Địa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam - Chương 7 ppt

Chương
Bể trầm tích
Sông Hồng và
tài nguyên
dầu khí
7
181
Chương 7. Bể trầm tích Sông Hồng và tài nguyên dầu khí
Bể Sông Hồng nằm trong khoảng
105
0
30- 110
0
30 kinh độ Đông, 14
0
30-
21
0
00vó độ Bắc. Về điạ lý, bể Sông Hồng
có một phần nhỏ diện tích nằm trên đất liền
thuộc đồng bằng Sông Hồng, còn phần lớn
diện tích thuộc vùng biển vònh Bắc Bộ và
biển miền Trung thuộc các tỉnh từ Quảng
Ninh đến Bình Đònh. Đây là một bể có lớp
phủ trầm tích Đệ Tam dày hơn 14 km, có
dạng hình thoi kéo dài từ miền võng Hà
Nội ra vònh Bắc Bộ và biển miền Trung
(Hình 7.1). Dọc rìa phía Tây bể trồi lộ các
đá móng Paleozoi-Mesozoi. Phía Đông Bắc
tiếp giáp bể Tây Lôi Châu (Weizou Basin),
phía Đông lộ móng Paleozoi-Mesozoi đảo

Hải Nam, Đông Nam là bể Đông Nam Hải
Nam và bể Hoàng Sa, phía Nam giáp bể
trầm tích Phú Khánh.
Trong tổng số diện tích cả bể khoảng
220.000 km
2
, bể Sông Hồng về phía Việt
Nam chiếm khoảng 126.000 km
2
, trong đó
phần đất liền miền võng Hà Nội (MVHN)
và vùng biển nông ven bờ chiếm khoảng
hơn 4.000 km
2
, còn lại là diện tích ngoài
khơi vònh Bắc Bộ và một phần ở biển
miền Trung Việt Nam. Công tác tìm kiếm
thăm dò (TKTD) dầu khí ở bể Sông Hồng
đã được tiến hành từ đầu thập kỷ 60 của
thế kỷ trước, nhưng chủ yếu chỉ được thực
hiện trên đất liền và đến năm 1975 đã phát
hiện được mỏ khí Tiền Hải C (TH-C). Từ
khi có chính sách đổi mới, nhất là khi có
luật đầu tư nước ngoài, bể Sông Hồng được
tăng cường đầu tư nghiên cứu và TKTD cả
trên đất liền và phần ngoài khơi với 12 hợp
đồng phân chia sản phẩm (PSC) và cùng
điều hành (JOC).
Trên phần lãnh thổ Việt Nam của bể
Sông Hồng đã khảo sát tổng cộng hơn

80.000 km tuyến đòa chấn 2D và 1200 km
2

đòa chấn 3D, nhưng phân bố không đều,
tập trung chủ yếu ở các lô đất liền, ven cửa
Sông Hồng và biển Miền Trung. Đã khoan
trên 50 giếng tìm kiếm thăm dò (trên đất
liền: 27 giếng, ngoài khơi: 24 giếng), có
một phát hiện khí ở đất liền đã và đang khai
thác. Ở ngoài khơi tuy đã phát hiện khí,
nhưng chưa có phát hiện thương mại quan
trọng để có thể thẩm lượng và phát triển
mỏ. Trong khi đó, phần diện tích thuộc lãnh
hải Trung Quốc đã có nhiều phát hiện dầu
và khí, có những phát hiện quan trọng đã đi
vào phát triển và khai thác.
Bể Sông Hồng rộng lớn, có cấu trúc đòa
chất phức tạp thay đổi từ đất liền ra biển
theo hướng đông bắc - tây nam và nam, bao
gồm các vùng đòa chất khác nhau, đối tượng
TKTD cũng vì thế mà khác nhau. Có thể
phân thành ba vùng đòa chất (Hình 7.1).
• Vùng Tây Bắc bao gồm miền võng Hà
1. Giới thiệu
182
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
Nội và một số lô phía Tây Bắc của vònh
Bắc Bộ. Đặc điểm cấu trúc nổi bật của
vùng này là cấu trúc uốn nếp phức tạp
kèm nghòch đảo kiến tạo trong Miocen.

• Vùng trung tâm từ lô 107-108 đến lô
114-115 với mực nước biển dao động
từ 20-90 m. Vùng này cũng có cấu trúc
đa dạng, phức tạp, nhất là tại phụ bể
Huế-Đà Nẵng, nhưng nhìn chung có
móng nghiêng thoải dần vào trung tâm
(depocentre) với độ dày trầm tích hơn
14.000 m. Các cấu tạo nói chung có cấu
trúc khép kín kế thừa trên móng ở phía
Tây, đến các cấu trúc sét diapir nổi bật
ở giữa trung tâm.
• Vùng phía Nam từ lô 115 đến lô 121, với
mực nước thay đổi từ 30-800 mét nước,
có cấu trúc khác hẳn so với hai vùng nói
Hình 7.1. Vò trí và phân vùng cấu trúc đòa chất bể Sông Hồng
(1) Vùng Tây Bắc; (2) Vùng Trung Tâm ; (3) Vùng Phía Nam
1
2
3
1
2
3
BỂ TÂY LÔI
CHÂU
Đảo Hải Nam
Việt Nam
Lào
183
Chương 7. Bể trầm tích Sông Hồng và tài nguyên dầu khí
trên vì có móng nhô cao trên đòa luỹ Tri

Tôn tạo thềm carbonat và ám tiêu san
hô, bên cạnh phía Tây là đòa hào Quảng
Ngãi và phía Đông là các bán đòa hào
Lý Sơn có tuổi Oligocen.
Trong hàng chục năm qua, tài liệu của
các nhà thầu dầu khí (mà phần lớn chưa
được công bố) đã giúp ích rất nhiều làm
sáng rõ cấu trúc đòa chất và hệ thống dầu
khí ở bể Sông Hồng. Ngoài các tài liệu trên
chúng tôi đã sử dụng rất nhiều tài liệu của
Viện Dầu khí (VPI), của Công ty Đầu tư-
Phát triển Dầu khí (PIDC), cũng như các
văn liệu công bố của các nhà nghiên cứu
trong và ngoài nước như đã nêu ở phần tài
liệu tham khảo.
2. Lòch sử tìm kiếm, thăm dò và khai
thác dầu khí
Công tác TKTD và khai thác dầu khí
bể trầm tích Sông Hồng được thực hiện
trước tiên ở đồng bằng Sông Hồng. Lòch sử
nghiên cứu, kết quả TKTD & KT có thể
chia làm hai giai đoạn chính, trước 1987 và
từ 1988 đến nay.
a. Giai đoạn trước 1987
Giai đoạn này chỉ tập trung khảo sát chủ
yếu ở miền võng Hà Nội, là nơi mở rộng về
phía Tây Bắc của bể Sông Hồng vào đất
liền, là vùng được nghiên cứu đòa chất dầu
khí ngay từ đầu những năm 60 với sự giúp
đỡ về tài chính và công nghệ của Liên Xô

