số liệu nhiệt độ được rút ra từ quá
trình chôn vùi vật chất hữu cơ. Kết quả cho
thấy tại giếng khoan 15-G-1X dầu được sinh
thành sớm nhất tại độ sâu 1.810m đối với
kerogen loại II và 2.087m cho loại III và
điểm đỉnh sinh thành dầu ở độ sâu 2.737m

cho loại II và 2.825m cho loại III. Điều này
cho thấy đá mẹ Oligocen đã sinh dầu như
quan sát thấy tại giếng khoan đã nêu. Các
kết quả phân tích đòa hóa dẫn đến kết luận
là độ sâu trưởng thành của vật chất hữu cơ
ở phần Bắc bể Phú Khánh nằm nông hơn so
với ở phần phía Nam vì gradient đòa nhiệt
ở đây tương đối lớn hơn. Các bản đồ về độ
trưởng thành vật chất hữu cơ hiện nay đối
với đá mẹ Oligocen và Miocen sớm được
trình bày trong các hình 8.11 và 8.12. Trong
đề án NOPEC (1993) các giếng khoan “ảo“
được xây dựng trên tất cả các tuyến đòa
chấn với số liệu đầu vào là các tham số rút
ra từ các giếng khoan 15-G-1X và 04-A-
1X. Giá trò nhiệt độ tính được cao nhất ở
đáy Oligocen trên là 361
0
C tại lô 123. Các
Hình 8.12. Sinh thành hydrocarbon ở thời điểm
hiện tại của đá mẹ Miocen
(Theo Petrovietnam, 2004)
251
Chương 8. Bể Phú Khánh và tài nguyên dầu khí
giá trò phản xạ vitrinit tính được tại đáy của
hai tập đá mẹ quan trọng nhất ở phần thấp
nhất và phần cao nhất của Oligocen trên
biến thiên trong khoảng 5,47% R
0
tại giếng

khoan ảo 67 (lô 123) và 0,2% R
0
tại giếng
khoan ảo 53 (lô 125). Trên phần nửa diện
tích phía Nam bể Phú Khánh các giá trò
phản xạ vitrinit tính được có giá trò trung
bình vào khoảng 3,87% R
0
. Như vậy, đối
với tầng sinh Oligocen thì phần lớn diện
tích nằm trong đới sinh khí.
5.2. Đá chứa
Từ các bể trầm tích xung quanh các nhà
nghiên cứu cho rằng trong bể Phú Khánh
tồn tại 3 loại đá chứa chủ yếu: đá móng nứt
nẻ/phong hóa trước Đệ Tam, đá vụn và đá
carbonat.
Đá chứa móng nứt nẻ/phong hóa
Ở Việt Nam, đá móng nứt nẻ/phong hóa
(granit, granodiorit) được biết đến như một
loại đá chứa rất quan trọng. Bề dày của nó
có thể thay đổi từ hàng chục đến trên nghìn
mét. Trong bể Cửu Long, đá móng granit
nứt nẻ/phong hóa là tầng đá chứa quan
trọng nhất, chiếm đến 80% trữ lượng ở
các mỏ Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông, Hồng
Ngọc, Sư Tử Đen. Ở mỏ Đại Hùng trong bể
Nam Côn Sơn cũng gặp loại đá này chứa
dầu. Đá carbonat trước Đệ Tam là đá chứa
gặp trong giếng khoan B-10 ở miền võng

