một số vấn đề sử dụng xi măng bơm trám trong gia cố và kết thúc các giếng khoan dầu

Sè 4 - 2011Sè 4 - 2011
T¹p chÝ cña tËp ®oµn dÇu khÝ quèc gia viÖt nam - petrovietnam
DÇuKhÝ
Petro
ietnam
ISSN-0866-854X
Nâng cao năng lực cạnh tranh,
tăng thu ngoại tệ cho đất nước
Đẩy mạnh phát triển dịch vụ dầu khí:
Một số vấn đề về sử dụng
xi măng bơm trám trong gia cố
và kết thúc các giếng khoan dầu khí
Một số vấn đề về sử dụng
xi măng bơm trám trong gia
và kết thúc các giếng khoan
khí
Một số vấn đề về sử dụng
xi măng bơm trám trong gia cố
và kết thúc các giếng khoan dầu khí
Khởi đầu một giai đoạn phát triển mới
Ngày 21/4/2011, tại Trung tâm văn hóa huyện Tiền
Hải, tỉnh Thái Bình, Tổng công ty Thăm dò Khai thác Dầu
khí (PVEP) đã tổ chức kỷ niệm 30 năm khai thác dòng khí
công nghiệp đầu tiên của Ngành Dầu khí Việt Nam
(19/4/1981 - 19/4/2011). Đồng chí Nguyễn Ngọc Trìu -
nguyên Phó Thủ tướng Chính phủ; đồng chí Lê Quốc
Dung - Phó Chủ nhiệm Ủy ban Kinh tế của Quốc hội; đồng
chí Nguyễn Hạnh Phúc - Ủy viên BCH Trung ương Đảng, Bí
thư Tỉnh ủy, Chủ tịch HĐND tỉnh Thái Bình; đồng chí Đinh

La Thăng - Ủy viên BCH Trung ương Đảng, Bí thư Đảng ủy,
Chủ tịch HĐTV Tập đoàn Dầu khí Việt Nam; đồng chí
Phùng Đình Thực - Ủy viên Ban Thường vụ Đảng ủy Khối
Doanh nghiệp Trung ương, Phó Bí thư Đảng ủy, Tổng
giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam; cùng các cán bộ lão
thành của tỉnh Thái Bình và Ngành Dầu khí qua các thời kỳ
đã tham dự buổi lễ…
Ngày 1/2/1975, giếng khoan 61 được khởi công trên
địa phận xã Đông Cơ, huyện Tiền Hải, tỉnh Thái Bình. Đây
là giếng khoan thăm dò đầu tiên tại khu vực đã có phát
hiện vỉa khí tự nhiên tại cấu tạo Tiền Hải C trong trầm tích
Miocen, hệ tầng Tiên Hưng ở chiều sâu 1.146 - 1.156m với
lưu lượng trên 100.000 m
3
/ngày đêm. Sau thời gian triển
khai công tác thẩm lượng và xây dựng các hạng mục khai
thác, ngày 19/4/1981, dòng khí công nghiệp đầu tiên đã
được đưa vào buồng đốt turbine nhiệt điện công suất
16MW tại Tiền Hải để thử nghiệm phát điện. Đây là khởi
đầu quan trọng cho một giai đoạn mới của trong lịch sử
phát triển Ngành Dầu khí Việt Nam, lần đầu tiên khai thác
sản phẩm khí công nghiệp phục vụ cho nền kinh tế quốc
dân. Đồng thời, sự kiện này khẳng định khả năng làm chủ
khoa học kỹ thuật trong lĩnh vực công nghiệp dầu khí của
tập thể lao động Ngành Dầu khí trong giai đoạn đất nước
còn nhiều khó khăn sau chiến tranh, mở ra những triển
DẦU KHÍ - SỐ 4/2011
3
PETROVIETNAM
Kỷ niệm 30 năm khai thác dòng khí công nghiệp đầu tiên (19/4/1981 - 19/4/2011):

Cái nôi của Ngành Dầu khí Việt Nam
Ngày 19/4/1981, dòng
khí công nghiệp đầu tiên
được đưa vào khai thác
tại Tiền Hải (Thái Bình)
đã đánh dấu một mốc
son quan trọng trong
lịch sử tìm kiếm thăm dò
khai thác dầu khí, mở ra
những triển vọng to lớn
đối với Ngành Dầu khí
Việt Nam trên hành
trình tìm kiếm nguồn tài
nguyên làm giàu cho Tổ
quốc.
Thăm cán bộ, kỹ sư tại giếng khoan Tiền Hải C, Thủ tướng Chính phủ Phạm Văn Đồng nhấn mạnh: "Trong
niềm vui vinh dự, càng lớn lao trọng trách của nghề đi tìm mỏ, làm giàu cho Tổ quốc". Ảnh: Tư liệu
DẦU KHÍ - SỐ 4/2011
4
vọng to lớn trên hành trình tìm kiếm, thăm dò, khai thác
nguồn tài nguyên làm giàu cho đất nước, tạo tiền đề
vững chắc cho sự phát triển của ngành công nghiệp dầu
khí trong tương lai
Sau giếng khoan 61, một loạt giếng khoan được thực
hiện trong những năm tiếp theo và những năm gần đây
nhằm tiếp tục tìm kiếm thăm dò và khai thác dầu khí
trong trầm tích Miocen. Kết quả đã phát hiện tổng cộng
13 vỉa khí với tổng trữ lượng tại chỗ khoảng 1,3 tỷ m
3
khí.

