Xác định đới chuyển tiếp, ranh giới dầu nước và các thông số vật lý thạch học của tầng sản phẩm R7-cấu tạo X lô 11.1 bồn trũng Nam Côn Sơn

Đại học Mỏ - Địa chất Luận văn tốt nghiệp
Lời mở đầu
Những bài báo, những đoạn phim tài liệu ngày ấy- giới thiệu về ngành công
nghiệp dầu khí nước nhà, sự phát triển ngày một lớn mạnh, những đóng góp to lớn
của ngành đến sự phát triển nền kinh tế của đất nước, và nhất là điều kiện môi
trường sống, học tập và làm việc của các kỹ sư trong ngành đã khiến cậu bé như tôi
nuôi ước vọng mai này lớn lên cũng trở thành kỹ sư ngành dầu khí được công tác
trong ngành. Và giờ đây nhớ lại những suy nghĩ cũng thật ngây thơ ấy, những suy
nghĩ thuở ban đầu đã theo tôi đến bây giờ- thì chỉ còn mấy ngày nữa là tôi sẽ tốt
nghiệp chuyên ngành Địa chất dầu khí, cơ hội có thách thức có nhưng trải qua năm
năm học, được các thầy các cô quan tâm, tận tình dạy bảo, truyền đạt kiến thức thì
sự tin tưởng về một tương lai như lúc xưa chỉ càng làm tôi thêm quyết tâm và cố
gắng phần đấu.
Được sự giới thiệu của bộ môn Địa chất dầu, sự đồng ý của lãnh đạo công ty
Côn Sơn JOC cũng như phòng tìm kiếm thăm dò của của quí công ty tôi đã có 2
tháng thực tập tốt nghiệp tại quí công ty. Nhờ sự hướng dẫn của các thầy các cô
trong bộ môn và sự quan tâm của lãnh đạo công ty- chú Hoàng Phước Sơn, sự chỉ
bảo tận tình của chị Phan Thị Nguyệt Minh trong quá trình thực tập, cũng như sự chỉ
bảo của các chú, các anh chị trong phòng tìm thăm dò công ty Côn Sơn đã giúp tôi
định hướng và thu thập đầy đủ tài liệu chuẩn bị cho đề tài đồ án tốt nghiệp của mình
theo chuyên đề “Xác định đới chuyển tiếp, ranh giới dầu nước và các thông số
vật lý thạch học của tầng sản phẩm R7-cấu tạo X lô 11.1 bồn trũng Nam Côn
Sơn”.
Về trường với tài liệu thu thập được, dưới sự hướng dẫn của thầy giáo - TS. Lê
Hải An và sự nỗ lực của bản thân, tôi đã hoàn thành luận văn tốt nghiệp của mình.
Qua đây tôi xin gửi lời cảm ơn chân thành nhất tới thầy giáo của tôi- thầy An. Mặc
dù công việc còn bộn bề nhưng thầy vẫn luôn quan tâm và dành thời gian chỉ bảo,
định hướng và giúp đỡ tôi hoàn thành đồ án này. Bên cạnh đó tôi cũng xin gửi lời
cảm ơn đến các thầy, các cô trong tổ bộ môn cũng như các chú, các anh chị trong
công ty Côn Sơn- những người đã tạo điều kiện tốt nhất cho tôi hoàn thành được đồ
án. Và sự biết ơn to lớn đến cha mẹ tôi, những người thân trong gia đình tôi luôn

dành cho tôi những gì tốt đẹp nhất. Và cuối cùng là những người bạn của tôi, những
người đã lên lớp, chia sẻ bài học cùng tôi trong suốt năm năm qua.
Mặc dù đồ án tôi đã hoàn thành nhưng sẽ không tránh khỏi những sai sót. Do đó
tôi rất mong có sự xem xét, đóng góp ý kiến từ phía các thầy các cô và các bạn để
SV Nguyễn Công Tuấn Lớp Địa chất dầu khí K49
i
Đại học Mỏ - Địa chất Luận văn tốt nghiệp
tôi có thể hoàn thiện hơn cho đồ án cũng như bổ xung về mặt kiến thức cho bản
thân.
Tôi xin chân thành cảm ơn!
Hà Nội ngày 15/06/2009
Sinh viên NGUYỄN CÔNG TUẤN
Lớp Địa chất dầu khí K49
SV Nguyễn Công Tuấn Lớp Địa chất dầu khí K49
ii
Đại học Mỏ - Địa chất Luận văn tốt nghiệp
MỤC LỤC
Trang
SV Nguyễn Công Tuấn Lớp Địa chất dầu khí K49
iii
Đại học Mỏ - Địa chất Luận văn tốt nghiệp
DANH MỤC HÌNH VẼ
Trang
DANH MỤC BẢNG BIỂU
Trang
SV Nguyễn Công Tuấn Lớp Địa chất dầu khí K49
iv
Đại học Mỏ - Địa chất Luận văn tốt nghiệp
CHƯƠNG 1: VỊ TRÍ ĐỊA LÍ – KINH TẾ - NHÂN VĂN KHU VỰC
1.1 Đặc điểm địa lí tự nhiên

1.1.1 Vị trí địa lí, đặc điểm địa hình địa mạo
Hình 1. 1: Bản đồ vị trí lô 10, 11.1
SV Nguyễn Công Tuấn Lớp Địa chất dầu khí K49
1
Đại học Mỏ - Địa chất Luận văn tốt nghiệp
Khu vực công ty Côn Sơn JOC tìm kiếm thăm dò dầu khí là toàn bộ 2 lô 10 và
11.1 cùng nằm trong bồn trũng Nam Côn Sơn ngoài khơi biển Vũng Tàu, cách biệt
với bồn trũng Cửu Long ở phía bắc bởi đới nâng Côn Sơn. Lô 10 nằm ở rìa phìa tây
bồn trũng Nam Côn Sơn có diện tích 4.565 km
2
, lô 11.1 nằm liền kề với phía nam lô
10 có diện tích 3.350 km
2
với tọa độ địa lí giới hạn hai lô như trên bản đồ (hình 1.1).
Vùng nghiên cứu cách thành phố vũng tàu về phía đông nam 230 km với độ sâu
mực nước biển thay đổi từ 60- 100 m.
1.1.2 Đặc điểm khí hậu thủy văn
Thềm lục địa miền nam nói chung và vùng nghiên cứu nói riêng nằm ở vùng có
khí hậu nhiệt đới gió mùa điển hình, một năm có hai mùa: mùa khô và mùa mưa.
• Mùa mưa bắt đầu từ tháng 5 đến tháng 10, thời gian này có gió mùa Tây
Nam.
• Mùa khô bắt đầu từ tháng 11 đến tháng 4 năm sau, thời gian này có gió mùa
Đông Bắc.
Nhiệt độ trung bình hàng năm là 27 độ C, tháng thấp nhất khoảng 24 độ C,
tháng cao nhất khoảng 29 độ C. Số giờ nắng rất cao, trung bình hàng năm khoảng
2400 giờ. Khí hậu miền này ít biến động nhiều trong năm, hiếm có bão. Lượng mưa
trung bình 1500 mm.
Ảnh hưởng đáng kể nhất cho công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí là vào mùa
mưa thường có bão và khi mùa khô lại có gió mùa Đông Bắc thổi mạnh. Các cơn
bão, gió lớn gây ra nhiều khó khăn, hạn chế cho công tác tìm kiếm thăm dò trong