Hà Nội và ở giếng khoan trên cấu tạo Bạch
Tró trong bể Sông Hồng.
Ở bể Phú Khánh tồn tại các móng nhô
cao bò đứt gãy phân cắt và được phủ bởi
trầm tích Oligocen có thể là đá chắn tốt
(Hình 8.13).
Đá chứa vụn
Cát kết là loại đá chứa phổ biến trong
các bể trầm tích Đệ Tam Việt Nam, phân
bố từ Oligocen đến Pliocen dưới. Trong các
trầm tích Oligocen và phần dưới của Miocen
dưới cát kết được trầm đọng trong các môi
trường đồng bằng châu thổ và kênh rạch
sông ngòi, chúng trở thành các thành hệ đá
chứa chủ yếu có chất lượng trung bình - tốt,
tùy thuộc độ sâu phân bố của chúng. Cát
kết trong các quạt bồi tích sông ngòi cũng
có thể là loại đá chứa tốt.
Trong Miocen, châu thổ lùi về phía Tây
Bắc và môi trường trầm tích chuyển sang
môi trường biển nhiều hơn. Các thành tạo
cát kết là loại đá chứa phổ biến trong phần
Tây bể và được trầm đọng trong hệ thống
quạt sườn dốc ngầm. Trong Pliocen dưới
phát triển các dạng turbidit ở các khu vực
sườn dốc, tạo ra loại đá chứa vụn đáng kể
cho các bẫy phi cấu tạo.
Đá chứa carbonat
Trong các bể trầm tích kề cận bể Phú
Khánh, đá chứa carbonat có tuổi từ Miocen

giữa đến Miocen muộn (Hình 8.13, 8.14,
8.15). Carbonat chứa khí đã gặp trong
nhiều giếng khoan ở phần Nam bể sông
Hồng (118-CVX-1X, 121-CM-1X) và bể
Nam Côn Sơn (04-A-1X, Đại Hùng, Lan
Tây, Lan Đỏ ). Độ rỗng của loại đá chứa
này bao gồm độ rỗng nguyên sinh và độ
rỗng thứ sinh, nứt nẻ, hang hốc nên nhìn
chung chất lượng chứa tốt. Ở bể Phú Khánh
đá chứa carbonat Miocen chủ yếu phân bố
dọc theo phía Đông thềm Đà Nẵng và thềm
Phan Rang.
5.3. Đá chắn
Đá chắn mang tính khu vực trong bể
Phú Khánh là sét biển Plio - Pleistocen. Bề
dày của tập đá chắn này đạt cực đại trong
252
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
tất cả các trung tâm tích tụ và đạt cực tiểu
trên các đới nâng kề cận với chúng. Tập
sét ở phần trên của Miocen dưới tương ứng
với tập sét Rotalia ở bể Cửu Long có chiều
dày 200 - 300m cũng là tầng chắn khu vực.
Ngoài các tầng chắn khu vực, hy vọng cũng
tồn tại các tập sét, bột kết có khả năng chắn
đòa phương nằm xen kẽ với các tập chứa
Oligocen và Miocen.
5.4. Di cư, nạp bẫy
Trong bể Phú Khánh hydrocarbon sinh
ra có thể đã di cư lên phía trên thông qua

cơ chế mao dẫn qua các tập cát kết và dọc
theo các mặt đứt gãy để nạp vào các bẫy.
Có lẽ cơ chế di cư quan trọng nhất trong
phần sâu của bể Phú Khánh là chất lưu
được dòch chuyển theo các đứt gãy sâu để
lên các tầng chứa phía trên. Ngoài ra, ở
một vài nơi, các bất chỉnh hợp cũng có thể
là kênh dẫn, đường di cư của hydrocarbon
theo phương nằm ngang.
5.5. Các play dầu khí và dạng bẫy
Trên cơ sở các play đã được chứng
minh chứa dầu khí ở thềm lục đòa Việt
Nam, dự kiến trong bể Phú Khánh có thể
có dạng play dầu khí sau: các play đá móng
nứt nẻ/phong hóa trước Đệ Tam; play đá
vụn Oligocen; play đá vụn Miocen và play
carbonat Miocen (Hình 8.17, 8.18). Ngoài
ra NOPEC [21] còn đưa thêm một loại play
nữa được gọi là play basalt cận móng (near
basement basaltic play).
Play đá móng nứt nẻ/phong hóa hay play
trước Đệ Tam (Play 1)
Play móng trước Đệ Tam trong bể Phú
Khánh có đá chứa là granit Creta bò nứt
nẻ, có thể giống play trước Đệ Tam ở bể
Cửu Long đã được phát hiện và đang khai
thác dầu. Nguồn đá mẹ có lẽ là đá sét đầm
Hình 8.13. Dạng bẫy khối đứt gãy trong móng, ngoài đá chứa móng còn có đá chứa là cát kết và carbonat,
đá chắn là các lớp sét, bột kết Miocen trên, Pliocen. Mặt cắt đòa chấn minh giải từ tuyến VOR-93-209
(NOPEC, 1993)