cũ. Hai phương pháp thăm dò đầu tiên là
khảo sát từ hàng không và trọng lực (1961-
1963) với tỷ lệ 1/200.000. Sau đó, trong các
năm 1964, 1967, 1970-1973, 1976 và 1980-
1982, 1983-1985 đã tiến hành nghiên cứu
trọng lực chi tiết hơn tại một số vùng (phần
Đông Nam dải Khoái Châu-Tiền Hải, Kiến
Xương) đạt tỷ lệ 1/50.000-1/25.000. Tuy
vậy, các phương pháp xử lý tài liệu trước
đây chủ yếu là thủ công nên độ chính xác
không cao. Các kết quả minh giải chủ yếu
mang tính khu vực. Chưa xây dựng được
các sơ đồ cấu trúc ở tỷ lệ tương xứng với
mức độ tài liệu đã có.
Tiếp theo là công tác thăm dò điện cấu
tạo được thực hiện trong các năm 1964-
1969 trên diện tích 26.000 km
2
với tỷ lệ
1/200.000. Còn ở vùng Tiền Hải, Kiến
Xương đã được thử nghiệm các phương
pháp thăm dò điện khác nhau như đo sâu
điện, đo sâu từ-telua, dòng telua với tỷ lệ
1/100.000 và 1/25.000. Hạn chế chung của
các nghiên cứu này là phân bố chủ yếu ở
phần trung tâm miền võng với mật độ khảo
sát mang tính khu vực. Đa số tài liệu có
chất lượng thấp, kết quả có độ tin cậy kém.
Mặt khác do thiếu số liệu về chiều sâu của
móng kết tinh nên việc giải thích tài liệu

gặp khó khăn và sơ đồ dựng được có độ tin
cậy không cao.
Với mục đích nghiên cứu cấu trúc khu
vực và tìm kiếm các cấu tạo có triển vọng
dầu khí, đồng thời với các phương pháp
nghiên cứu đòa vật lý nêu trên đã tiến hành
thăm dò đòa chấn khúc xạ (1962-1973),
phản xạ (1973-1975) và phản xạ điểm sâu
chung (1975 đến nay) với các tỷ lệ khác
nhau từ 1/200.000-1/25.000. Khoảng trên
9.000 km tuyến đòa chấn được thu nổ bằng
các trạm máy ghi tương tự (analog) SMOV
cũ của Liên Xô trước đây hoặc bằng các
trạm ghi số (digital) SN338B của Pháp để
nghiên cứu cấu trúc sâu với tỷ lệ 1/50.000-
1/25.000. Nói chung các khảo sát đòa chấn
phản xạ mới tập trung ở khu vực trung tâm
miền võng Hà Nội, trên các đơn vò cấu trúc
184
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
như trũng Đông Quan, trũng Phượng Ngãi,
dải nâng Tiền Hải, Kiến Xương. Còn các
vùng rìa Đông Bắc và Tây Nam hầu như
không có hoặc có rất ít tài liệu đòa chấn.
Hạn chế của loạt tài liệu này là độ sâu
nghiên cứu không lớn do công nghệ thu nổ
và xử lý chưa cao, nên chỉ quan sát được
các mặt phản xạ từ đáy Phù Cừ trở lên.
Còn ở ngoài khơi, phía Bắc bể Sông
Hồng trước năm 1975 hầu như không có

các hoạt động nghiên cứu đòa vật lý, nhưng
ở phía Nam của bể có hai mạng lưới tuyến
đòa chấn khu vực khảo sát năm 1974: mạng
WA74-PKB (5.328 km) khảo sát ven biển
miền Trung và mạng WA74-SHV (3.373
km) khảo sát từ Đông lô 121-117 mở rộng
sang phía Đông các lô 141-144 qua các đảo
Hoàng Tử Anh, Hoàng Tử Em thuộc quần
đảo Hoàng Sa. Những khảo sát khu vực có
tính hệ thống chỉ mới được bắt đầu từ năm
1981 và triển khai tương đối mạnh trong
các năm 1983-1988. Trong giai đoạn này
đã thu nổ 19.024 km tuyến, trong đó 11.875
km bằng tàu Iskatel, Poisk và Malưgin
(Liên Xô cũ), số còn lại do Tổng Cục Dầu
Khí Việt Nam tự tổ chức thực hiện bằng tàu
Bình Minh. Nhìn chung chất lượng tài liệu
không cao.
Về công tác khoan, từ năm 1967-1968
đã tiến hành khoan 21 lỗ khoan nông, vẽ
bản đồ có chiều sâu từ 30-150m. Từ năm
1962-1974 đã tiến hành khoan 25 giếng
khoan cấu tạo có chiều sâu từ 165-1.200m
với tổng khối lượng khoảng trên 22.000 m
khoan. Kết quả các giếng khoan và tài liệu
đòa chất thu được đã bước đầu cho thấy bức
tranh cấu trúc và triển vọng dầu khí của
MVHN. Từ năm 1970-1985 ở MVHN đã
khoan 42 giếng khoan tìm kiếm thăm dò và
khai thác khí có chiểu sâu từ khoảng 600-

4.250m với tổng khối lượng khoảng trên
100 nghìn mét khoan. Trong số 11 diện tích
gồm cấu tạo, bán cấu tạo khép vào đứt gãy
, cấu tạo dạng mũi, đới vát nhọn đòa tầng đã
khoan tìm kiếm chỉ phát hiện được một mỏ
khí nhỏ TH-C vào năm 1975. Năm 1981 mỏ
này được đưa vào khai thác dùng cho phát
điện và công nghiệp đòa phương tỉnh Thái
Bình. Do khó khăn về vốn và công nghệ bò
hạn chế từ năm 1985 công tác thăm dò dầu
khí tạm ngừng, hoạt động ở đây chỉ duy trì
khai thác khí ở mỏ Tiền Hải C.
b. Giai đoạn từ 1988 đến nay (2004)
Từ khi Luật Đầu tư nước ngoài được ban
hành công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí ở
thềm lục đòa Việt Nam bước vào giai đoạn
hoạt động mở rộng và sôi động trên toàn
thềm, trong đó có bể Sông Hồng.
Từ năm 1988 đến nay đã có 12 hợp
đồng dầu khí được ký kết để TKTD ở bể
Sông Hồng, trong đó 9 hợp đồng đã kết thúc
do không có phát hiện thương mại (Total,
Idemitsu, Shell, OMV, Sceptre, IPC, BP, và
BHP), hiện còn 3 nhà thầu đang hoạt động
là Petronas (PSC lô 102-106), Vietgasprom
(JOC lô 112) và Maurel&Prom (MVHN).
Sau khi ký hợp đồng các nhà thầu đã tích
cực triển khai công tác khảo sát đòa chấn và
khoan thăm dò. Ở miền võng Hà Nội năm
1994-1997, Công ty Anzoil đã thực hiện 3