Tổng sản lượng khí khai thác và cung cấp của mỏ khí Tiền
Hải C từ năm 1981 đến nay đạt khoảng 850 triệu m
3
khí.
Trong đó, giai đoạn 1981 - 1991 chủ yếu phục vụ sản xuất
điện, đáp ứng nhu cầu hoạt động của các doanh nghiệp
tại khu công nghiệp huyện Tiền Hải, sử dụng nhiên liệu
khí để sản xuất ra hàng triệu sản phẩm chất lượng cao,
đóng góp quan trọng vào việc chuyển dịch cơ cấu, phát
triển kinh tế, xã hội tỉnh Thái Bình.
TS. Đỗ Văn Khạnh - Bí thư Đảng ủy, Chủ tịch HĐTV
Tổng công ty PVEP cho biết, kế thừa những thành quả to
lớn của các thế hệ đi trước, PVEP và Công ty Dầu khí Sông
Hồng - đơn vị trực tiếp triển khai các hoạt động thăm dò
khai thác tại địa bàn, đã và đang tích cực áp dụng nhiều
giải pháp kỹ thuật nhằm duy trì sản lượng khai thác khí
tại Tiền Hải. Đồng thời, tiếp tục tìm kiếm thăm dò, đánh
giá trữ lượng tại các cấu tạo tiềm năng ở Miền võng Hà
Nội và các khu vực thuộc Bể trầm tích sông Hồng để triển
khai các dự án phát triển, nhằm đáp ứng nhu cầu khí đốt
của tỉnh Thái Bình và các tỉnh Đồng bằng Bắc bộ về lâu
dài. Các cấu tạo dầu khí mới được phát hiện ngoài khơi
khu vực tỉnh Thái Bình như: Hắc Long, Địa Long tại Lô
103&107; Hàm Rồng tại Lô 102 & 106 là những cơ hội đầy
triển vọng để phát triển khai thác nhằm gia tăng nguồn
nhiên liệu, phục vụ phát triển sản xuất công nghiệp ở khu
vực Bắc Bộ trong thời gian tới.
“Sự kiện khai thác dòng khí công nghiệp đầu tiên tại
Thái Bình luôn là mốc lịch sử vẻ vang và đáng tự hào của
những người làm Dầu khí Việt Nam, mang ý nghĩa hết

sức to lớn, đánh dấu thành quả đầu tiên của Ngành
trong công tác khai thác dầu khí trên đất liền. Tiếp nối
những thành quả này, các thế hệ lãnh đạo, cán bộ kỹ
thuật, công nhân lao động Ngành Dầu khí đã không
Tập đoàn Dầu khí Việt Nam trao tặng Biểu trưng kỷ niệm “30 năm khai thác dòng khí đầu tiên tại mỏ khí Tiền Hải C” cho các CBCNV
đã có những đóng góp to lớn trong ngày đầu vận hành mỏ khí Tiền Hải C - Thái Bình. Ảnh: Lê Khoa
ngừng rèn luyện, phấn đấu để triển khai thành công các
dự án tìm kiếm thăm dò khai thác dầu khí, gia tăng trữ
lượng, nâng cao hệ số thu hồi sản phẩm, góp phần đảm
bảo an ninh năng lượng Quốc gia và sự phát triển bền
vững của toàn Ngành Dầu khí Việt Nam” - TS. Đỗ Văn
Khạnh nhấn mạnh.
Trọng trách của người đi tìm lửa
Phát biểu tại buổi lễ, TSKH. Phùng Đình Thực - Tổng
giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam nhấn mạnh: Sau 50
năm xây dựng và phát triển, đến nay, Tập đoàn Dầu khí
Việt Nam đã trở thành tập đoàn kinh tế mạnh, đóng góp
tích cực, hiệu quả vào sự phát triển của đất nước. Từ một
nước không có dầu khí, Việt Nam đã khai thác được dầu
khí với mốc son khai thác dòng khí công nghiệp đầu tiên
(năm 1981), khai thác dòng dầu đầu tiên (năm 1986). Với
việc đưa NMLD Dung Quất vào hoạt động, Việt Nam đã
xây dựng được một nền công nghiệp dầu khí hoàn
chỉnh, từ tìm kiếm thăm dò, đến khai thác, chế biến dầu
khí, biến nguồn tài nguyên thành sản phẩm phục vụ cho
nền kinh tế quốc dân. Hiện nay, Tập đoàn đã xây dựng
đội ngũ cán bộ mạnh với trên 40.000 CBCNV đủ sức tiến
hành các hoạt động dầu khí cả ở trong và ngoài nước.
Với sự đóng góp các sản phẩm thiết yếu, Tập đoàn Dầu
khí Việt Nam đã trở thành một trong những công cụ điều