253
Chương 8. Bể Phú Khánh và tài nguyên dầu khí
hồ giàu vật chất hữu cơ tuổi Oligocen phủ
onlap và chôn vùi các khối nhô móng, đồng
thời chúng còn đóng vai trò đá chắn theo
phương thẳng đứng và phương nằm ngang
cho loại bẫy khối nhô móng. Trong bể Phú
Khánh dự báo play móng phong hóa, nứt
nẻ chủ yếu phân bố dọc đới đứt gãy 109
0

(dọc phía Đông thềm Đà Nẵng, thềm Phan
rang) và đới cắt trượt Tuy Hòa.
Play đá vụn Oligocen (Play 2)
Trong play này đá mẹ là loại sét giàu
vật chất hữu cơ và than nằm trong các
thành tạo Oligocen và Eocen (?). Nguồn đá
mẹ này có khả năng sinh cả dầu và khí.
Tuy nhiên, ở vùng trũng sâu Phú Khánh,
chúng nằm quá sâu nên đã ở trong ngưỡng
sinh khí.
Đá chứa bao gồm cát kết trầm đọng
trong môi trường đầm hồ, sông ngòi, tam
giác châu, bồi tích đến biển nông ven bờ.
Cát kết sông ngòi tuổi Oligocen sớm đến
Oligocen muộn có độ rỗng trung bình đến
tốt là đối tượng chứa tiềm năng.
Đá chắn là các lớp sét, bột kết nằm xen
kẹp trong Oligocen giữa, Oligocen trên và
Miocen dưới.

Trong Oligocen có nhiều kiểu bẫy
liên quan đến cấu tạo kéo dài (elongated
anticlines) và vòm nâng bò đứt gãy (faulted
anticlines). Phần lớn các bẫy với mức độ
khác nhau, có thể được chắn bởi các mặt
đứt gãy. Các khối đứt gãy nghiêng/quay
thường là dạng bẫy phổ biến trong thành
tạo Oligocen của bể Phú Khánh. Các bẫy
kiểu này thường được khép kín hai hoặc ba
phía vào đứt gãy. Một số cấu tạo hình hoa
cũng được nhận thấy trên một số mặt cắt
đòa chấn và chúng thường được chắn bởi
các đứt gãy.
Các dạng cấu tạo nói trên thường gặp
trong các khu vực phát triển đứt gãy trượt
bằng (strike-slip fault).
Play đá vụn Miocen (Play 3)
Đá mẹ cung cấp hydrocarbon cho play
Hình 8.14. Bẫy dạng cấu tạo hình hoa phát triển từ Oligocen tới Miocen giữa với đá chứa là cát kết và
carbonat Miocen dưới, giữa. Mặt cắt đòa chất minh giải từ tuyến VOR-93-101 (NOPEC, 1993)
254
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
đá vụn Miocen bao gồm sét, bột đầm hồ
Oligocen, than Miocen sớm và đá bùn
carbonat. Các nhà đòa chất cho rằng than
trong các đầm lầy và châu thổ cũng như bùn
carbonat là nguồn đá mẹ sinh khí ở đây.
Đá chứa trong play này bao gồm cát
châu thổ sông ngòi và cát biển nông. Các
nhòp trầm tích từ Miocen dưới đến Miocen