khu vực.
1.2 Đặc điểm kinh tế nhân văn
Khu vực nghiên cứu nằm ở ngoài khơi bờ biển Việt Nam cách thành phố Vũng
Tàu về phía đông nam 230 km và thuộc thềm lục địa biển Vũng Tàu.
1.2.1 Đặc điểm giao thông
Bà Rịa - Vũng Tàu là một tỉnh miền Đông Nam bộ, phía Bắc giáp 3 huyện Long
Thành, Long Khánh, Xuân Lộc - tỉnh Đồng Nai; Phía Tây giáp huyện Cần Giờ, TP.
Hồ Chí Minh; Phía Đông giáp huyện Hàm Tân - tỉnh Bình Thuận; Phía Nam giáp
Biển Đông với hơn 305 km bờ biển, trong đó có khoảng 72 km là bãi tắm.
SV Nguyễn Công Tuấn Lớp Địa chất dầu khí K49
2
Đại học Mỏ - Địa chất Luận văn tốt nghiệp
Bà Rịa- Vũng Tàu có quốc lộ 56 đi Đồng Nai, quốc lộ 55 đi Bình Thuận, quốc
lộ 51 đi huyện Cần Giờ (Tp. Hồ Chí Minh). Vũng Tàu cách Tp.Hồ Chí Minh
129km, cách Biên Hòa (Đồng Nai) 95km, cách Nha Trang (Khánh Hòa) 513km.
Từ Hồ Chí Minh đến Vũng Tàu có xe chất lượng cao xuất phát trước chợ Bến
Thành, xe khách đi từ bến xe Miền Đông. Ngoài ra còn có tàu cánh ngầm Hồ Chí
Minh – cảng Cầu Đá (Vũng Tàu). Hiện nay có nhiều chuyến bay từ Vũng Tàu đi
Côn Đảo và ngược lại. Ngoài ra Sân Bay Vũng Tàu chủ yếu phục vụ cho máy bay
trực thăng thăm dò khai thác dầu khí.
1.2.2 Đặc điểm kinh tế xã hội
Tỉnh Bà Rịa - Vũng Tàu nằm ở vị trí rất đặc biệt, đây chính là cửa ngõ của các
tỉnh miền Đông Nam Bộ hướng ra biển Đông, hội tụ nhiều tiềm năng để phát triển
nhanh và toàn diện các ngành kinh tế biển như: Công nghiệp khai thác dầu khí ngoài
khơi, cảng biển và vận tải biển, khai thác chế biến hải sản, du lịch nghỉ ngơi tắm
biển. Vũng Tàu còn là một trong những trung tâm năng lượng, công nghiệp nặng.
Trung tâm điện lực Phú Mỹ và nhà máy điện Bà Rịa chiếm 40% tổng công suất điện
năng của cả nước. Công nghiệp nặng có: sản xuất phân đạm ure, sản xuất
polyetylen, sản xuất clinker, sản xuất thép. Bên cạnh đó, Bà Rịa - Vũng Tàu còn có
điều kiện phát triển đồng bộ giao thông đường bộ, đường biển, đường không, đường

sắt và đường ống, có thể là nơi trung chuyển hàng hóa đi các nơi trong nước và quốc
tế.
Bà Rịa - Vũng Tàu có chiều dài bờ biển phần đất liền là 100km (trong đó 75km
là bãi cát có thể sử dụng làm bãi tắm). Thềm lục địa tỉnh tiếp giáp với quần đảo
Trường Sa, nơi đây chứa đựng hai loại tài nguyên cực kỳ quan trọng là dầu mỏ và
hải sản.
Vũng Tàu là một trung tâm du lịch lớn. Sự kết hợp hài hoà giữa quần thể thiên
nhiên biển, núi cùng kiến trúc đô thị và các công trình văn hoá như tượng đài, chùa
chiền, nhà thờ... tạo cho Vũng Tàu có ưu thế của thành phố du lịch biển tuyệt đẹp,
đầy quyến rũ. Vũng Tàu không có mùa lạnh, do vậy các khu nghỉ mát có thể hoạt
động quanh năm.
Hiện nay, tỉnh Bà Rịa - Vũng Tàu có 7 đơn vị hành chính: Thành phố Vũng
Tàu, Thị xã Bà Rịa và các huyện: Long Đất, Xuyên Mộc, Châu Đức, Tân Thành,
Côn Đảo.
Diện tích tự nhiên là 1.982,2 km
2
, trong đó đất nông nghiệp 78.690 ha, chiếm
39%; đất lâm nghiệp 65.000 ha, chiếm 33%; đất chuyên dùng 4.153 ha chiếm 2,1%;
SV Nguyễn Công Tuấn Lớp Địa chất dầu khí K49
3
Đại học Mỏ - Địa chất Luận văn tốt nghiệp
đất thổ cư 8.949 ha, chiếm 4,6%; số còn lại là đất chưa khai thác. Tổng số dân cư
908.332 người. Trong đó, dân ở thành phố, thị trấn 281.549 người. Mật độ trung
bình 349,8 người/km
2
. TP. Vũng Tàu đông nhất với 912,5 người/ km
2
. Dân tộc chủ
yếu là người Việt, ngoài ra còn có người Hoa, Châu Ro, Khơ me, Mường, Tày. Lực
lượng lao động chiếm 52,56% tổng số dân.