tiết kinh tế vĩ mô của Chính phủ; tham gia công tác bảo
vệ chủ quyền quốc gia trên biển, đóng góp tích cực vào
công tác an sinh xã hội. Trong giai đoạn hiện nay, bên
cạnh việc tìm kiếm thăm dò dầu khí ở các lô truyền
thống, Tập đoàn tiếp tục đẩy mạnh việc tìm kiếm thăm
dò dầu khí ở nước ngoài và tại các lô xa hơn trong nước.
Bên cạnh đó, Tập đoàn triển khai xây dựng hệ thống
đường ống dẫn khí Nam Côn Sơn 2, Lô B - Ô Môn; xây
dựng Nhà máy Lọc dầu số 2 & 3, Tổ hợp Hóa dầu miền
Nam, các dự án nhiên liệu sinh học; xây dựng các nhà
máy nhiệt điện khí, nhiệt điện than…
Một sự kiện ghi dấu ấn quan trọng đó là việc đưa
dòng khí công nghiệp đầu tiên vào khai thác ngày
19/4/1981. Đây là một mỏ khí không lớn nhưng vào thời
điểm khó khăn ấy, việc khai thác nguồn khí phục vụ sản
xuất mang ý nghĩa xã hội to lớn, góp phần thúc đẩy sự
DẦU KHÍ - SỐ 4/2011
5
PETROVIETNAM
TSKH. Phùng Đình Thực - Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam phát biểu tại buổi lễ. Ảnh: Văn Khoa
DẦU KHÍ - SỐ 4/2011
6
phát triển của Ngành Dầu khí Việt Nam. Là người trực tiếp
tham gia sự kiện này, Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí
Việt Nam TSKH. Phùng Đình Thực cho rằng: đây là công
trình đầu tay của những cán bộ trẻ, để lại nhiều kỷ niệm,
nhiều bài học quan trọng trong suốt quá trình công tác
trong Ngành Dầu khí. Đó là bài học về sự năng động, sáng
tạo, ý chí tự lực tự cường, sự quyết tâm để tìm ra sản phẩm
đạt yêu cầu, đạt chất lượng và cung cấp ổn định. Bài học

về công tác đào tạo, sẽ không có công trình đó nếu không
có những cán bộ được đào tạo chuyên ngành. Đây là bài
học mà khi triển khai Chiến lược tăng tốc phát triển, Tập
đoàn Dầu khí Việt Nam đã xác định nâng cao chất lượng
nguồn nhân lực là một trong ba giải pháp đột phá. Trên
cơ sở đó, khởi động các chương trình đào tạo bài bản,
chuyên sâu ở trong và ngoài nước, kể cả đào tạo chuyên
gia, đào tạo cơ bản ban đầu, đào tạo tại chỗ. Bài học thứ
ba, công trình dù nhỏ nhưng đã đảm bảo tiêu chuẩn của
công nghiệp khí, đảm bảo tính chất khoa học, ra được
những sản phẩm đáp ứng yêu cầu hết sức khắt khe của
công nghiệp khí, thiết kế trên cơ sở an toàn, khoa học,
những tiêu chuẩn về dầu khí được đảm bảo…
Nhân dịp này, Bí thư Tỉnh ủy tỉnh Thái Bình Nguyễn
Hạnh Phúc và Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam
TSKH. Phùng Đình Thực đã tặng hoa và trao tặng Biểu
trưng kỷ niệm “30 năm khai thác dòng khí đầu tiên tại
mỏ khí Tiền Hải C” cho các cán bộ, công nhân viên đã có
những đóng góp to lớn trong ngày đầu vận hành mỏ khí
Tiền Hải C - Thái Bình. Cũng tại buổi lễ, Tổng công ty
Thăm dò Khai thác Dầu khí đã trao học bổng cho 30 học
sinh giỏi có hoàn cảnh khó khăn tại huyện Tiền Hải, tỉnh
Thái Bình.
Trong những năm gần đây, sản lượng khí đốt khai
thác của các giếng khoan tại khu vực Tiền Hải sụt
giảm mạnh, không đủ đáp ứng nhu cầu khí đốt cho
Khu công nghiệp Tiền Hải. Để đáp ứng nhu cầu khí
đốt nhằm phát triển khu công nghiệp Tiền Hải, Thái
Bình cũng như công nghiệp dầu khí ở khu vực Bắc
bộ, Tổng công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí

(PVEP) và Công ty dầu khí Sông Hồng đã và đang
tích cực triển khai các hoạt động thăm dò tìm kiếm,
đánh giá trữ lượng các cấu tạo tiềm năng ở miền
võng Hà Nội và các khu vực thuộc bể trầm tích
sông Hồng. Hiện Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đã
giao cho Tổng công ty Khí Việt Nam (PV GAS) triển
khai lập “Dự án đầu tư xây dựng hệ thống thu gom
và phân phối khí mỏ Hàm Rồng và Thái Bình, Lô
102 & 106” với mục tiêu: nghiên cứu khả thi Dự án
đường ống vận chuyển khí từ mỏ Hàm Rồng, Thái
Bình về bờ và tới Trung tâm phân phối khí; nghiên
cứu khả thi Hệ thống phân phối khí thấp áp cho các
Khu công nghiệp tỉnh Thái Bình có tính đến phương
án cấp sớm bằng LPG. Đặc biệt, trong giai đoạn
này, Tập đoàn cũng ưu tiên xây dựng tuyến đường
ống dẫn khí từ mỏ Hàm Rồng, Thái Bình vào bờ,
tạo xương sống cho ngành công nghiệp khai thác
sản xuất khí tại Trung tâm khí Thái Bình và các vùng
phụ cận Hà Nội, Hải Phòng. Theo Quy hoạch tổng
thể phát triển ngành công nghiệp khí Việt Nam giai
đoạn đến năm 2015, định hướng đến năm 2025 đã
được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt, thị trường
tiêu thụ khí hóa lỏng trong nước sẽ đạt 1,7 - 2,1 tỷ
m
3
vào năm 2015; Thái Bình và vùng biển ngoài
khơi Thái Bình sẽ trở thành một trong những khu
vực quan trọng của Ngành Dầu khí Việt Nam trong
việc phát triển công nghiệp khí của toàn miền Bắc.
Việt Hà