giữa có lẽ chủ yếu được trầm đọng trong
môi trường bờ biển và thềm trong. Xa hơn
về phía Đông chúng lại được trầm đọng
trong môi trường thềm ngoài, sườn dốc và
biển sâu. Cát kết Miocen sớm thường có
tướng bờ và thềm, chất lượng chứa tốt. Cát
kết sườn và đáy biển thường chỉ gặp trong
mặt cắt Miocen giữa. Trong đòa tầng Miocen
trên thường gặp turbidit, chúng phân bố ở
những phần sâu của bể Phú Khánh.
Đá chắn là những tập sét kết và bột
kết xen kẹp trong thành tạo Miocen, chúng
đóng vai trò chắn đòa phương. Các tập sét
biển tiến là loại đá chắn nóc Miocen.
Trong Miocen các kiểu bẫy phổ biến là
các khối đứt gãy nghiêng. Các bẫy thường
được khép kín ba chiều với một đứt gãy
hoặc hai chiều với hai đứt gãy chắn. Trong
play đá vụn Miocen cũng gặp các kiểu bẫy
đòa tầng như quạt bồi tích, sông ngòi, các
quạt ngầm sườn dốc, các vát mỏng hoặc cắt
cụt.
Play carbonat Miocen (Play 4)
Đây là kiểu play chứa khí khá phổ biến
ở bể Nam Côn Sơn, Nam bể Sông Hồng, là
các bể kề cận với bể Phú Khánh.
Đá mẹ gồm sét đầm hồ Oligocen và sét
biển/sét vôi châu thổ Miocen sớm.
Đá chứa carbonat được hình thành từ
cuối Miocen sớm đến Miocen giữa có thể

nhận biết được trên nhiều tuyến đòa chấn.
Các rạn san hô và khối xây thường có lẫn
bùn, bột làm tăng cường khả năng gắn kết
xi măng nên làm giảm độ rỗng và độ thấm.
Hình 8.15. Bẫy dạng khối xây carbonat trong Miocen giữa, đá chắn là các lớp sét, bột kết Pliocen. Mặt cắt
đòa chất minh giải từ tuyến VOR-93-103 (NOPEC, 1993)
255
Chương 8. Bể Phú Khánh và tài nguyên dầu khí
Ngoài rạn san hô và khối xây còn có những
dạng tướng đá trầm tích carbonat khác cũng
được xem là nguồn đá chứa tiềm năng.
Tướng sườn rạn (reef flank facies) thường
là các khối cuội (conglomerat) vôi, cát có
nguồn gốc từ các rạn san hô. Tướng nội rạn
(inter reef facies), tức đá vôi á thủy triều
(subtidal limestone), nước nông, không liên
quan đến thành tạo ám tiêu hoặc các trầm
tích cát lục nguyên mòn. Tuy nhiên đá chứa
tốt nhất vẫn là các rạn ám tiêu, khối xây
và các tích tụ sườn rạn. Tùy thuộc vào mức
độ dolomit hóa, nứt nẻ và hang hốc mà đá
chứa có độ rỗng thứ sinh khác nhau. Nhìn
chung độ rỗng thứ sinh trong đá carbonat
đóng vai trò khá quan trọng.
Đá chắn cho kiểu play carbonat là sét
vôi, sét bùn biển có tuổi từ Miocen đến
Pliocen.
Dạng bẫy chính của play carbonat là
các khối xây khép kín bốn mặt. Cũng có
thể tồn tại dạng bẫy phi cấu tạo liên quan