đợt thu nổ đòa chấn 2D với khối lượng 2.214
km tuyến đòa chấn 2D, trong đó có 813 km
tuyến ở vùng nước nông ven bờ. Điều đáng
nhấn mạnh ở đây là, mặc dầu tài liệu mới
có chất lượng tốt hơn hẳn, nhưng phần dưới
mặt cắt nơi có đối tượng chứa khí Oligocen
vẫn chưa được rõ ràng. Kết quả của các đợt
khảo sát sau cùng đã chính xác hoá được
185
Chương 7. Bể trầm tích Sông Hồng và tài nguyên dầu khí
cấu trúc, phát hiện thêm được các cấu tạo
mới như B10, D14, K2 (Hình 7.2).
Trên cở sở nghiên cứu các vấn đề
kiến tạo, đòa tầng, trầm tích, môi trường
và phân tích hệ thống dầu khí, Anzoil đã
phân ra 3 đới triển vọng gắn liền với 3 loại
bẫy dầu khí cần TKTD như : (1) Đới cấu
tạo vòm kèm đứt gãy xoay xéo Oligocen
(Oligocene Tilted Fault Blocks) chủ yếu
phân bố ở trũng Đông Quan; (2) Đới các
Hình 7.2. Bản đồ cấu trúc miền võng Hà Nội (theo Anzoil, 1996 & PIDC, 2004)
186
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
cấu tạo chôn vùi (Burried Hills Trend) với
đá carbonat hang hốc và nứt nẻ phân bố
ở rìa Đông Bắc MVHN; (3) Đới cấu tạo
nghòch đảo Miocen (Miocene Inverted
zone) phân bố ở trung tâm và Đông Nam
MVHN (trước đây thường được gọi là dải
nâng Khoái Châu/Tiền Hải/Kiến Xương).

Quan điểm thăm dò của Anzoil là: tìm khí
và condensat ở đới 1&3, tìm dầu ở đới thứ
2, nhưng tập trung ưu tiên TKTD ở đới 1
& 2. Các giếng khoan đã được Anzoil tiến
hành khoan từ 1996-1999 theo quan điểm
đó và ở mức độ nào đó đã thành công: 7
trong số 8 giếng đã có dấu hiệu tốt đến rất
tốt, có một phát hiện khí (D14-1X) và một
phát hiện dầu (B10-1X).
Từ năm 2002, Công ty dầu khí
Maurel&Prom (Pháp) thay thế Anzoil
điều hành tại MVHN, đã khoan thêm hai
giếng B26-1X và B10-2X nhằm thăm dò
và thẩm lượng đối tượng carbonat nhưng
không thành công. Cũng trong năm 2001-
2002, PIDC đã khoan tiếp 2 giếng khoan:
(1) giếng khoan trên cấu tạo Phù Cừ (PV-
PC-1X) là một cấu tạo nghòch đảo ở dải
nâng Khoái Châu-Tiền Hải, đạt chiều sâu
2000m, kết quả không như mong đợi; (2)
giếng khoan trên cấu tạo Xuân Trường
(PV-XT-1X) đạt chiều sâu 1877m, giếng
khoan không gặp móng như dự kiến nhưng
giếng có biểu hiện tốt về khí và condensat,
mặt cắt cho thấy tại đây có đá mẹ Oligocen
tốt với tổng hàm lượng carbon hữu cơ rất
cao, có tiềm năng sinh dầu.
Còn ở ngoài khơi (lô 101 đến 121) từ
năm 1989 đến nay, công tác khảo sát đòa
vật lý ở bể Sông Hồng chủ yếu do các nhà

thầu nước ngoài thực hiện theo cam kết của
hợp đồng dầu khí. Các nhà thầu dầu khí
nước ngoài đã thu nổ 51.054 km đòa chấn
2D và 450 km
2
đòa chấn 3D. Song song với
các hoạt động của các nhà thầu nước ngoài,
Petrovietnam cũng đã triển khai nhiều hoạt
động TKTD ở bể Sông Hồng như thực hiện
khảo sát đòa vật lý không độc quyền 3.173
km tuyến khu vực với Geco-Prakla (1993),
hoàn thành các nghiên cứu chung (Joint
Study) với Arco (1995), Mobil (1997-1998).
Các năm 1995, 1996, Công ty Thăm dò-
Khai thác (PVEP) đã thu nổ 4.960 km tuyến
và đã phát hiện ra 5 cấu tạo có liên quan tới
diapir sét và ám tiêu san hô có triển vọng
dầu khí ở lô 113. Từ năm 1998-2003 Công
ty Đầu tư Phát triển Dầu khí (PIDC/PVSC)
đã thu nổ 2.923 km 2D và 831 km
2
đòa chấn
3D tại lô 103 nhằm chuẩn bò cấu tạo cho
chiến dòch khoan thăm dò sắp tới. Tính đến
nay, ở ngoài khơi bể Sông Hồng đã thu nổ
tổng cộng khoảng 86.000 km tuyến đòa chấn
2D (đạt mật độ nghiên cứu 0,70 km/km
2
) và
1.281 km

2
đòa chấn 3D.
Công tác khoan thăm dò ở ngoài khơi
bể Sông Hồng chủ yếu cũng do các nhà
thầu dầu khí thực hiện. Từ năm 1990 đến
nay đã khoan 25 giếng, trong đó các nhà
thầu khoan 24 giếng và Tổng công ty Dầu
khí/PVSC (PIDC) khoan 1 giếng, bình quân
2.900 m/giếng. Giếng nông nhất là giếng
104-QV-1X trên cấu tạo Quả Vải (lô 104
của OMV) đạt 1.050 m, giếng sâu nhất là
112-BT-1RX của Shell trên cấu tạo Bạch
Tró đạt 4.114 m. Bình quân có 2,1 giếng
khoan trên một lô hợp đồng. Mật độ khoan
là 1 giếng/6.100 km
2
. Trong số 25 giếng
khoan được thi công ở bể Sông Hồng, ngoại
trừ một giếng hỏng (112-BT-1X) thì 65%
số các giếng đều có biểu hiện khí từ trung
bình đến tốt, có 15 giếng được tiến hành thử
187
Chương 7. Bể trầm tích Sông Hồng và tài nguyên dầu khí
vỉa trong đó có 6 giếng được coi là có phát
hiện nhưng không thương mại (103-TH-
1X, 115-A-1X, 117-STB-1X, 118-CVX-
1X, 119-CH-1X, VGP112-BT-1X), tỷ lệ
phát hiện là 25%. Đáng kể nhất là giếng
103-TH-1X thuộc lô hợp đồng của Total,
đã tiến hành thử 4 khoảng, 3 khoảng cho