Công tác khoan thăm dò tại miền võng Hà Nội. Ảnh: CTV
DẦU KHÍ - SỐ 4/2011
7
PETROVIETNAM
Triển khai quyết liệt công tác tìm kiếm, thăm dò, khai
thác dầu khí
Trước xu thế giảm sản lượng ở một số mỏ trong nước,
từ đầu năm 2011, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đã triển khai
quyết liệt, đồng bộ công tác tìm kiếm thăm dò, khai thác
dầu khí, do đó đã duy trì và vượt mức kế hoạch khai thác
đã đề ra. Tổng sản lượng khai thác quy dầu đạt 6,02 triệu
tấn, bằng 104,5% kế hoạch Quý I/2011 và 26% kế hoạch
năm 2011, tăng 1,6% so với cùng kỳ năm 2010, trong đó:
sản lượng khai thác dầu thô đạt 3,68 triệu tấn, bằng
102,7% kế hoạch Quý I/2011 và 24,6% kế hoạch năm
2011, tăng 2,5% so với cùng kỳ năm 2010. Sản lượng khai
thác khí đạt 2,33 tỷ m
3
, bằng 107,5% kế hoạch Quý I/2011
và 28,5% kế hoạch năm 2011, tăng 0,2% so với cùng kỳ
năm 2010. Tập đoàn đã ký 2 hợp đồng dầu khí mới ở
trong nước gồm: hợp đồng PSC lô 05-2/10 với tổ hợp nhà
thầu Talisman/PVEP và hợp đồng PSC lô 148-149 với
PVEP; khoan thăm dò thẩm lượng 7 giếng với tổng số
29.572m khoan. Sản lượng xuất bán dầu thô đạt 3,65 triệu
tấn (trong đó: xuất khẩu là 1,96 triệu tấn, cung cấp cho
Nhà máy Lọc dầu Dung Quất là 1,56 triệu tấn, bán 131
nghìn tấn dầu thô khai thác ở nước ngoài); cung cấp 2,31
tỷ m
3

khí khô cho các hộ tiêu thụ trong nước, bằng 116%
kế hoạch Quý I/2011 và 29% kế hoạch năm 2011, tăng
0,5% so với cùng kỳ năm 2010.
Petrovietnam đạt doanh thu 151,2
nghìn tỷ đồng, tăng 59,4% so với
cùng kỳ năm 2010
Ngày 6/4/2011, Tập đoàn Dầu
khí Việt Nam tổ chức cuộc họp báo
trực tuyến tại 3 điểm cầu Hà Nội,
Dung Quất, Tp. Hồ Chí Minh công bố
kết quả sản xuất kinh doanh Quý
I/2011. Petrovietnam tiếp tục khẳng
định vai trò của Tập đoàn kinh tế
hàng đầu của đất nước, công cụ
điều tiết kinh tế vĩ mô của Chính
phủ với tổng doanh thu Quý I/2011
đạt 151,2 nghìn tỷ đồng, bằng
30,2% kế hoạch cả năm, tăng
59,4% so với cùng kỳ năm 2010;
nộp ngân sách Nhà nước đạt 36,5
nghìn tỷ đồng, chiếm 30% tổng thu
ngân sách cả nước…
QUÝ I/2011:
Lãnh đạo Tập đoàn Dầu khí Việt Nam trả lời câu hỏi của các nhà báo tại buổi Họp báo công
bố kết quả sản xuất kinh doanh Quý I/2011. Ảnh: Ngọc Linh
DẦU KHÍ - SỐ 4/2011
8
Cũng trong Quý I/2011, Tập đoàn cung cấp cho lưới
điện quốc gia 3,76 tỷ KWh, bằng 115,1% kế hoạch Quý
I/2011 và 30,6% kế hoạch cả năm 2011, tăng 24,7% so với

cùng kỳ năm 2010. Tập đoàn đã hoàn thành đầu tư và đưa
vào vận hành thương mại tổ máy số 1 từ ngày 22/2/2011
(GT11 - vượt tiến độ 8 ngày) và tổ máy số 2 từ ngày
7/3/2011 (GT12 - vượt tiến độ 22 ngày) của Nhà máy Điện
Nhơn Trạch 2, bổ sung cho lưới điện Quốc gia trên 275
triệu kWh trong Quý I/2011. Sản xuất 218,4 nghìn tấn
phân urea, đạt 107,1% kế hoạch Quý I/2011 và 30% kế
hoạch năm 2011; triển khai bán hàng hỗ trợ giá đạm Phú
Mỹ (DPM) tại các tỉnh miền Trung Bộ và Nam Trung Bộ
nhằm hỗ trợ nông dân khắc phục hậu quả sau lũ và sớm
phục hồi sản xuất vụ Đông Xuân… Sản phẩm sản xuất từ
Nhà máy Lọc dầu Dung Quất đạt 1,37 triệu tấn, sản phẩm
xăng dầu từ Nhà máy Condensate Phú Mỹ đạt 119,2
nghìn tấn; tổng sản phẩm chế biến dầu khí toàn Tập đoàn
Quý I đạt 1,42 triệu tấn, tăng 43,4% so với cùng kỳ năm
2010. Doanh thu dịch vụ dầu khí Quý I đạt 45 nghìn tỷ
đồng, bằng 107% kế hoạch Quý I, 25% kế hoạch cả năm
(183 nghìn tỷ đồng) và tăng 24% so với cùng kỳ năm 2010
(Quý I/2010 đạt 36,2 nghìn tỷ đồng), chiếm 30% tổng
doanh thu toàn Tập đoàn.
Bên cạnh đó, hoạt động khoa học công nghệ và đào
tạo được triển khai tích cực, công tác an ninh, an toàn
dầu khí, an toàn môi trường, an toàn lao động, phòng
chống cháy nổ trên các công trình dầu khí được giám sát
chặt chẽ và thực hiện nghiêm túc. Tập đoàn giao cho
Viện Dầu khí Việt Nam (VPI) 40 đề tài/nhiệm vụ khoa học
công nghệ; tổ chức nghiệm thu xong và có biên bản
nghiệm thu 3 đề tài/nhiệm vụ thuộc lĩnh vực An toàn
sức khoẻ môi trường, 1 đề tài/nhiệm vụ thuộc lĩnh vực
tìm kiếm thăm dò khai thác dầu khí. Công tác an sinh xã