đến sự thay đổi thành phần thạch học theo
phương nằm ngang trong carbonat nền. Các
rạn san hô giống kiểu khối xây thành tạo
ven rìa các nền có độ rỗng và độ thấm tốt
cũng là loại bẫy triển vọng.
Play basalt (Play 5)
Theo quan điểm của NOPEC ở bể Phú
Khánh còn có thể tồn tại một play nữa,
được gọi là play basalt cận móng. Play này
đã phát hiện chứa dầu ở khu vực mỏ Rồng
thuộc bể Cửu Long.
Đá mẹ của play này cũng là sét đầm hồ
Oligocen giàu vật chất hữu cơ còn đá chứa
là các tập đá núi lửa, có độ rỗng nguyên
sinh tốt kết hợp với độ rỗng thứ sinh do bò
nứt vỡ tạo thành các bẫy phi cấu tạo (thạch
học - đòa tầng) với diện phân bố không
rộng. Các tập đá mẹ cũng đồng thời đóng
vai trò đá chắn đòa phương cho các loại bẫy
này.
5.6. Thời gian hình thành cấu tạo, di cư
và bảo tồn hydrocarbon
Theo các kết quả phân tích đòa chấn và
Hình 8.16. Khả năng dòch chuyển hydrocarbon từ đá mẹ trưởng thành đến bẫy
(Theo VPI-GEUS, 2004)
H−íng dÞch chunH−íng dÞch chunH−íng dÞch chunH−íng dÞch chun
256
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
mô hình hóa đòa hóa có thể thấy các cấu
tạo, bẫy được hình thành trước khi xảy ra

di cư hydrocarbon. Đây là yếu tố thuận lợi
để dầu khí sinh ra có điều kiện nạp vào
bẫy trong quá trình di cư. Vấn đề bảo tồn
hydrocarbon cũng có rủi ro thấp vì ngoài
các lớp đá có tính khu vực còn nhiều lớp đá
chắn đòa phương nằm xen kẹp với các tầng
chứa trong cùng hệ thống dầu khí. Hoạt
động của các đứt gãy tuy phổ biến, song
trên các mặt cắt đòa chấn hiện không quan
sát thấy hiện tượng rò rỉ khí dọc theo các
đứt gãy lên đáy biển. Hoạt động phân hủy
sinh học dầu khí cũng ít có khả năng xảy ra
vì nhiệt độ trong bể cao.
6. Tiềm năng tài nguyên dầu khí
Bể Phú Khánh được các nhà đòa chất
dầu khí Đan Mạch, Nhật Bản, Việt Nam
chọn làm mục tiêu nghiên cứu trong nhiều
đề án, như Enreca (Đan Mạch), đề án hợp
tác VPI/JGI (Nhật Bản) [36] trong các năm
vừa qua. Các kết luận về tiềm năng dầu
khí nói chung là rất lạc quan dựa trên nhiều
thông tin mới từ các mỏ dầu khí mới được
phát hiện ở các khu vực lân cận trong các
năm 2003 - 2004. Dấu hiệu dầu khí được
nhận biết qua các điểm lộ dầu (?) ở phía
Tây trên phần đất liền cũng như các dấu
hiệu gián tiếp được nhận biết trên các lát
cắt đòa chấn như dò thường biên độ, điểm
sáng (bright spot), phản xạ ngang (flat
spot) cũng góp phần vào các kết luận lạc

quan trên.
Tất cả các yếu tố của một hệ thống
dầu khí đều được xác nhận dựa trên các dữ
liệu đòa chất trên đất liền, trên các tài liệu
đòa vật lý và qua các mô hình sử dụng các
thông số ở các bể trầm tích kế cận kết hợp
với dữ liệu đòa chấn trong bể Phú Khánh.
Các kết quả đánh giá tiềm năng dầu khí
thông qua đề án VITRA II [39] cho thấy
bể Phú Khánh chiếm khoảng 10% tổng tài
nguyên dầu khí tiềm năng của Việt Nam,
tức tiềm năng thu hồi khoảng 400 triệu tấn
quy dầu, phân bố chủ yếu ở play 2, 3 và
play 4 (Hình 8.19). Như vậy, tiềm năng dầu
khí của bể Phú Khánh là đáng kể, cần phải
Hình 8.17. Sơ đồ tổng quát về hệ thống dầu khí bể Phú Khánh
(Theo Petrovietnam, 2004)
257
Chương 8. Bể Phú Khánh và tài nguyên dầu khí
đầu tư tìm kiếm, thăm dò với mức độ chi
tiết cao hơn
Tuy nhiên cần chú ý rằng cơ sở để dẫn
đến các kết luận phần lớn vẫn là thông
tin gián tiếp, do đó, trong tương lai, khi có
thêm những thông tin trực tiếp thì việc đánh
giá tiềm năng dầu khí sẽ có chất lượng cao
hơn, chính xác hơn.
7. Kết luận
Bể Phú Khánh nằm một phần trên thềm
lục đòa và một phần trên sườn cũng như