dòng với tổng lưu lượng 5,87 triệu feet khối
khí ngày (165.000 m
3
/ngày) và 123 thùng
condensat/ngày (11,6m
3
/ngày).
Tình hình đầu tư và kết quả hoạt động
tìm kiếm thăm dò nêu trên cho thấy mức
độ tài liệu và hoạt động TKTD (đòa chấn,
khoan) không đồng đều giữa các lô. Vùng
Đông lô 106 và lô 101 còn chưa được nghiên
cứu, các lô 107-110 chủ yếu mới có tài liệu
khảo sát đòa chấn khu vực, còn vùng nước
nông dưới 10m nước và vùng cửa vònh, nơi
có nhiều cấu tạo triển vọng nhưng vẫn chưa
được khoan thăm dò, vùng Đông lô 118-119
do nước sâu trên 800 m nên còn chưa được
lưu ý thích đáng.
Mặc dù diện tích ngoài khơi bể Sông
Hồng là khu vực rất rộng lớn, còn nhiều
bí ẩn về tiềm năng dầu khí, song công
tác TKTD nói chung chỉ được đẩy mạnh
từ những năm 90, chưa có những bước sôi
động như thềm lục đòa phía Nam. Để đẩy
mạnh và nâng cao hiệu quả thăm dò ở bể
Sông Hồng cần thiết phải đầu tư nghiên
cứu chính xác cấu trúc đòa chất và hệ thống
dầu khí, đồng thời phải nghiên cứu áp dụng
các công nghệ mới (đòa chấn, khoan) phù

hợp với điều kiện đòa chất phức tạp của bể
Sông Hồng.
3. Các yếu tố cấu trúc và kiến tạo
Bể Sông Hồng là một bể trầm tích Đệ
Tam được hình thành từ một đòa hào dạng
kéo tách (pull-apart) có hướng tây bắc -
đông nam, được khống chế ở hai cánh bằng
các đứt gãy thuận trượt bằng ngang (Hình
7.3). Sự khởi đầu hoạt động của các đứt gãy
này là do va chạm của mảng Ấn Độ vào
mảng Âu-Á vào thời kỳ Eocen-Oligocen
sớm. Hoạt động trượt bằng trái và kéo tách
chính là yếu tố đòa động lực chủ yếu tạo bể
Sông Hồng. Sau quá trình nghòch đảo kiến
tạo trong Miocen giữa-muộn, bể trầm tích
tiếp tục trải qua quá trính sụt lún nhiệt cho
đến ngày nay.
Là một bể trầm tích có lòch sử phát triển
đòa chất phức tạp từ Paleogen đến nay, bể
Sông Hồng với nhiều pha căng giãn-nén
ép, nghòch đảo kiến tạo, nâng lên-hạ xuống,
bào mòn-cắt xén, uốn võng do nhiệt, kèm
sự thăng giáng mực nước biển, vì thế, theo
không gian và thời gian, cấu trúc đòa chất
và môi trường trầm đọng không đồng nhất
mà biến đổi từ Bắc vào Nam, từ đất liền ra
biển, từ móng trước Đệ Tam đến trầm tích
hiện đại. Cũng vì thế, bể Sông Hồng bao
gồm nhiều đơn vò cấu trúc khác nhau, ẩn
chứa tiềm năng dầu khí khác nhau. Hình

7.4 cho thấy có 12 đơn vò cấu trúc, lần lượt
từ phần Tây-Bắc xuống phần trung tâm
đến cuối phía Nam của bể Sông Hồng. Tuy
nhiên, cần nhấn mạnh rằng, cách phân đới
cấu trúc này không hoàn toàn nhất quán
theo một quan điểm nào đó, mà chủ yếu
là dựa vào hình thái cấu trúc hiện đại có
xét đến tiềm năng triển vọng dầu khí liên
quan.
3.1. Trũng Đông Quan
Đây là phần trũng sâu trong đất liền
thuộc MVHN, được giới hạn với phần rìa
Đông Bắc bởi hệ đứt gãy Sông Lô về phía
188
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
Đông Bắc và với đới nghòch đảo kiến tạo
bởi đứt gãy Vónh Ninh về phía Tây, và còn
kéo dài ra vùng biển nông thuộc lô 102.
Đặc điểm nổi bật của của đới này là các
trầm tích Miocen dày 3.000m, uốn võng
nhưng ổn đònh, ít hoạt động kiến tạo, và
nằm bất chỉnh hợp lên trầm tích Eocen-
Oligocen, dày hơn 4.000 m, đã bò nâng lên,
bào mòn-cắt xén cuối thời kỳ Oligocen.
Hoạt động kiến tạo nâng lên, kèm với việc
dòch chuyển trái vào thời kỳ đó đã tạo nên
một mặt cắt Oligocen có nhiều khối-đứt gãy
thuận-xoay xéo (normal-tilted fault block).
Các khối-đứt gãy- xoay xéo này là những
bẫy dầu khí quan trọng, mà một trong số

đó đã được phát hiện là mỏ khí D14 (Hình
7.5).
Hình 7.3. Hình thái cấu trúc Bể Sông Hồng (theo OMV, 2001)
189
Chương 7. Bể trầm tích Sông Hồng và tài nguyên dầu khí
Hình 7.4. Bản đồ cấu trúc móng và các đới cấu trúc chính bể Sông Hồng
(Theo N.M. Huyền, 1998, hiệu chỉnh năm 2004)
190
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
3.2. Đới nghòch đảo Miocen Tây Bắc bể
Sông Hồng
Thực chất đới này trước đó nằm trong
một đòa hào sâu, chiều sâu móng sâu trên 8
km trong phạm vi từ đất liền ra đến lô 102,
103, 107 nhưng sau đó bò nghòch đảo trong
thời kỳ từ Miocen giữa đến cuối Miocen
muộn, ở vài nơi nghòch đảo kiến tạo còn
hoạt động trong cả đầu thời kỳ Pliocen.
Đới nghòch đảo nằm kẹp giữa đứt gãy Sông
Chảy ở Tây Nam và đứt gãy Vónh Ninh
ở Đông Bắc, kéo dài từ đất liền ra biển.
Các cấu tạo đặc trưng cho nghòch đảo kiến
tạo Miocen là cấu tạo Tiền Hải (đất liền),
Hoa Đào, Cây Quất, Hoàng Long, Bạch
Long ở các lô 102, 103, 106, 107. Hoạt
động nghòch đảo này giảm dần, tạo thành
mũi nhô Đông Sơn kéo dài đến lô 108,
109. Nguồn gốc của nghòch đảo kiến tạo
là do dòch chuyển trượt bằng phải của hệ
thống đứt gãy Sông Hồng vào thời kỳ cuối