Nhìn chung, mặc dù có những khó khăn về khí hậu cũng như một ít khó khăn về
vị trí địa lí nhưng khu vực nghiên cứu vẫn có những thuận lợi nhất định cho công
tác tìm kiếm thăm dò dầu khí.
1.3 Lịch sử nghiên cứu khu vực lô 10, 11.1
Tại lô 10 xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro đã thu nổ 1.838,5 km địa chấn 2D
vào năm 1987-1988 và sau đó nhà thầu Shell đã khảo sát bổ xung 2.726 km 2D và
652,167 km
2
địa chấn 3D. Nhà thầu Shell đã khoan ở đây 4 giếng khoan 10-ĐP-1X;
10-BM-1X; 10-TM-1X; 10-PM-1X trong đó có 3 giếng khoan có biểu hiện dầu khí
trong cát kết Mioxen và 1 giếng khoan khô (ĐP-1X). Đáng chú ý là phát hiện dầu
khí ở cấu tạo Phi Mã bởi giếng khoan 10-PM-1X và kết quả minh giải tài liệu địa
vật lý giếng khoan cùng với thử vỉa RFT của giếng khoan đã chỉ ra 29,8m chiều dày
tổng cộng của các vỉa cát chứa dầu. Trữ lượng dầu thu hồi của Phi Mã được Shell
ước tính lúc đó khoảng 7 tr thùng (~ 1 tr tấn). Với trữ lượng đó Shell coi là chưa đủ
để phát triển. Các cấu tạo còn lại trong lô 10 lại có diện tích nhỏ hẹp, Shell đã quyết
định ký thỏa thuận chuyển giao quyền lợi và nghĩa vụ của mình theo hợp đồng PSC
lô 10 cho Total ngày 27/04/1996. Tìm hiểu triển vọng không thuận lợi thì đến ngày
09/07/1996 Total tuyên bố rút khỏi hoạt động tìm kiếm trên lô 10 và kết thúc hợp
đồng PSC.
Tại lô 11.1 nhà thầu Total oil and gas international B.V đã thu nổ 5.389,3 km
địa chấn 2D vào năm 1992 và 255,564 km
2
3D trên khu vực cấu tạo Cá Chó vào
năm 1995. Sau khi xử lí và minh giải tài liệu nhà thầu đã khoan 4 giếng khoan trong
đó giếng khoan 11.1-CC-1X đã phát hiện dầu, kết quả minh giải tài liệu địa vật lý
giếng khoan khẳng định 140,6 m chiều dày hiệu dụng chứa khí và 78,4m chiều dày
hiệu dụng chứa dầu kết quả thử vỉa RFT/DST cho lưu lượng 829 th/ng đ và khí với
lưu lượng 6,155 triệu ft/ng đ và condensat 1.081 th/ng đ. Do trữ lượng nhỏ, theo
Total trữ lượng thu hồi khoảng 19 triệu thùng hơn nữa các vỉa phân bố phức tạp cả

theo phương thẳng đứng và nằm ngang. 3 giếng khoan còn lại đều khô cùng với các
cấu tạo còn lại nhỏ hẹp Total chấm dứt hợp đồng lô 11.1 hoàn trả cho PetroVietnam
ngày 31/03/1997.
SV Nguyễn Công Tuấn Lớp Địa chất dầu khí K49
4
Đại học Mỏ - Địa chất Luận văn tốt nghiệp
Ngày 08/01/2002 Côn Sơn JOC thành lập tiếp quản công việc tìm kiếm thăm dò
dầu khí toàn bộ hai lô 10, 11.1, năm 2003 nhà thầu Côn Sơn JOC đã khoan thêm
giếng khoan 10-GO-1X và gặp biểu hiện dầu khí trong cát kết Mioxen cùng với
trong đá móng nứt nẻ. Tại lô 10 đã xác định được 7 cấu tạo dạng bán vòm kề đứt
gãy và khối đứt gãy. Đá chứa là cát kết Mioxen có độ rỗng 18-25% và đá móng nứt
nẻ. Đá chắn là các tập hạt mịn xen kẽ trong lát căt trầm tích có bề dày mỏng từ 2-8
m. Đá mẹ trong phạm vi lô 10 còn trong giai đoạn chưa trưởng thành Ro từ 0,3-
0,54%. Vì vậy rủi ro trong thăm dò ở đây là vấn đề di cư và đá chắn, bẫy bị hở và
xảy ra quá trình phong hóa sinh vật HC.
Lô 11.1 xác định được 6 cấu tạo trong phạm vi của lô chủ yếu là dạng bán vòm
kề đứt gãy và khối đứt gãy, bẫy chứa là dạng hỗn hợp kiến tạo- địa tầng. Đá chứa là
cát kết tuổi Mioxen giữa có độ rỗng từ 15-24%, đá chắn là các tập hạt mịn sét bột
xen kẽ vơi phân lớp mỏng. Đá mẹ là sét và sét than có tuổi Mioxen sớm có TOC 1-
3% và HI 200-350 mg/g, khả năng sinh hỗn hợp khí dầu. Rủi ro ở đây là sự rò rỉ
hydrocacbua qua đứt gãy, mức độ khép kín bẫy bị hạn chế.
Trong suốt những năm qua trên diện tích cả hai lô Côn Sơn đã tiến hành tái xử
lý 1.830 km 2D, 700 km
2
3D, thu nổ minh giải 793 km
2
địa chấn 3D mới cùng với
việc khoan thêm 5 giếng mới thì đáng kể nhất là thành công với giếng 11.1-CC-2X
năm 2008 vừa rồi thử vỉa cho >4.000 bbl/ng đ trên toàn bộ các tầng chứa.
SV Nguyễn Công Tuấn Lớp Địa chất dầu khí K49