chân sườn lục đòa dọc theo bờ biển Nam
Trung Bộ. Bể hình thành trong Oligocen do
tách giãn, mở rộng biển Đông về phía Tây
Nam. Theo kết quả giải thích tài liệu đòa
chấn, trọng lực trung tâm của bể nằm ở
chân sườn lục đòa và kéo dài theo phương
Bắc Nam, gần song song với đường bờ.
Phần thềm phía Tây hẹp, kéo dài, bò phức
tạp bởi hệ thống đứt gãy Kinh tuyến 109
0

Đông và đới cắt trượt Tuy Hòa phương tây
bắc - đông nam. Trầm tích chủ yếu là các
thành tạo lục nguyên, đôi chỗ chứa than.
Trong Miocen sớm và Miocen giữa phát
triển các thành tạo carbonat dọc theo phía
Đông thềm Đà Nẵng và thềm Phan Rang.
Chiều dày trầm tích thay đổi rất lớn khoảng
Hình 8.18. Sơ đồ phân bố các đối tượng triển vọng bể Phú Khánh
(Theo Petrovietnam-Norad, 2004)
258
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
vài trăm mét ở phía Tây, nhưng càng về
phía Đông chiều dày trầm tích càng tăng
và đạt cực đại đến trên 8.000m ở trũng sâu
Phú Khánh.
Từ kết quả nghiên cứu các bể trầm tích
lân cận cho phép dự báo tầng sinh ở bể Phú
Khánh là các tập sét đầm hồ và sét than
trong Oligocen và Miocen dưới có khả năng

sinh cả dầu và khí. Trong đó, ở khu vực
trũng sâu Phú Khánh tầng sinh Oligocen
và Miocen dưới đã nằm trong ngưỡng tạo
khí. Với hệ thống dầu khí thuận lợi, tồn tại
nhiều loại play dầu khí quan trọng: play
Oligocen, play Miocen, carbonat Miocen,
móng phong hóa - nứt nẻ trước Đệ Tam và
basalt cận móng. Như vậy, bể Phú Khánh
được đánh giá là bể có tiềm năng dầu khí.
Ngoài ra, ở phần cực Đông của bể Phú
Khánh với mức nước sâu trên 1.000 m cùng
với các cột khí biểu hiện trên các lát cắt đòa
chấn cho thấy có khả năng tồn tại các lớp
hydrat metan - một nguồn nhiên liệu được
coi là có giá trò cao tiếp sau kỷ nguyên dầu
khí kinh điển.
Tóm lại bể Phú Khánh tuy đến nay mới
chỉ nghiên cứu ở giai đoạn sơ bộ nhưng
được đánh giá là rất có tiềm năng, cần được
đầu tư tiếp tục thăm dò trong thời gian tới.
Trước mắt có thể chọn các bẫy cấu tạo ở
vùng nước sâu không quá 200m trên các
khối nâng đòa phương và sau đó, với sự phát
triển nhanh của công nghệ cần tiến hành
nghiên cứu, thăm dò vùng nước sâu đến
1000m nhằm xác đònh được tiềm năng dầu
khí của bể. Với vò trí đòa lý gần bờ, gần các
nhà máy chế biến đang trong giai đoạn xây
dựng, nếu dầu khí được tìm thấy và khai
thác thì bể Phú Khánh sẽ rất có ưu thế với