Miocen. Vì vậy, mặt cắt trầm tích Miocen
bò nén ép, nâng lên, bò bào mòn cắt xén
mạnh, mất trầm tích từ vài trăm và có thể
đến hàng nghìn mét, thời gian thiếu vắng
trầm tích từ một đến vài triệu năm. Càng
về phía Tây - Nam của MVHN, hiện tượng
bào mòn cắt cụt càng mạnh hơn, do ở đây
vừa có dòch chuyển ngang vừa có hiện
tượng quay theo chiều kim đồng hồ. Tuy
đây là một đối tượng TKTD hết sức quan
trọng, nhưng do cấu tạo được hình thành
muộn hơn pha tạo dầu chính và lại bò bào
mòn cắt xén quá mạnh nên khả năng tích
tụ dầu khí bò hạn chế. Vì thế đây có thể
xem là rủi ro thứ nhất của các bẫy dầu khí
loại này. Rủi ro thứ hai liên quan đến chất
lượng chứa, vì trước đó, trầm tích Miocen
đã nằm rất sâu trong đòa hào (cổ) nên đất
đá đã từng bò nén ép chặt bởi áp suất tónh,
Hình 7.5. Mỏ khí Tiền Hải-C trong đới nghòch đảo kiến tạo Miocen (A) và mỏ khí D14 ở đới trũng Đông
Quan với khối-đứt gãy- xoay xéo trong Oligocen (B) (theo Anzoil, 1996)
191
Chương 7. Bể trầm tích Sông Hồng và tài nguyên dầu khí
cho dù sau khi bò nghòch đảo mặt cắt được
nâng lên nhưng đất đá này vẫn giữ độ rỗng
nguyên sinh thấp có từ trước, rồi lại chòu
thêm các quá trình biến đổi thứ sinh nên
độ rỗng lại càng kém đi. Phương hướng tìm
kiếm thăm dò cho các cấu tạo loại này là
chọn các cấu tạo bình ổn về mặt kiến tạo,

ít bò bào mòn và có thời gian bào mòn ngắn
nhất trong Miocen (Hình 7.6).
3.3. Trũng Trung Tâm bể Sông Hồng
Trũng Trung Tâm là phần trầm tích khá
bình ổn về mặt kiến tạo, móng nằm sâu
hơn 14 km, nằm ở ngay chính giữa vònh Bắc
Bộ, chạy theo hướng tây bắc - đông nam,
trong phạm vi rất rộng từ các lô 108 đến
115. Tại tâm bồn trũng (depocentre), thành
phần hạt mòn là chủ yếu, có các diapir sét
phát triển và trên đó các trầm tích Miocen
trên- Pliocen bò nâng với biên độ nhỏ. Vào
cuối Miocen đầu Pliocen, do ảnh hưởng
của kiến tạo nghòch đảo ở phần Tây Bắc
vònh Bắc Bộ như đã nói ở trên nên trầm
tích Pliocen bò nâng lên chút ít tạo thành
đới nâng Đông Sơn kéo dài từ lô 108 đến
lô 111. Do hướng đổ vật liệu từ Tây Bắc
xuống Đông Nam và hướng á vó tuyến từ
đất liền ra biển, nên có nhiều thân cát dạng
nón phóng vật và các tập turbidit có tuổi
Miocen muộn - Pliocen sớm. Các đối tượng
tìm kiếm thăm dò ở Trũng Trung Tâm bao
gồm: cấu tạo khép kín có biên độ nhỏ trên
đới nâng Đông Sơn (khu vực 108, 109, 110,
hình 7.7) và các cấu tạo khép kín bốn chiều
phát triển trên các diapir sét (lô 110, 111,
113, hình 7.8) như các phát hiện ở Dong
Fang và Ledong của Trung Quốc và các
quạt cát dạng turbidit ở phía Đông các lô

110, 111, 112 và 113, 115 (hình 7.9).
Hình 7.6. Phát hiện khí và condensat trong cát kết Miocen tại giếng khoan 103-TH-1X (theo PIDC, 2004)
192
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
3.4. Thềm Hạ Long (Ha Long Shelf)
Thềm Hạ Long (có tác giả gọi là Đới
Đông Bắc đứt gãy Sông Lô) ở phía Đông
Bắc đứt gãy Sông Lô phát triển từ đất liền
ra biển đến các lô 101 và Bắc lô 106. Tại
đây có lớp phủ trầm tích Kainozoi mỏng
và móng Paleozoi nâng cao dần rồi lộ trên
mặt ở đất liền tại rìa Đông Bắc MVHN.
Một số giếng khoan nông trong đới này
đã phát hiện được các đá móng carbonat
(K.8, K.14, K.81, B10-1X) và đá phiến sét-
sericit, cát kết dạng quarzit (B10-1X, B26-
1X, ) Paleozoi muộn. Móng của phần rìa
nổi dần lên cao và lộ ra nhiều nơi như Đồ
Sơn, Kiến An, Vònh Hạ Long (hình 7.10)
với các thành tạo carbonat và lục nguyên
Paleozoi muộn (Devon-Carbon-Permi).
Giới hạn rìa Đông Bắc của móng Paleozoi
là đứt gãy đường 18 (Phả Lại - Đông
Triều), đó cũng là ranh giới của cấu trúc
Hình 7.7. Các cấu tạo khép kín có biên độ nhỏ, nhưng có dò thường biên độ đòa chấn mạnh
có thể liên quan đến khí (theo PIDC, 1998)
DỊ THƯỜNG BIÊN ĐỘ
ĐỊA CHẤN
Gần nóc Pliocen
Trong Pliocen

Đáy Pliocen
DỊ THƯỜNG BIÊN ĐỘ
ĐỊA CHẤN
Gần nóc Pliocen
Trong Pliocen
Đáy Pliocen
Hình 7.8. Mô hình cấu tạo khép kín bốn chiều phát triển trên các diapir sét lô 113 (a)
và mặt cắt đòa chấn thực tế (b)
Diapir sét
G
a
à
n
n
o
ù
c
P
li
o
ce
n
T
ro
n
g
P
l
ice
n