hội được triển khai tích cực, với tổng số tiền thực hiện
Quý I đạt trên 48 tỷ đồng, bằng 8% so với kế hoạch cả
năm (600 tỷ đồng).
Từ đầu năm 2011 đến hết tháng 3/2011, Tập đoàn
đã khởi công 8 dự án, khánh thành 14 dự án/công trình;
rà soát đình hoãn 19 dự án với giá trị trên 582 tỷ đồng,
giãn tiến độ 45 dự án đầu tư chưa thực sự cấp bách, khó
khăn trong thu xếp vốn với tổng giá trị xem xét giãn tiến
độ gần 6.000 tỷ đồng; tổng giá trị đình hoãn, giãn tiến
độ các dự án là gần 6.600 tỷ đồng. Tuy nhiên, theo đồng
chí Đinh La Thăng - Ủy viên BCH Trung ương Đảng, Bí thư
Đảng ủy, Chủ tịch HĐTV Tập đoàn Dầu khí Việt Nam: Đối
với các dự án trọng điểm trong năm 2011 như các dự án
điện thuộc Tổng sơ đồ điện VI đã được Chính phủ phê
duyệt để đảm bảo bổ sung nguồn điện cho hệ thống,
các dự án thuộc ngành nghề sản xuất kinh doanh chính
là thăm dò khai thác, chế biến dầu khí, Tập đoàn Dầu khí
Việt Nam đang quyết liệt triển khai, sẽ tập trung mọi
nguồn lực, hoàn thành đúng tiến độ để sớm đưa các dự
án này vào hoạt động.
Phấn đấu khai thác vượt mức 5,68 triệu tấn quy dầu
trong Quý II/2011
Trong Quý II/2011, Tập đoàn phấn đấu hoàn thành
vượt mức kế hoạch khai thác 5,68 triệu tấn quy dầu
(trong đó 3,51 triệu tấn dầu thô, 2,17 tỷ m
3
khí). Cũng
trong Quý này, Tập đoàn đặt kế hoạch sản xuất 148 nghìn
tấn urea, 3,85 tỷ Kwh điện, 1,56 triệu tấn xăng dầu các
loại; xuất bán 3,5 triệu tấn dầu thô, trong đó cấp cho Nhà

máy Lọc dầu Dung Quất 1,56 triệu tấn, cung cấp 2,02 tỷ
m
3
khí khô cho các hộ tiêu thụ trong nước. Trên cơ sở dự
kiến giá dầu trung bình đạt 100USD/thùng, Tập đoàn
phấn đấu hoàn thành và hoàn thành vượt mức kế hoạch
doanh thu 152,12 nghìn tỷ đồng (trong đó, doanh thu
ngoại tệ đạt 2,62 triệu USD), nộp ngân sách Nhà nước
DẦU KHÍ - SỐ 4/2011
9
PETROVIETNAM
phấn đấu đạt 37,12 nghìn tỷ đồng, lợi nhuận trước thuế
đạt 23,5 nghìn tỷ đồng.
Trên cơ sở đó, Tập đoàn triển khai quyết liệt các giải
pháp trọng tâm, tập trung chỉ đạo thực hiện thắng lợi
Chương trình hành động của Tập đoàn số 196/CTr-DKVN
ngày 10/1/2011 thực hiện Nghị quyết số 02/NQ - CP và số
1893/CTr-DKVN ngày 8/3/2011 thực hiện Nghị quyết số
11/NQ-CP ngày 24/2/2011 của Chính phủ; triển khai thực
hiện Chương trình hành động của Đảng ủy Tập đoàn thực
hiện quyết liệt Nghị quyết Đại hội Đảng toàn quốc lần thứ
XI và Nghị quyết Đại hội Đảng bộ Tập đoàn Dầu khí Quốc
gia Việt Nam lần thứ I. Đồng thời, Tập đoàn tập trung chỉ
đạo triển khai thực hiện kết luận của BCH Đảng bộ Tập
đoàn về đẩy mạnh thực hiện Nghị quyết 233/NQ-ĐU của
Đảng ủy Tập đoàn nhằm nâng cao hơn nữa năng lực cạnh
tranh của các đơn vị cung cấp dịch vụ trong Ngành để
tiếp tục phát huy nội lực, tăng cường và ưu tiên sử dụng
dịch vụ/hàng hoá trong Ngành, trong nước phục vụ các
hoạt động dầu khí; đẩy mạnh thực hiện các Nghị quyết