những thò trường tiêu thụ rộng lớn ở miền
Trung và miền Bắc cũng như Đông Nam
Bộ, những nơi mà công cuộc phát triển kinh
tế đang hứa hẹn với tốc độ cao.
Bể Phú Khánh
0
50
100
150
200
250
300
Play 1Play 2+3Play 4
Tr. tấn quy dầu
Hình 8.19. Phân bố trữ lượng và tiềm năng dầu khí
theo play (số liệu theo VITRA)
259
Chương 8. Bể Phú Khánh và tài nguyên dầu khí
1. Areshev, E.G. et al, 1992. Reservoir in
fractured basement on the continental
shelf of Southern Vietnam. Journal of
Petroleum Geology, 15.
2. Đỗ Bạt, 1986. Thành lập sơ đồ liên kết
đòa tầng các bể chứa dầu khí ở Việt
Nam. 82 : 21. Mã xếp giá: ĐC137.
3. Nguyen Van Dac, 2000. Oil and
gas potential in Cenozoic basins of
Vietnam. Proceeding of the Conference
on “The oil and gas industry on the eve
of 21st century”, Petrovietnam - Youth

Publishing House, pp. 24-35.
4. Dien, P.T. et al, 1998. Late Mesozoic-
Cenozoic events along the north-west
margin of the East Vietnam Sea. In:
T. N. Toan, N. H. Quy & N. V. Ngoc
(Eds): Proceedings of Conference on
Vietnam Petroleum Institute - 20 years
development and prospects, p. 125-131.
Hanoi.
5. Phan Trung Dien et al, 1993. The
productive formation often encountered
in the sedimentary basins offshore
Vietnam. Symposium “Vietnam oil
and gas: challenges and business
opportunities”.
6. Phan Trung Dien et al, 2000. Some
geological events and petroleum
systems on the continental shelf of
Vietnam, Conference on “The oil and
gas industry on the eve of 21st century”,
Petrovietnam-Youth Publishing House,
pp. 134-154.
7. Lê Văn Dung và nnk, 2002. Đánh giá
tiềm năng dầu khí một số cấu tạo thuộc
trầm tích Đệ tam ở bể Phú Khánh. Báo
cáo tổng kết đề án hợp tác VPI/JGI,
Lưu trữ Viện Dầu khí.
8. Ngô Văn Đính, 2001. Sự phân bố và
nguồn gốc CO
2

ở thềm lục đòa miền
Trung (từ lô 112 - 121). Lưu trữ Viện
Dầu khí.
9. Fulthorpe, C.S., et al. 1989. Paleo-
oceanographic and tectonic settings of
Early Miocene reefs and associated
carbonates of offshore Southeats Asia.
AAPG Bulletin, 73.
10. Gwang H. Lee and Joel S. Watkins,
1998. Seismic sequence stratigraphy
and hydrocarbon potential of the Phu
Khanh Basin, offshore central Vietnam,
South China Sea. AAPG Bulletin, V.82,
No.9 (September 1998), P. 1711-1735.
11. Nguyễn Hiệp, Trần Ngọc Toản, 1995.
Đặc điểm đòa chất và tiềm năng dầu khí
vùng quần đảo Trường Sa. Lưu trữ Viện
Dầu khí.
12. Hồ Đắc Hoài, Trần Lê Đông, 1986.
Tổng hợp tài liệu đòa chất - đòa vật lý,
tính trữ lượng dự đoán Cacbuahydro và
vạch phương hướng công tác tìm kiếm
dầu khí trong giai đoạn tiếp theo ở thềm
lục đòa VN. Lưu trữ Viện Dầu khí.
13. Hồ Đắc Hoài, 1990. Cấu trúc đòa chất
và đánh giá tiềm năng dầu khí của các
bể trầm tích chủ yếu thềm lục đòa Việt
Nam và phương hướng tìm kiếm, thăm
dò tiếp theo. Lưu trữ Viện Dầu khí.
14. Hou J.Y. và nnk, 2003. Đánh giá tiềm