Đ
a
ù
y
P
l
i
o
ce
n
Diapir sét
G
a
à
n
n
o
ù
c
P
li
o
ce
n
T
ro
n
g
P
l

ice
n
Đ
a
ù
y
P
l
i
o
ce
n
a
b
193
Chương 7. Bể trầm tích Sông Hồng và tài nguyên dầu khí
nền sau-Caledoni và trũng Mesozoi. Lớp
phủ trầm tích Kainozoi không quá 2000m
trong một số đòa hào rất hẹp và mỏng dần
về phía Bắc, Tây Bắc. Trên bản đồ đòa chất
Việt Nam, có thể thấy đây là miền móng
đơn nghiêng mà phổ biến hơn cả là đá vôi
Carbon - Permi (hệ tầng Bắc Sơn), đá vôi
và phiến silic Devon giữa - trên (hệ tầng Lỗ
Hình 7.9. Lát cắt khu vực qua tâm bồn trũng và các quạt cát/turbidit - lô 111
(theo OMV, 2001)
Hình 7.10. Các đảo đá vôi Vònh Hạ Long và các đới nứt nẻ trong đá vôi Paleozoi muộn
194
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
Sơn) hoặc cát kết đá phiến màu đỏ và cuội

kết Devon dưới (hệ tầng Đồ Sơn). Dọc theo
hệ thống đứt gãy Sông Lô, cạnh rìa thềm
Hạ Long là một đòa hào nhỏ hẹp, trong đó
có các khối móng nhô cao như Yên Tử -
Chí Linh (là đối tượng TKTD), tồn tại các
khối đá vôi tuổi Carbon-Permi được chôn
vùi dưới trầm tích Oligocen - Miocen, có
nứt nẻ, có khă năng chứa dầu khí (giống
như Anzoil đã phát hiện ở B10, hình 7.11).
Các đối tượng tìm kiếm dầu khí là đòa hình
vùi lấp carbonat, chiếm một diện tích nhỏ
trong các đòa hào nhỏ hẹp (hình 7.12) kéo
dài từ đất liền ra góc Đông-Nam lô 106 và
góc Đông-Bắc lô 102. Phần lớn diện tích
lô 101 thuộc thềm Hạ Long là một đơn
nghiêng chưa được nghiên cứu.
3.5. Đới nghòch đảo Bạch Long Vó
Một đòa hào nhỏ hẹp từ giữa lô 107 theo
hướng đông bắc - tây nam đến góc Đông
- Nam của lô 106 và ven theo rìa phía
Tây-Bắc của đảo Bạch Long Vó, chòu ảnh
hưởng của hoạt động kiến tạo nghòch đảo
vào thời kỳ Oligocen muộn - Miocen sớm
(Hình 7.13, 7.14). Chế độ kiến tạo này chỉ
xảy ra ở vùng giao nhau của hai hệ thống
đứt gãy khác hướng tây bắc - đông nam với
tây nam - đông bắc. Các cấu tạo chỉ được
phát triển trong trầm tích Oligocen-Miocen
dưới nằm trong các đòa hào hẹp với nguồn
sinh nhỏ. Đòa hào này là phần đuôi của bể

Tây Lôi Châu nối với bể Sông Hồng, mà ở
bể Tây Lôi Châu Trung Quốc đã phát hiện
dầu trong trầm tích vụn Eocen.
3.6. Thềm đơn nghiêng Thanh - Nghệ
(Thanh-Nghe Monocline)
Thềm đơn nghiêng Thanh Nghệ chạy
dọc theo đường bờ từ rìa Tây-Nam MVHN
qua các lô 103, 104 xuống Bắc lô 111. Rìa
Tây-Nam MVHN là phần nhô cao của
móng kết tinh Proterozoi thuộc đới cắt trượt
Sông Hồng và cấu trúc Mesozoi Ninh Bình
- Sông Đà (Meso-Tethys Sông Đà). Móng
Trước-Kainozoi không chỉ là các phức hệ
biến chất kết tinh Proterozoi và phổ biến
hơn còn là các thành tạo carbonat, carbonat-
sét và lục nguyên Mesozoi. Các thành tạo
gneis Proterozoi và carbonat Mesozoi chiếm
vò trí nhô cao của mặt móng, còn các trầm
tích lục nguyên và sét-vôi Mesozoi thường
nằm trong lõm sâu mà trên đó các trầm tích
Kainozoi có thể dày tới 2.000m. Về phía
Nam, nhìn chung thềm đơn nghiêng Thanh-
Nghệ có xu thế nghiêng đổ dốc ra biển,
gồm nhiều loại đá trầm tích tuổi khác nhau
từ Paleozoi (Ordovic muộn - Silur, Carbon-
Permi) đến Mesozoi (Trias, Creta) và các
thành tạo xâm nhập granit-biotit, granit hai
mica có tuổi Paleozoi. Trong phạm vi thềm
có một vài cấu tạo dạng vùi lấp (như Quả
Vải, Quả Táo, Quả Lê lô 104, hình 7.15)

với lớp phủ trầm tích mỏng (500-1.000
m) có tuổi từ Miocen đến hiện đại. Dưới
chân thềm cổ này có một vài bẫy đòa tầng
dạng kề áp lên móng (quả Chuối lô 104,
Tê Giác lô 111, hình 7.16) nhưng với tiềm
năng không lớn do đá chứa có độ rỗng nhỏ.
Đối tượng đáng quan tâm hơn là các bẫy
đòa tầng cát kết có tuổi Oligocen-Miocen
sớm.
3.7. Thềm Đà Nẵng (Da Nang Shelf)
Thềm Đà Nẵng là phần thềm nghiêng từ
góc phía Nam lô 111 chạy dọc theo đường
bờ về phía Nam tới thềm Phan Rang phía
Tây bể Phú Khánh. Móng trước Đệ Tam
của thềm được đặc trưng bởi trầm tích phân
195
Chương 7. Bể trầm tích Sông Hồng và tài nguyên dầu khí
Hình 7.11. Cấu tạo B10 nơi phát hiện dầu trong móng Carbonat Permi nứt nẻ (Anzoil, 1996)
Hình 7.12. Đòa hình vùi lấp carbonat tại cấu tạo Yên Tử, lô 106 - một đối tượng chứa dầu mới (PIDC, 2004)
Tuyến 2590
Móng Carbonat
Mz
TrầmtíchEocen?
Tuyến 2590
Móng Carbonat
Mz
TrầmtíchEocen?
196
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
Hình 7.13. Tuyến GPGTR 83-07, lát cắt khu vực qua trung tâm, từ thềm Thanh-Nghệ (lô 103)

qua đảo Bạch Long Vó (lô 107)
Đ
ị
a
h
à
o
ngh
ị
ch
đ
ả
o
cu
ố
i
Ol
igoc
en
-
M
iocen
s
ớ
m
TN
ĐB
Thềm Thanh Nghệ
_
Hướng ảoBạch Long Vĩ