5
Đại học Mỏ - Địa chất Luận văn tốt nghiệp
CHƯƠNG 2: ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT KHU VỰC NGHIÊN CỨU
Cùng nằm trong bồn trũng Nam Côn Sơn, cả hai lô 10 và 11.1 cùng chịu sự chi
phối chung của yếu tố cấu trúc, địa tầng và địa chất của khu vực bồn trũng Nam
Côn Sơn. Vì vậy, việc nghiên cứu đặc điểm địa chất khu vực lô 10 và 11.1 có thể kế
thừa các nghiên cứu địa chất khu vực bồn trũng Nam Côn Sơn.
2.1 Đặc điểm cấu kiến tạo
2.1.1 Vị trí giới hạn lô 10 và 11.1
Hai lô 10 và 11.1 nằm ở rìa tây bắc của bể Nam Côn Sơn được phân cách với bể
Cửu Long bởi đới nâng côn sơn. Có đến ¾ diện tích hai lô là nằm trên đới phân dị
chuyển tiếp của bể Nam Côn Sơn. Một phần nhỏ diện tích phía đông nam lô 10 và
gần nửa diện tích phía đông lô 11.1 là nằm trên đới trũng phía đông của bể Nam
Côn Sơn.
2.1.2 Phân tầng cấu trúc
Để phân tầng cấu trúc địa chất dựa vào sự phát triển địa chất, sự biến đổi hoạt
động kiến tạo. Cấu trúc địa chất khu vực có ba tầng chính: tầng cấu trúc dưới, tầng
cấu trúc giữa và tầng cấu trúc trên.
a. Tầng cấu trúc dưới
Tầng được thành tạo bởi các pha trong thời kỳ trước Rift nhìn chung là kiến tạo
vùng bình ổn, gồm toàn bộ phần móng có tuổi trước đệ tam.
Một số giếng khoan 10-PM-1X, 11.1-GC-1X…trong khu vực gặp đá móng
không đồng nhất bao gồm: granit, granodiorit, diorit, tuổi của các thành tạo này có
thể từ Jura muộn đến Creta. Nằm không chỉnh hợp trên móng không đồng nhất là
lớp phủ trầm tích Oligoxen – trầm tích hiện đại có chiều dày biến đổi từ hàng trăm
đến hàng ngìn mét. Và đây cũng là một đối tượng chứa dầu quan trọng vẫn đang
được quan tâm trong tìm kiếm của khu vực hai lô.
b. Tầng cấu trúc giữa
Bao gồm các thành tạo Oligoxen - Mioxen sớm. Các trầm tích này phủ bất chỉnh
hợp lên tầng móng tuổi trước Kainozoi, hình thành và phát triển cùng quá trình

thành tạo bể từ Oligoxen – Mioxen, dưới sự hoạt động tích cực của các hệ thống đứt
gãy Đông Bắc- Tây Nam, các pha tách giãn, tạo nên địa hình phân dị mạnh. Tầng
trầm tích trong khu vực chủ yếu là lục nguyên đôi chỗ có ít phân lóp đá vôi mỏng.
Bề dày trầm tích từ ~2.000m cho đến những địa hào, trũng sâu đạt tới 4 km trong đó
SV Nguyễn Công Tuấn Lớp Địa chất dầu khí K49
6
Đại học Mỏ - Địa chất Luận văn tốt nghiệp
phần trũng Cá Chó là sâu nhất. Trầm tích là các tập sét kết, bột kết dày xen kẽ các
tập cát kết hạt mịn và các lớp than mỏng. Đây cũng là đối tượng sinh và chứa chính
của khu vực.
c. Tầng cấu trúc trên
Là tầng trầm tích Mioxen giữa- Đệ tứ. Hình thành sau quá trình tách giãn tạo bể,
chịu ảnh hưởng của quá trình mở rộng Biển Đông tạo nên các trầm tích phủ lên các
thành tạo trước, chủ yếu là cát, sét kết, ít đá vôi mỏng, cát kết có độ chọn lọc kém.
Các tầng trầm tích phân bố rộng khắp trong bể có chiều dày tương đối ổn định ~
500m.
2.1.3 Các đơn vị cấu trúc và kiến tạo
Trên cơ sở các thông số về chiều dày, thành phần và sự phân bố các thành tạo
trầm tích cũng như các hệ thống đứt gãy, cấu trúc hai lô 10 và 11.1 được phân chia
thành các đơn vị vùng nền (platform province), vùng thềm (terrace province) và
vùng trũng (basinal area)cụ thể như sau. (hình 2.1)
a. Vùng nền (Platform province)
Nằm ở phía tây của hai lô chiếm đến gần ¾ diện tích hai lô. Đây là phần phát
triển dọc rìa đông nam của đới nâng Côn Sơn, với hệ đứt gãy ưu thế có phương
đông bắc- tây nam và á kinh tuyến. Nhìn chung, các đứt gãy có biên độ tăng dần
theo vị trí từ tây sang đông (từ vài trăm mét đến 1.000-2.000m). Địa hình móng có
dạng bậc thang, chìm nhanh về đông nam, sâu nhất 6.000m. Phủ trên móng chủ yếu
là các trầm tích từ Mioxen đến Đệ tứ. Các trầm tích Oligoxen có bề dày không lớn
và vắng mặt ở phần tây, tây bắc của vùng, nói chung bị vát mỏng nhanh theo hướng
từ đông sang tây và đông nam lên tây bắc. Trong vùng này đã phát hiện các cấu trúc