năng dầu khí trầm tích Đệ tam, bể Phú
Tài liệu tham khảo
260
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
Khánh. Tuyển tập báo cáo Hội nghò
khoa học-công nghệ “Viện Dầu khí: 25
năm xây dựng và trưởng thành”, Viện
Dầu khí-NXB Khoa học-kỹ thuật, 250-
267.
15. Nguyễn Quý Hùng và nnk, 1996. Minh
giải tài liệu đòa vật lý khu vực nhằm
nghiên cứu cấu trúc đòa chất và đánh
giá triển vọng dầu khí khu vực quần đảo
Hoàng Sa và phần miền Trung. Lưu trữ
Viện Dầu khí.
16. Vũ Văn Kính, Nguyễn Văn Đắc và
nnk, 2003. Đánh giá kết quả tìm kiếm
thăm dò dầu khí ở Việt Nam đến năm
2000 và phương hướng hoạt động tiếp
theo. Tuyển tập báo cáo Hội nghò khoa
học-công nghệ “Viện Dầu khí: 25 năm
xây dựng và trưởng thành”, Viện Dầu
khí-NXB Khoa học-kỹ thuật, tr. 35-65.
17. Lê Như Lai, Nguyễn Quang Hinh,
1977. Một số đặc điểm cấu trúc đòa chất
Đầm Thò Nại, Quy Nhơn. Nội san Mỏ-
Đòa chất, số 50, tr. 28-33, Đại học Mỏ-
Đòa chất Hà Nội.
18. Đỗ Văn Lưu, 1994. Đánh giá tiềm năng
dầu khí bể trầm tích Huế - Quảng Đà.

Lưu trữ Viện Dầu khí.
19. Morris, J.C., 1993. The Cenozoic
stratigraphy of the southern Bac Bo
Basin, Offshore Vietnam: Proceeding
of First International Seminar on
Stratigraphy of the Southern Shelf of
Vietnam.
20. NOPEC, 1993. Offshore Vietnam,
blocks 122-130, Multiclient Petroleum
Exploration Report.
21. Dương Đức Quảng, 1994. Kết quả phân
tích thạch học và độ rỗng, thấm đá các
điểm lộ ven biển miền Trung. Lưu trữ
Viện Dầu khí.
22. Hà Quốc Quân, 1993. Cấu trúc đòa chất
và khả năng chứa dầu khí của móng
trước Kainozoi thềm lục đòa Việt Nam.
Lưu trữ Viện Dầu khí.
23. Nguyễn Huy Quý và nnk, 2005. Nghiên
cứu cấu trúc đòa chất và đòa động lực
làm cơ sở đánh giá tiềm năng dầu khí
ở các vùng biển sâu và xa bờ của Việt
Nam. Báo cáo tổng kết đề tài KC09-06.
Lưu trữ Viện Dầu khí.
24. Phan Huy Quynh và nnk, 1980. Khảo
sát đòa chất ở đầm Thò Nại - Thò xã Quy
Nhơn. Lưu trữ Viện Dầu khí.
25. Rangin C. Et al, 1995. Cenozoic
deformation of central and southern
Vietnam: Tectonophysics, V.251, p.

179-196.
26. Saurin E., 1944. Notice sur la feuille
de Quy Nhon. Carte Géologique de
l’Indochine a léchelle du 1/500.000.
Géologue principal au Service
Géologique de l’Indochine, Hanoi,
Imprimerie Dextreme-Orient.
27. Saurin E., 1964. Notice sur la feuille de
Quy Nhon & compléments. Géologue
principal au Service Géologique de
l’Indochine, Service Géographique
National du Vietnam, Dalat.
28. Sladen C. et al, 1992. Geological
observation of central Vietnam-
implication for hydrocarbon
prospectivity onshore and adjacent
offshore area (final results of BP/PVII
field trip to central Socialist Republic of