Đ
ị
a
h
à
o
ngh
ị
ch
đ
ả
o
cu
ố
i
Ol
igoc
en
-
M
iocen
s
ớ
m
TN
ĐB
Thềm Thanh Nghệ
_
Đ
ị

a
h
à
o
ngh
ị
ch
đ
ả
o
cu
ố
i
Ol
igoc
en
-
M
iocen
s
ớ
m
TN
ĐB
Thềm Thanh Nghệ
_
Hướng ảoBạch Long Vĩ
Hình 7.14. Lát cắt qua cấu tạo PA trong đới nghòch đảo Oligocen Bạch Long Vó
197
Chương 7. Bể trầm tích Sông Hồng và tài nguyên dầu khí

Hình 7.16. Cấu tạo Tê Giác (lô 111) nằm kề áp lên móng của thềm Thanh - Nghệ (theo Sceptre, 1992)
Hình 7.15. Cấu tạo quả Vải (lô 104) trên thềm đơn nghiêng Thanh - Nghệ (theo OMV, 1999)
198
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
lớp có tuổi Paleozoi đến Meozoi. Nhiều
nơi, thềm được phủ bằng lớp carbonat thềm
có tuổi Miocen giữa -muộn, như tại cấu
tạo Anh Vũ, hay Hoàng Anh, lô 112 (Hình
7.17). Nhìn chung rất ít các cấu tạo có triển
vọng dầu khí trong phạm vi phát triển của
thềm do lớp phủ trầm tích Kainozoi mỏng.
3.8. Phụ bể Huế- Đà Nẵng
Phụ bể Huế - Đà Nẵng chòu sự chi phối
của các hệ thống đứt gãy Sông Cả - Rào Nậy
- Huế trong phạm vi các lô 112 và 114. Vào
cuối Oligocen các đứt gãy ở đây là các đứt
gãy trượt bằng trái, đã tạo nên các cặp đòa
hào-đóa lũy dạng bậc thang (en-echallon).
Trong phụ bể này quan trọng nhất là đòa hào
Anh Vũ - Đà Nẵng và đới nâng Hải Yến -
Bạch Tró - Thần Nông. Phần lớn các khối
móng ở đây được nâng lên trước Oligocen
sớm và tiếp tục được phát triển đồng trầm
tích trong Miocen sớm. Một đôi nơi, trong
các đòa hào hẹp, có hoạt động nghòch đảo
kiến tạo cuối Oligocen-Miocen sớm như
ở cấu tạo Voi lô 111 (hình 7.18), cấu tạo
Kim Tước lô 114 (hình 7.19). Trên các đới
nâng là các cấu tạo phát triển kế thừa trên
móng đá vôi tuổi Devon giữa-muộn có khả

năng chứa dầu khí như ở các cấu tạo Hải
Yến, Bạch Tró (Hình 7.20). Ngoài ra trong
phụ bể Huế-Đà Nẵng còn có nhiều cấu tạo
khép kín bốn chiều trong trầm tích Miocen
(cấu tạo Đại Bàng, lô 112 (hình 7.21) và
một vài cấu tạo ám tiêu carbonat nhỏ.
3.9. Đới nâng Tri Tôn
Đới nâng Tri Tôn là đới nhô cao của
móng ở phía Nam bể Sông Hồng, mà trên
đó có lớp phủ là trầm tích vụn Oligocen, đá
vôi nền (platform carbonate) và khối xây
carbonat - ám tiêu san hô (carbonate build-
Hình 7.17. Cấu tạo Anh Vũ và Hoàng Anh (lô 112) trên thềm đơn nghiêng Đà Nẵng
199
Chương 7. Bể trầm tích Sông Hồng và tài nguyên dầu khí
Hình 7.19. Cấu tạo Kim Tước (lô 114), nghòch đảo trong Miocen sớm, phụ bể Huế - Đà Nẵng
(theo Shell,1990)
Hình 7.18. Cấu tạo Voi (lô 111), phụ bể Huế-Đà Nẵng
200
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
Hình 7.20. Cấu tạo Bạch Tró, móng đá vôi Devon, lô 112, phụ bể Huế - Đà Nẵng (theo PIDC,1998)
Hình 7.21. Cấu tạo Đại Bàng, lô 112, phụ bể Huế - Đà Nẵng (theo Shell, 1993)
201
Chương 7. Bể trầm tích Sông Hồng và tài nguyên dầu khí
ups/reefal carbonate) tuổi Miocen giữa
- muộn. Theo các kết quả nghiên cứu của
Nguyễn Mạnh Huyền năm 1998 và mới
đây năm 2002 đới này có chiều dài khoảng
hơn 500 km, phần phát triển rộng nhất và
cao nhất là ở lô 121-120, sau khi qua các

lô 119-118-117 (Hình 7.22) thì nhỏ dần và
chìm dần về phía lô 113. Thực tế, khi liên
kết và tổng hợp các tài liệu đòa chấn vùng
lô 115, lô 113, Đông lô 111, tài liệu kế
cận của Trung Quốc và đặc biệt là tài liệu
trọng lực vệ tinh cho thấy đới nâng Tri Tôn
không dừng lại ở phía Nam lô 115 như một
số công bố trước đây, mà thực tế còn phát
Hình 7.22. Cấu tạo carbonat Cá Voi Xanh, lô 118, đới nâng Tri Tôn (theo BP, 1992)
Hình 7.23. Cấu tạo C (carbonat), lô 113 (theo PVSC, 1998)
B
B
9
5
-
0
5
3
5
B
B
9
5
-
0
5
1
5
B
B

9
5
-
0
6
1
0
B
B
9
5
-
0
7
2
5
0510
km
B
B
9
5
-
0
6
2
0
B
B
9

5
-
5
4
5
0
A
B
B
9
5
-
5
4
9
5
B
B
9
5
-
5
5
2
0
Prospect 113B
Prospect 113C
Prospect 113D
Prospect 113A
Prospect 111A

LD 14-1-18
LD 14-1-1
LD 15-1-2
LD 21-1-1
LD 20-1-1
LD 20-1-2
108
0
10' E
108
0
20' E 108
0
30' E 108
0
40' E
108
0
10' E 108
0
20' E 108
0
30' E 108
0
40' E
17
0
30' E
17
0