vòm kề đứt gãy, phương đông bắc- tây nam và thường bị đứt gãy phân cắt thành các
khối. Nói chung, vùng nền trong hai lô này là vùng có rủi ro cao do nằm cách xa
nguồn đá mẹ.
b. Vùng thềm (Terrace province)
Vùng thềm nằm ở gần giữa hai lô dọc theo phía đông vùng nền. Vùng phát triển
kéo dài hướng đông bắc – tây nam dọc hệ đứt gãy cùng phương ở phía bắc và các
đứt gãy hướng á kinh tuyến ở phía nam. Bề dày trầm tích vùng thềm từ 2-3 km.
SV Nguyễn Công Tuấn Lớp Địa chất dầu khí K49
X
7
Đại học Mỏ - Địa chất Luận văn tốt nghiệp
Hình 2. 1: Bản đồ kiến tạo, vùng triển vọng- khu vực
SV Nguyễn Công Tuấn Lớp Địa chất dầu khí K49
8
Đại học Mỏ - Địa chất Luận văn tốt nghiệp
Nhiều cấu tạo vòm, bán vòm phát triển kế thừa trên các khối móng ở đây. Hiện
đã có 4 giếng khoan thăm dò tại khu vực này 11.1-CN-1X, 11.1-CPD-1X, 11.1-CH-
1X, 10-DP-1X, nhưng hầu hết các giếng khoan này đều không có biểu hiện dầu khí.
Nguyên nhân có thể kể do các cấu tạo này nằm ở vị trí không thuận lợi nhu: xa tầng
sinh, bị chắn bởi đứt gãy hoạc đứt gãy bị hở,… Địa hình móng phân dị mạnh từ phía
tây sang đông (hình 2.2). Thành phần móng chủ yếu là các thành tạo granit,
granodiorit. Trong suốt quá trình phát triển địa chất từ Eoxen đến Mioxen, vùng
thềm đóng vai trò như một dải nâng, nhưng từ Plioxen đến Đệ tứ nó tham gia vào
quá trình lún chìm khu vực chung của bể- giai đoạn phát triển thềm lục địa hiện đại.
Hình 2. 2: Lược đồ mặt cắt NW-SE qua lô 10
c. Vùng trũng (Basinal area)
Vùng trũng này nằm phía đông và chiếm ¼ diện tích lô 11.1 cung với phần nhỏ
đông nam lô 10. Đới trũng là phần sụt sâu phía đông dọc theo hệ đứt gãy hướng bắc
nam, đông bắc – tây nam. Đây là vùng triển vọng dầu khí đã được xác định của hai
lô. Móng ở đây có chiều sâu từ 4-6 km và còn tiếp tục chìm sâu hơn về đông nam để

nối liền với đới trũng Nam Côn Sơn thuộc lô 5 và phía đông lô 11.2. Hệ đứt gãy
trong trũng đã tái hoạt động tích cực vào giai đoạn Mioxen sớm – giữa và tạo nên sự
cách biệt lớn về đặc điểm cấu trúc, trầm tích giữa phần bể ở phía đông và phần rìa
bể ở phía tây này. Trong đới đã phát hiện các cấu trúc vòm, vòm kề đứt gãy, dạng
vòm cuốn song độ sâu chôn vùi của các cấu trúc này là khá lớn.
2.1.4 Lịch sử phát triển địa chất
SV Nguyễn Công Tuấn Lớp Địa chất dầu khí K49
9
Đại học Mỏ - Địa chất Luận văn tốt nghiệp
Lịch sử phát triển của lô 10 và 11.1 gắn liền với lịch sử phát triển của bể NCS.
Nó nằm quá trình tách giãn Biển Đông và được chia làm 3 giai đoạn chính: Giai
đoạn trước tách giãn (PleoXen – Eoxen), giai đoạn đồng tách giãn (Oligoxen –
Mioxen sớm), giai đoạn sau tách giãn (Mioxen sớm - Đệ Tứ).
a. Giai đoạn trước tách giãn (Pre – rift): Paleogen – Eoxen
Trong giai đoạn này chế độ kiến tạo toàn khu vực nhìn chung bình ổn, xảy ra
quá trình bào mòn và san bằng
địa

hình

cổ. Tuy nhiên một số nơi vẫn có thể tồn tại
những trũng giữa núi. Ở phần

trung

tâm

của

bể

có

khả

năng

tồn

tại

các

thành

tạo
molas và

các

đá

núi

lửa

có

tuổi

Eoxen như đã bắt gặp trên lục địa.
b. Giai

đoạn

đồng

tách

giãn

(Syn-rift):

Oligoxen

-

Mioxen

sớm
Ðây

là

giai

đoạn

chính

thành

tạo

bể

gắn

liền

với

tách

giãn

Biển

Ðông.

Sự

mở
rộng

của

Biển

Ðông

về

phía

Ðông

cùng

với

hoạt

động

tích
cực

của

hệ

thống

đứt
gãy

Ðông

Bắc

-

Tây

Nam

đã

làm

xuất

hiện

địa

hào trung

tâm

của

bể

kéo

dài

theo

hướng

Ðông

Bắc

-

Tây

Nam

và

dọc

theo

các đứt

gãy

này

đã

có

phun

trào

hoạt
động.

Các

thành

tạo

trầm

tích

Oligoxen

- Mioxen

sớm

gồm

các

trầm

tích

vụn

chủ
yếu

thành

tạo

trong

các

môi

trường thuỷ

triều

nước

lợ

(brackish

littoral

zone)

với
các

tập

sét

kết,

bột

kết

dày xen

kẽ

cát

kết

hạt

mịn

và

môi

trường

tam

giác

châu
dưới

(lower

delta

plain) gồm

cát

kết

hạt

mịn,

bột

kết,

sét

kết

với

các

lớp

than
mỏng.

Pha

chuyển động

kiến

tạo

nâng

lên

vào

Mioxen

giữa

đã

chấm

dứt

giai
đoạn

này

và

làm thay

đổi

bình

đồ

cấu

trúc

của

bể hình thành bất chỉnh hợp khu vực
cuối Oligoxen – đầu Mioxen.
c. Giai

đoạn

sau

tách

giãn

(Post-rift):

Mioxen

giữa

-

Ðệ

Tứ
Do ảnh hưởng của sự giãn đãy và tiếp tục mở rộng Biển Đông, đồng thời kèm
theo sự dâng cao mực nước biển đã gây nên hiện tượng biển tiến, diện tích trầm
đọng được mở rộng đã hình thành hệ tầng Dừa và hệ tầng Thông Mãng Cầu phân
bố rỗng rãi trong bể từ Tây sang Đông. Song ở phần phía Đông của bể do ảnh
hưởng của pha căng giãn xảy ra chủ yếu vào thời kỳ Mioxen giữa tạo thành các
trầm tích có tướng từ biển nông đến biển sâu. Trong giai đoạn này nhìn chung chế
độ kiến tạo khá bình ổn hơn so với giai đoạn trước Song ở một số nơi vẫn quan sát
thấy sự nâng lên bào mòn và cắt cụt một số cấu tạo dương đã có (ở các lô 04. 05).
Về

tổng

thể

chế

độ

kiến tạo

oằn

võng

và

lún

chìm

nhiệt,

đi

kèm

các

pha

biển

tiến
và

ngập

lụt

khống chế

chính

trên

diện

tích

toàn

bể.

Hầu

hết

các

đứt

gãy

đều

kết
thúc

hoạt động

vào

cuối

Mioxen.