chuyên đề về tăng cường và ưu tiên đầu tư tạo bước đột
phá trong lĩnh vực tìm kiếm thăm dò khai thác dầu khí, về
đẩy mạnh đầu tư trong lĩnh vực chế biến dầu khí.
Đồng thời, Tập đoàn tiếp tục đôn đốc, phối hợp với
các nhà thầu dầu khí triển khai công tác tìm kiếm thăm dò
và khai thác dầu khí theo kế hoạch đề ra; khai thác hiệu
quả tàu địa chấn 2D; tổ chức đàm phán và ký các Hợp
đồng dầu khí mới (lô 45; lô 13/03 và lô 102 & 106/10) khi
được Chính phủ phê duyệt. Tập đoàn phấn đấu đưa hai
mỏ dầu mới là Chim Sáo và Dana lô SK305 (Malaysia) vào
khai thác từ tháng 7/2011; giám sát chặt chẽ hoạt động
khai thác của các Nhà thầu dầu khí, đảm bảo an toàn,
tuân thủ đúng sơ đồ công nghệ và kế hoạch sản lượng
khai thác đã được phê duyệt. Vận hành an toàn Nhà máy
Lọc dầu Dung Quất, các hệ thống vận chuyển khí, Nhà
máy Đạm Phú Mỹ, các Nhà máy Điện Cà Mau 1 & 2, Điện
Nhơn Trạch 1 & 2. Đôn đốc việc chuẩn bị cho đợt bảo
dưỡng lớn Nhà máy Lọc dầu Dung Quất từ 15/7/2011.
Hợp tác chặt chẽ với Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN)
trong việc phối hợp giữa vận hành, huy động và bảo
dưỡng các nhà máy điện với việc vận hành và bảo dưỡng
các đường ống dẫn khí, bảo đảm cung cấp điện cho lưới
điện Quốc gia theo đúng kế hoạch đề ra.
Một trong những nhiệm vụ trọng tâm trong Quý
II/2011 là tiếp tục đẩy mạnh áp dụng các giải pháp khoa
học công nghệ, đào tạo, giám sát chặt chẽ hoạt động dầu
khí, đảm bảo an toàn, bảo vệ tài nguyên môi trường sinh
thái; tiếp tục công tác tái cấu trúc, sắp xếp lại các đơn vị;
tiếp tục rà soát dừng, giãn tiến độ các dự án đầu tư chưa
thực sự cấp bách, khó khăn trong thu xếp vốn. Tập đoàn

sẽ đẩy mạnh hơn nữa các phong trào thi đua, phát huy
sáng kiến, cải tiến kỹ thuật đi đôi với thực hành tiết kiệm,
chống tham nhũng lãng phí; đảm bảo thu nhập cho
CBCNV trong tất cả các đơn vị thành viên, tổ chức thực
hiện tốt công tác an sinh xã hội.
Các đơn vị đạt mức tăng trưởng cao so với cùng kỳ năm 2010
- 3 đơn vị đạt mức doanh thu vượt trên 120% kế hoạch:
Vietsovpetro, PVEP, PV GAS;
- 15 đơn vị có tốc độ tăng trưởng doanh thu trên 20% so với
cùng kỳ năm 2010: Vietsovpetro, PVEP, PV GAS, PV Power, PETEC,
PV Drilling, PTSC, DMC, PVI, PV EIC, PVFCCo, PVE, VPI, PVMTC, PV
Security;
- 4 đơn vị đạt mức lợi nhuận trước thuế vượt trên 120% kế
hoạch: Vietsovpetro, PVEP, PV Power, DMC;
- 6 đơn vị có mức nộp ngân sách Nhà nước trên 120% kế
hoạch: Vietsovpetro, PVEP, PVC, PETROSETCO, PVE, PVMTC.
Ngọc Linh
DẦU KHÍ - SỐ 4/2011
10
Các dự án hợp tác giữa Petrovietnam và PDVSA trong
chuỗi các giá trị dầu khí, từ tìm kiếm thăm dò đến chế
biến, thương mại, đóng tàu và vận chuyển dầu khí là các
dự án lớn, quan trọng, có ý nghĩa đặc biệt trong chiến
lược mở rộng hợp tác đầu tư với các đối tác nước ngoài.
Trong số các dự án đó, dự án hợp tác liên doanh khai thác
và nâng cấp dầu nặng tại Lô Junin 2 (Venezuela) là một dự
án có tổng vốn đầu tư và quy mô rất lớn, có ý nghĩa đầu
tàu định hướng phát triển các dự án hợp tác giữa hai nước
trong lĩnh vực dầu khí, kinh tế nói riêng, cũng như trong
quan hệ hợp tác giữa hai nước nói chung. Các dự án hợp