20' E
17
0
10' E
17
0
00' E
115
114
113
111
UPPER PLIOCENE
LOWER MIOCENE
DRILLED WELL (CNOC)
T
U
R
B
I
D
I
T
E
S
Z
O
N
E
202
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam

triển tiếp tục khá rõ đến lô 113 (qua cấu tạo
113 C, 113 D, hình 7.23), thậm chí có thể
còn tồn tại ảnh hưởng của carbonat ở Đông
lô 111 và tiếp tục ven rìa Đông lô 110. Phía
Đông các lô 113, 111, 110 đới nâng này
phát triển kề cận một thềm dốc hiện đại có
tuổi Pliocen - Đệ Tứ, nghiêng từ thềm Dinh
cơ (đảo Hải Nam) ra tâm bể (có cấu trúc
tương tự như phía Đông các lô 120 - 121 ở
phía Nam). Do phần này của đới nâng nằm
ở độ sâu lớn với môi trường biển sâu (trong
quá khứ), nên trầm tích carbonat không còn
dày, hơn thế nữa trên đới nâng bò phủ một
lớp sét Pliocen - Đệ Tứ quá dày (khoảng
hơn 2000 m) nên việc quan sát nó trên mặt
cắt đòa chấn sẽ khó khăn hơn nhiều so với
vùng phía Nam.
Một loạt các phát hiện khí trên các cấu
tạo khối xây carbonat/san hô ám tiêu ở đới
nâng Tri Tôn cho thấy các tầng chứa có chất
lượng rất tốt với độ rỗng trung bình 20-30%
như đã thấy ở các giếng khoan 115-A-1X,
118-STB-1X, 118-CVX-1X, 119-CH-1X.
3.10. Đòa hào Quảng Ngãi
Đòa hào Quảng Ngãi là một đòa hào
hẹp, là phần đuôi phía Nam của bể Sông
Hồng, nằm kẹp giữa thềm Đà Nẵng và đới
nâng Tri Tôn từ lô 116 đến lô 121 và thông
với bể nước sâu Phú Khánh ở phía Nam.
Trầm tích trong đòa hào có thể dày đến 8-9

km, bao gồm trầm tích từ Eocen đến hiện
đại. Đặc biệt pha phun trào cuối Miocen
- Pliocen hoạt động mạnh tại đây, nhất là
phần phía Tây lô 120. Đòa hào này có cấu
trúc đơn giản với hình cắt ngang như một
lõm sâu oằn võng. Trong đó không có những
cấu tạo khép kín 3 hoặc 4 chiều, nhưng có
nhiều quạt cát tuổi Miocen có chất lượng
chứa tốt (hình 7.24). Đòa hào Quảng Ngãi
là một trong những khu vực sinh chính của
phần phía Nam bể Sông Hồng.
3.11. Đòa hào Lý Sơn
Đòa hào Lý Sơn (cách đấy không xa
là đảo Lý Sơn, huyện Lý Sơn, tỉnh Quảng
Ngãi) nằm phía Đông đới nâng Tri Tôn,
chủ yếu trong phạm vi phía Đông các lô
Hình 7.24. Quạt cát bẫy đòa tầng, cấu tạo Bạch Tuộc trong đòa hào Quảng Ngãi, lô 118 (theo BP, 1995)
118-BT-1X118-BT-1X
203
Chương 7. Bể trầm tích Sông Hồng và tài nguyên dầu khí
117-118 và phía Tây các lô 141-142, còn
phía Nam và Đông Nam tiếp giáp với Đới
nâng Hoàng Sa. Đòa hào Lý Sơn còn có
nhiều tên khác, có tác giả gọi là Trũng Tri
Tôn hoặc đòa hào Đông Tri Tôn, còn công
ty BP đã có lúc gọi nó là đới Rift Đông-
Bắc (NE Rift Province-NERP). Trầm tích
là các mảnh vụn lấp đầy các đòa hào và bán
đòa hào hình thành trong thời kỳ tạo Rift
Eocen-Oligocen. Hiện tại đới này nằm rất

sâu dưới mực nước biển từ 500 đến 1.500
m. Về cấu trúc đòa hào Lý Sơn phân bố theo
hướng tây nam - đông bắc (như hướng cấu
trúc của đới nâng Trường Sa). Có thể trong
các đòa hào này nguồn đá mẹ đầm hồ sẽ rất
tốt, nhưng hiện tại chưa được nghiên cứu
và đặc biệt trong đới này có rất nhiều cấu
tạo triển vọng như Cá Chuồn, Cá Lăng, Rái
cá, Cá Đao, Cá Ngựa (Hình 7.25). Năm
1996, Công ty BP đã bổ sung vào đây mạng
lưới đòa chấn đủ dày, phát hiện được nhiều
cấu tạo triển vọng hoàn chỉnh, nhưng do
mực nước sâu nên chưa có điều kiện khoan
thăm dò.
3.12. Thềm đơn nghiêng Tây Hải Nam
Nằm ở bờ phía Đông Vònh Bắc Bộ,
chạy dọc phía Tây đảo Hải Nam là Thềm
đơn nghiêng Tây Hải Nam (còn gọi là thềm
Dinh Cơ). Thềm nghiêng thoải từ đảo Hải
Nam rồi đổ dốc về phía Tây vào trung tâm
bể Sông Hồng. Đá móng tạo thềm cũng bao
gồm các loại trầm tích Paleozoi - Mesozoi
(gần giống với thềm Thanh - Nghệ) và lớp
phủ trầm tích chủ yếu là Miocen - Đệ Tứ
mỏng dưới 1.000 m, nằm trong lãnh hải
Trung Quốc.
4. Đòa tầng, trầm tích và môi trường
Đòa tầng của bể Sông Hồng tương đối
phức tạp bao gồm móng trước Đệ Tam,
trầm tích Paleogen, trầm tích Neogen và

Hình 7.25. Cấu tạo Cá Lăng trong Đòa hào Lý Sơn, lô 118 (theo BP, 1994)
204
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
trầm tích Pliocen - Đệ Tứ đã được nghiên
cứu chi tiết trong chương 6. Bởi vậy, trong
chương này sẽ chỉ nêu khái quát những nét
chính với mục tiêu nghiên cứu đánh giá tiềm
năng dầu khí. Hình 7.26 là cột đòa tầng tổng
hợp bể Sông Hồng một cách khái quát từ
phía Bắc (bên trái cột đòa tầng) xuống phía
Nam (bên phải cột đòa tầng). Trên đó cho
thấy móng, lớp phủ, thành phần thạch học
và môi trường trầm đọng của chúng biến
đổi từ Bắc vào Nam. Đồng thời, một cách
tương đối, còn cho thấy các bất chỉnh hợp
chính đóng vai trò quan trọng, mức độ bào
mòn, sự thiếu vắng trầm tích và hệ thống
dầu khí trong thang đòa tầng đó.
4.1. Móng trước Đệ Tam
Móng trước Đệ Tam ở khu vực MVHN
và lân cận lộ ra khá đa dạng tại các đới
rìa ngoài và phân thành nhiều đới thành hệ
Hình 7.26. Cột đòa tầng khái quát từ Bắc vào Nam Bể Sông Hồng
( N.M.Huyền 1998, hiệu chỉnh & bổ sung năm 2004)