Trong

Plioxen

-

Ðệ

Tứ

phát

triển

thềm

lục

địa,

bình

đồ

cấu

trúc

không

còn

mang

tính

kế

thừa

các

giai

đoạn

trước,

ranh

giới

giữa
SV Nguyễn Công Tuấn Lớp Địa chất dầu khí K49
10
Đại học Mỏ - Địa chất Luận văn tốt nghiệp
các

trũng

gần

như

được

đồng

nhất

trong

phông

chung

khu

vực.
2.2 Địa tầng và môi trường trầm tích

Địa tầng trầm tích lô 10 và 11.1 có tuổi từ Oligoxen đến hiện tại. Tuy nghiên, tất
cả các giếng khoan trong khu vực hai lô hiếm bắt gặp trầm tích Oligoxen mà chỉ
dừng lại ở hệ tầng Mioxen dưới. Trên cơ sở kết quả các giếng khoan trong hai lô và
trong khu vực, địa tầng các thành hệ được mô tả từ dưới lên trên như sau.
Cột địa tầng tổng hợp lô 10, 11.1 (hình 2.3).
2.2.1 Hệ Paleogen
Thống Oligoxen
Hệ tầng Cau (E
3
c):
Tất cả các giếng khoan trong lô 10 và 11.1 chưa bắt gặp hệ tầng Cau do chiều
sâu chôn vùi trầm tích phía trên quá lớn. Tài liệu địa chấn cho thấy trầm tích hệ tầng
Cau có thể tồn tại ở những vùng trũng sâu (địa hào Phi Mã- Cá Chó) và vắng mặt ở
phần tây và tây bắc của khu vực lô 10 và 11.1. Kết quả nghiên cứu khu vực của
TOGI, SHELL và Viện Dầu Khí cho rằng: phần trầm tích Oligoxen dưới có thể
được lắng đọng trong môi trường đầm hồ với thành phần cát kết lục nguyên hạt thô:
phần Oligoxen trên có thể được lắng đọng trong môi trường sông ngòi- đầm hồ với
thành phần cát kết lục nguyên hạt thô chủ yếu xen kẹp các tập sét chứa vật chất hữu
cơ. Các tập cát kết của hệ tầng Cau được đánh giá là không có tiềm năng chứa,
ngược lại các tập sét kết đầm hồ chứa hàm lượng vật chất hữu cơ cao, được xem là
tầng sinh dầu khí quan trọng trong khu vực lô 10 và 11.1 cũng như toàn bộ bồn
trũng Nam Côn Sơn.
2.2.2 Hệ Neogen
Thống Mioxen
Phụ thống Mioxen dưới - Hệ tầng Dừa (N
1
1
d):
Trầm tích của hệ tầng Dừa được lắng đọng trong môi trường trầm tích tương
đối đa dạng và vắng mặt ở một số khu vực (Bảo Mã). Phần dưới cùng của hệ tầng

bao gồm các trầm tích sông ngòi cho đến tam giác châu với chiều dày thay đổi từ
200 cho đến 700 m. Thành phần chủ yếu là cát kết và sét kết xen kẹp chứa nhiều tập
than. Các tập than này được đánh giá có tiềm năng sinh dầu khí cho khu vực. Phần
trên của hệ tầng Dừa được lắng đọng chủ yếu trong môi trường tam giác châu- biển
nông với chiều dày thay đổi từ 100 đến 500 m, thành phần chủ yếu là cát kết xen các
SV Nguyễn Công Tuấn Lớp Địa chất dầu khí K49
11
Đại học Mỏ - Địa chất Luận văn tốt nghiệp
tập sét kết. Cát kết hạt mịn đến trung, xi măng sét vôi, gắn kết từ trung bình đến tốt.
Các tập cát kết của phâng này được đánh giá có tiềm năng chứa sản phẩm khá.
2.2.3 Hệ Neogen
Thống Mioxen - Phụ thống Mioxen giữa
Hệ tầng Thông-Mãng Cầu (N
1
2
t-mc):
Nóc của hệ tầng trầm tích Thông- Mãng Cầu tương ứng với tập HR10 ở lô 11.1
và H30 ở lô 10. Hệ tầng Thông được lắng đọng trong môi trường biển nông ven bờ.
Chiều dày trầm tích thay đổi từ 500- 700 m ở khu vực tây bắc lô 10 và đạt chiều dày
1.600-1.700 m ở khu vực trung tâm trũng Cá Chó- Phi Mã. Vào thời kỳ Mioxen
giữa khu vực địa hào Phi Mã- Cá Chó là trung tâm trầm đọng (depocenter) của bồn.
Dựa vào đặc trưng thạch học, hệ tầng này có thể chia thành hai phần:
٭ Phần dưới được đặc trưng bởi các tập cát kết, sét kết xen kẹp với hàm lượng
sét tăng dần theo chiều sâu. Một ít lớp mỏng đá vôi cũng bắt gặp ở hầu hết các giếng
khoan. Phần phía dưới của phụ hệ tầng chứa thành phần vật chất hữu cơ với hàm
lượng thấp. Một số giếng khoan trong khu vực đã bắt gặp một số tập cát kết chứa
dầu khí trong phụ hệ tầng này.
٭ Phần trên được đặc trưng bởi các lớp cát sét xen kẹp chứa cacs lớp mỏng đá
vôi và macnơ. Cát kết hạt mịn đến trung, xi măng chứa hàm lượng vôi thấp. Sét kết
chứa nhiều thành phần vôi. Với hàm lượng sét tăng dần theo chiều sâu và đặc biệt