tác nói trên trong thời gian qua đã được Petrovietnam và
PDVSA tích cực triển khai dưới sự quan tâm và hỗ trợ đặc
biệt từ Lãnh đạo cấp cao hai Nhà nước.
Trong thời gian ở Caracas, Chủ tịch HĐTV Tập đoàn
Dầu khí Việt Nam đã có các buổi làm việc với ông Rafael
Ramírez Carreño - Phó Tổng thống Venezuela, Phó Chủ
tịch Đảng XHCN Thống nhất Venezuela (Đảng cầm
quyền), Bộ trưởng Năng lượng và Dầu khí Venezuela kiêm
Chủ tịch PDVSA và các Phó Chủ tịch PDVSA phụ trách các
dự án khâu đầu và các dự án khâu sau. Trong các buổi làm
việc, hai Bên đã kiểm điểm lại tình hình triển khai hợp tác
trong bốn lĩnh vực chính gồm: Công ty Liên doanh
Petromacareo, Dự án nghiên cứu tổng thể chung vùng
lòng hồ Maracaibo, Dự án mở rộng và nâng cấp Nhà máy
Lọc dầu Dung Quất, cùng các vấn đề thương mại và cung
cấp dầu thô và các sản phẩm dầu, vận tải và đóng tàu.
Đồng thời, các bên thảo luận và thống nhất các biện
pháp cần thiết để thúc đẩy các dự án triển khai đúng tiến
độ, đặc biệt đảm bảo có sản lượng khai thác công nghiệp
từ Liên doanh Petromacareo tại Lô Junin 2 vào Quý
IV/2012 với sản lượng tăng dần theo các năm và đạt được
từ Lô Junin 2 vào Quý IV/2012
Phấn đấu
có dòng
dầu khai
thác công
nghiệp
đầu tiên
Được sự đồng ý của Thủ tướng Chính phủ, từ ngày 11 - 16/4/2011, đồng chí Đinh La Thăng - Ủy viên BCH Trung
ương Đảng, Bí thư Đảng ủy, Chủ tịch HĐTV Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đã dẫn đầu đoàn công tác của Tập đoàn làm

việc với các Bộ, Ngành liên quan của Venezuela, Công ty Dầu khí Quốc gia Venezuela (PDVSA) nhằm thúc đẩy việc
triển khai tổng thể các dự án hợp tác, đặc biệt đảm bảo đúng kế hoạch các bên đặt ra là có dòng dầu khai thác công
nghiệp đầu tiên từ Lô Junin 2 vào Quý IV/2012.
Chủ tịch HĐTV Tập đoàn Dầu khí Việt Nam Đinh La Thăng làm việc với Phó
Tổng thống Venezuela Rafael Ramírez Carreño. Ảnh: PVN
sản lượng đỉnh 10 triệu tấn vào năm 2016. Để đảm bảo
được mục tiêu đó, hai bên đã thống nhất một loạt các giải
pháp thực hiện, kể cả chương trình công tác và ngân sách
hoạt động cho năm 2011 - 2012, bao gồm các chương
trình thẩm lượng, phát triển, lắp đặt các hệ thống thiết bị
khai thác, xây dựng đường ống vận chuyển dầu, các
phương án cung cấp các loại hình dịch vụ dầu khí mà các
bên có thế mạnh cho Liên doanh.
Tại buổi làm việc, Phó Tổng thống Venezuela Rafael
Ramírez Carreño bày tỏ hài lòng về sự hợp tác chặt chẽ và
hiệu quả của Petrovietnam trong tất cả các dự án dầu khí
mà hai bên đang triển khai. Đồng thời, Phó Tổng thống
Venezuela cũng nhấn mạnh dự án hợp tác Liên doanh
Junin 2 được coi là tốt nhất, là hình mẫu tiêu biểu trong số
các Liên doanh PDVSA đã và đang triển khai với các đối
tác nước ngoài (hiện PDVSA đang triển khai một loạt các
liên doanh tương tự với các nước Nga, Belarus, Trung
Quốc, Ý, Ấn Độ, Tây Ban Nha, Malaysia ). Dự án Liên
doanh với Việt Nam sẽ là dự án đầu tiên cho sản lượng
khai thác dầu khí công nghiệp trong số các dự án cùng kỳ,
đứng thứ hai là dự án của Ý.
Phó Tổng thống Venezuela khẳng định tiếp tục dành
sự ủng hộ tối đa cho việc triển khai dự án, kể cả giảm
thiểu các thủ tục hành chính, đơn giản hóa các quy trình,
đảm bảo có dòng dầu công nghiệp vào Quý IV/2012,

thậm chí phía Venezuela còn quyết tâm đẩy mạnh tiến độ
đạt được dòng dầu đầu tiên sớm hơn mốc nêu trên, dành
sự ưu tiên số một cho dự án để xứng đáng là hình mẫu
cho các liên doanh khác học tập, đồng thời ủng hộ đề
nghị của Petrovietnam cho phép các công ty dịch vụ dầu
khí của Petrovietnam tham gia các loại hình dịch vụ cho
dự án (hoạt động khoan, thiết kế, xây dựng, cung ứng và
xây lắp các công trình phục vụ cho việc khai thác, kể cả
đường ống dẫn dầu, bảo hiểm ). Theo Phó Tổng thống
Rafael Ramírez Carreño, việc triển khai thành công và
nhanh chóng các dự án hợp tác trong lĩnh vực dầu khí,
không chỉ có ý nghĩa kinh tế thương mại thuần túy, mà sẽ
đóng vai trò đầu tàu, định hướng trong việc thúc đẩy tổng
thể các mối quan hệ hợp tác về kinh tế nói riêng cũng như
quan hệ truyền thống giữa hai nước Việt Nam - Venezuela
nói chung, đồng thời bày tỏ Venezuela sẵn sàng là nguồn
dự trữ chiến lược cung cấp dầu thô và các sản phẩm dầu
khí lâu dài cho Việt Nam.
Kết thúc đợt công tác, Petrovietnam và PDVSA đã ký
Biên bản làm việc, Thỏa thuận mở rộng khu vực nghiên
cứu chung vùng lòng hồ Maracaibo, Thỏa thuận hỗ trợ kỹ
thuật và mua sắm, cung cấp thiết bị và vật tư cho Công ty
Liên doanh Petromacareo. Cũng trong thời gian làm việc
tại Venezuela, Chủ tịch HĐTV Petrovietnam đã có chuyến
thị sát thực địa để kiểm tra và đôn đốc các hoạt động dầu
khí tại hiện trường.
DẦU KHÍ - SỐ 4/2011
11
PETROVIETNAM
Ngọc Trung