một số tập sét kết dày bắt gặp ở một số giếng khoan, phụ hệ tầng này được đánh giá
là tập chắn khu vực.
2.2.4 Hệ Neogen
Thống Mioxen - Phụ thống Mioxen trên
Hệ tầng Nam Côn Sơn (N
1
3 ncs):
Với môi trường trầm tích biển nông trong- giữa và có thể biển sâu ở phần rìa
phía đông của hai lô, sau quá trình tạo bồn (post-rift), hệ tầng Nam Côn Sơn có
chiều dày trầm tích từ 200- 500 m ở vùng rìa tây bắc lô 10 và đạt chiều dày 800-
1.400 m ở vùng phía đông trung tâm. Thành phần bao gồm các tập cát và cát kết dày
xen kẹp các tập sét, sét kết và một ít lớp mỏng đá vôi. Cát và cát kết có độ hạt từ
mịn đến trung bình, độ chọn lọc tốt, xi măng chủ yếu sét và sét vôi. Các tập sét và
sét kết chứa hàm lượng vôi tương đối cao. Một số lớp mỏng đá vôi cũng bắt gặp ở
tất cả các giếng khoan 11.1-CH-1X nằm phần phía tây của lô 11.1 bắt gặp một số
SV Nguyễn Công Tuấn Lớp Địa chất dầu khí K49
12
Đại học Mỏ - Địa chất Luận văn tốt nghiệp
tập than mỏng. Các lớp than mỏng này có thể được lắng đọng trong môi trường
châu thổ ven biển.
2.2.5 Hệ Neogen
Thống Plioxen - Hệ tầng Biển Đông (N
2
bd):
Đây là hệ tầng trên cùng được lắng đọng trong môi trường biển nông dưới điều
kiện hoạt động kiến tạo tương đối bình ổn. Hệ tầng có diện phân bố gần như đều
trên toàn bộ bồn trũng Nam Côn Sơn nói chung và khu vực lô 10 và 11.1 nói riêng
với chiều dày khoảng 400- 800 m. Thành phần chủ yếu là cát, cát kết xen kẹp một ít
lớp mỏng sét và sét kết. Chỉ số cát – sét của hệ tầng này rất cao và hàm lượng sét
tăng dần về phía đông của khu vực. Cát kết có độ hạt từ mịn đến thô, độ chọn lọc

kém, chứa nhiều mảnh đá, glauconite, giàu mica và mảnh vỏ sò.
SV Nguyễn Công Tuấn Lớp Địa chất dầu khí K49
13
Đại học Mỏ - Địa chất Luận văn tốt nghiệp
Hình 2. 3: Cột địa tầng tổng hợp lô 10, 11.1
SV Nguyễn Công Tuấn Lớp Địa chất dầu khí K49
14
Đại học Mỏ - Địa chất Luận văn tốt nghiệp
2.3 Hệ thống dầu khí lô 10 và 11.1
2.3.1 Tầng sinh
Các nghiên cứu địa hóa về bồn trũng Nam Côn Sơn đã xác định được các tập đá
mẹ sinh dầu khí chính có tuổi từ Oligoxen đến Mioxen giữa. Tuy nhiên các giếng
khoan trong khu vực lô 10 và 11.1 chỉ bắt gặp các tập đá sinh thuộc hệ tầng Mioxen
dưới đến trung, còn tầng sinh Oligoxen ít băt gặp do độ sâu chôn vùi lớn hoặc bị bào
mòn ở những vùng nâng cao.
Trầm tích Mioxem trên qua kết quả từ các phương pháp đánh giá đá mẹ cho
thấy tiềm năng sinh cũng như mức độ trưởng thành của vật chất hữu cơ còn thấp và
tầng hoàn toàn không có ý nghĩa về mặt sinh thành dầu khí.
Các tập trầm tích Mioxen trung bao gồm chủ yếu các tập cát xen kẹp các tập sét
và than mỏng, được lắng đọng trong môi trường từ tam giác châu, ven biển và biển
nông. Trong hệ tầng này, các tập sét kết mỏng có hàm lượng vật chất hữu cơ tương
đối thấp, tổng hàm lượng cacbon hữu cơ TOC thay đổi từ 0,2% đến giá trị lớn nhất
1%. Với giá trị TOC này nguồn đá sinh thuộc Mioxen trung trong khu vực lô 10 và
11.1 được đánh giá là nghèo đến trung bình. Giá trị chỉ số hydrocacbon (HI) thay
đổi từ 50 đến 270 mm/g tương ứng kerogen loại III và loại II, chứng tỏ tầng đá mẹ
sinh khí là chủ yếu. kết quả đo độ phản xạ vitrinite Ro và nhiệt độ Tmax trên một số
mẫu sườn trong các giếng khoan trong khu vực nghiên cứu cho thấy vật chất hữu cơ
thuộc thành hệ này thuộc đới đang trưởng thành chưa đạt tới pha tạo dầu. Kết quả
đó hoàn toàn phù hợp với mô hình lịch sử chôn vùi và mức độ trưởng thành vật chất
hữu cơ. Như vậy, tiềm năng đá mẹ của Mioxen trung trong lô 10 và 11.1 bắt gặp tại

các giếng khoan là rất kém. Khả năng sinh dầu khí của tầng đá mẹ này chỉ có thể tồn
tại ở những vùng trũng sâu hơn trong nội bộ hai lô và cả ở phần đông và đông nam
của hai lô.
Đối với tầng sinh Mioxen dưới, thì tiềm năng đá mẹ và mức độ trưởng thành vật
chất hữu cơ có phần tốt hơn so với Mioxen trung. Giá tri TOC trung bình của các
tập sét kết của tầng này trong các giếng khoan chủ yếu thay đổi từ 0,25- 1,5, một số
ít mẫu tại giếng khoan 11.1-CC-1X và 10-PM-1X đạt tới 2,2%. Và đặc biệt một số
tập sét than có hàm lượng TOC đạt tới 40- 50%. Các tập sét than và than mỏng
trong hệ tầng này được xem là nguồn sinh dầu khí chính cho khu vực. Khác với
Mioxen trung, giá trị HI thay đổi từ 55 đến 450 mg/g, trung bình tập trung trong
khoảng 100- 235 mg/g. với biên độ dao động lớn nó thể hiện sự tồn tại các loại
kerogen khác nhau. Theo kết quả phân tích ở 3 giếng khoan 10-PM-1X; 10-TM-1X;
SV Nguyễn Công Tuấn Lớp Địa chất dầu khí K49
15
Đại học Mỏ - Địa chất Luận văn tốt nghiệp
VÀ 11.1-CC-1X thì thành phần kerogen chủ yếu là loại II và III (hình 2.5), và chứng
tỏ rằng tầng đá mẹ sinh khí là chủ yếu (hình 2.7).
. Chỉ một ít mẫu thuộc kerogen loại I có khả năng sinh dầu. kết quả minh giải
dựa trên quan hệ phytane/n-C18 và pristane/n-C17 của TOGI và SHELL trước đây
cũng kết luận sự tồn tại tầng đá mẹ có nguồn gốc đầm hồ (lacustrine). Các giá trị
Tmax và Ro tại các giếng khoan cho thấy rằng tầng đá mẹ Mioxen dưới đang trong
giai đoạn trưởng thành và bắt đầu vào pha tạo dầu khí. Tuy nhiên ở những vùng sâu
hơn thì tầng đá mẹ này có thể đã và đang trong pha tạo dầu (oil window).
Mặc dầu, các giếng khoan trong khu vực lô 10 và 11.1 ít bắt gặp trầm tích
Oligoxen, nhưng các nghiên cứu về biomarkers trong giếng khoan 11.1-CC-1X và
kết quả của giếng khoan 11.1-CPD-1X cho thấy dầu ở đó có nguồn gốc liên quan
đến đá mẹ Oligoxen. Trầm tích của hệ tầng này có thể tồn tại ở phần sâu hơn và đặc
biệt ở phần đông và đông nam của lô 11.1. Đối với bồn trũng Nam Côn Sơn thì tầng
đá mẹ Oligoxen đóng vai trò chính trong quá trình thành tạo dầu khí. Trầm tích
Oligoxen được lắng đọng chủ yếu trong môi trường đầm hồ trong quá trình bắt đầu

tạo bồn. với môi trường trầm tích đầm hồ, thành phần vật chất hữu cơ của tầng đá
mẹ này chủ yếu thuộc kerogen loại I, II sinh dầu chủ yếu (hình 2.4; 2.6).
Tóm lại theo kết quả nghiên cứu địa hóa trên các mẫu sườn từ các giếng khoan
thuộc các lô 10 và 11.1 cho thấy hai tầng đá mẹ chính thuộc Mioxen dưới và trung.
Các tầng đá mẹ được đánh giá là có hàm lượng vật chất hữu cơ thấp, thành phần vật
chất hữu cơ chủ yếu thuộc kerogen loại II và III, chỉ một ít thuộc loai I. Vật chất
hữu cơ chủ yếu đang trong giai đoạn trưởng thành và co thể đang trong cửa sổ tạo
dầu khí ở những vùng trũng sâu. Nghiên cứu và suy luận cho thấy cửa sổ tạo dầu khí
cho hai tầng đá mẹ vào khoảng 3.800 đến 5.000 m. Kết quả này phù hợp mô hình
lịch sử chôn vùi trầm tích và độ trưởng thành vật chất hữu cơ.
SV Nguyễn Công Tuấn Lớp Địa chất dầu khí K49
16
Đại học Mỏ - Địa chất Luận văn tốt nghiệp
Hình 2. 4: Quan hệ HI và Tmax của tầng đá sinh Oligoxen
SV Nguyễn Công Tuấn Lớp Địa chất dầu khí K49
17
Đại học Mỏ - Địa chất Luận văn tốt nghiệp
Hình 2. 5: Quan hệ HI và Tmax của tầng đá sinh Mioxen
SV Nguyễn Công Tuấn Lớp Địa chất dầu khí K49
18
Đại học Mỏ - Địa chất Luận văn tốt nghiệp
Hình 2. 6: Tiềm năng sinh HC của tầng Oligoxen và vùng lân cận
SV Nguyễn Công Tuấn Lớp Địa chất dầu khí K49
19
Đại học Mỏ - Địa chất Luận văn tốt nghiệp
Hình 2. 7: Tiềm năng sinh HC của tầng Mioxen
SV Nguyễn Công Tuấn Lớp Địa chất dầu khí K49
20
Đại học Mỏ - Địa chất Luận văn tốt nghiệp
2.3.2 Tầng chứa

Kết quả các giếng khoan trong khu vực đã khẳng định được các tập cát kết
thuộc Mioxen dưới và trung là các đối tượng chứa chính của khu vực nghiên cứu.
Trầm tích Mioxen trung có thành phần chủ yếu là cát kết xen kẹp các lớp sét kết
mỏng. Tỷ lệ cát – sét của tập này rất cao (0,8-1,5), độ nén kết thấp. Các tập cát có
độ rỗng từ 18% đến 25% (giếng khoan 10-PM-1X và 11.1-CC-1X). Quan hệ độ
rỗng (hình 2.8) của các vỉa theo chiều sâu cho thấy ở độ sâu 3.500/3.600 m các tập
cát kết vẫn có tiềm năng chứa khá tốt và thậm chí khả năng thấm chứa vẫn có thể ở
độ sâu sâu hơn; và với độ rỗng 10% thì các tập cát kết vẫn có độ linh động từ 1 đến
10 mD/cp.
Tầng Mioxen dưới có tỷ lệ cát- sét tương đối thấp và độ chôn vùi lớn hơn nên
tiềm năng chứa của các tập cát kết ở đây thấp hơn so với Mioxen trung. Tuy nhiên,
kết quả phân tích địa vật lý giếng khoan của các giếng khoan 10-PM-1X và 11.1-
CC-1X cho thấy độ rỗng hiệu dụng của các tập này vẫn tương đối khá đến tốt, thay
đổi từ 13% đến 17%.
Kết quả nghiên cứu thạch học một số mẫu ở giếng khoan CC-1X. CPD-1X và
PM-1X cho thấy rằng trầm tích lục nguyên bao gồm thạch anh – feldspars (9-19%)
hạt mịn có độ lựa chọn hạt tốt, một số ít có hạt thô và chứa nhiều mảnh đá. Các
mảnh đá có thành phần chủ yếu dạng argillaceous. Với thành phần này các hạt
argillaceous có thể đóng vai trò như thành phần khung đá trong điều kiện nén ép
mạnh. Như vậy ở độ sâu chôn vùi lớn, thành phần argillaceous sẽ làm giảm khả
năng chứa sản phẩm của các tập cát kết. Mặc dầu trầm tích Mioxen dưới có chiều
sâu chôn vùi tương đối lớn, nhưng kết quả nghiên cứu thạch học cho thấy quá trình
biến đổi thứ sinh của các khoáng vật sét, sự biến đổi feldspars thành kaolinite chưa
phát triển hoặc mới phát triển ở mức độ thấp.
Với những kết quả phân tích tài liệu địa vật lý giếng khoan và phân tích thạch
học từ các giếng khoan trong khu vực lô 10 và 11.1 cho thấy rằng tiềm năng chứa
sản phẩm của cát kết Mioxen trung là rất tốt, đối với Mioxen dưới từ khá đến tốt.
SV Nguyễn Công Tuấn Lớp Địa chất dầu khí K49
21