Hợp đồng thành lập và quản lý Công ty Liên doanh PetroMacareo Lô Junin 2 - Venezuela được ký ngày 29/6/2010. Ảnh: CTV
DẦU KHÍ - SỐ 4/2011
12
T
ại Hội nghị tổng kết 2 năm thực hiện Nghị quyết
233/NQ-ĐU về “phát huy nội lực, tăng cường và
ưu tiên sử dụng các dịch vụ của các đơn vị thành
viên trong Tập đoàn” ngày 2/4/2011 tại Vũng Tàu, Phó
Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam Vũ Quang
Nam cho biết, sau 2 năm thực hiện Nghị quyết 233, kết
quả đạt được trong lĩnh vực dịch vụ dầu khí của Tập đoàn
đã có bước đột phá quan trọng, phát triển được nhiều sản
phẩm dịch vụ mới, luôn đạt được mức tăng trưởng cao
qua các năm. Năm 2009, doanh thu dịch vụ đạt 96,37
nghìn tỷ đồng, bằng 128% kế hoạch năm, tăng 58% so với
năm 2008, chiếm 34% tổng doanh thu toàn Tập đoàn.
Năm 2010, doanh thu dịch vụ đạt 152,5 nghìn tỷ đồng,
bằng 135% kế hoạch, tăng 58% so với cùng kỳ năm 2009,
chiếm 32% tổng doanh thu toàn Tập đoàn. Việc mở rộng
dịch vụ dầu khí ra nước ngoài được tích cực triển khai, uy
tín và thương hiệu của các đơn vị làm dịch vụ ngày càng
được khẳng định.
Ðến nay, hầu hết các đơn vị dịch vụ của Tập đoàn đều
có đủ năng lực và khả năng cạnh tranh để thực hiện được
100% yêu cầu dịch vụ theo mục tiêu trọng tâm của từng
đơn vị. Điển hình là: Vietsovpetro (dịch vụ vận hành các
giàn khai thác dầu khí, khoan tìm kiếm thăm dò và khai
thác dầu khí, xây lắp các công trình biển, dịch vụ khoa học
công nghệ ), PTSC (dịch vụ xây lắp các công trình biển,
tàu thuyền, kho/bãi); PV Drilling (khoan và dịch vụ

khoan); PVC (xây lắp các công trình dầu khí trên bờ, trên
biển, các công trình dân dụng dầu khí); PV GAS (vận
chuyển khí bằng đường ống, cung ứng khí dân dụng,
LPG, CNG); PVTrans (vận chuyển dầu thô, sản phẩm dầu,
khí, hóa chất); PV OIL (dịch vụ thương mại, xuất nhập
khẩu dầu thô và xăng dầu, cung ứng các sản phẩm dầu),
PVI (cung cấp dịch vụ bảo hiểm); PVFC (cung cấp dịch vụ
tài chính); PV EIC (cung cấp dịch vụ kiểm định năng lượng,
dịch vụ O&M) và các đơn vị khác: DMC, VPI, PVMTC
Bên cạnh việc phát triển các dịch vụ truyền thống,
giai đoạn 2009 - 2010, Tập đoàn đã phát triển nhiều sản
phẩm dịch vụ mới thuộc các lĩnh vực chuyên ngành chủ
yếu để nâng cao năng lực cạnh tranh của các đơn vị dịch
vụ trong Tập đoàn, thực hiện chủ trương của Bộ Chính trị:
tăng thu ngoại tệ cho đất nước
Doanh thu từ dịch vụ
của Tập đoàn Dầu khí
Quốc gia Việt Nam tăng
trưởng mạnh, năng lực và
chất lượng dịch vụ được
nâng cao, đủ khả năng
cạnh tranh và thực hiện
được các dự án phức tạp,
đặc biệt việc giảm tỷ
trọng thuê dịch vụ từ nước
ngoài, đã góp phần cùng
Chính phủ cân đối nguồn
ngoại tệ xuất - nhập khẩu,
giảm nhập siêu
Đẩy mạnh phát triển dịch vụ dầu khí:

Nâng cao năng lực cạnh tranh,
Thi công xây lắp Nhà máy sản xuất nhiên liệu sinh học phía Bắc. Ảnh: CTV
Thi công xây lắp Nhà máy sản xuất nhiên liệu sinh học phía Bắc. Ảnh: CTV
“Người Việt Nam ưu tiên dùng hàng Việt Nam”. Điển hình
là các dịch vụ: thực hiện tổng thầu (EPC) các công trình
dầu khí, đóng mới giàn khoan, đóng mới và sửa chữa
phương tiện nổi, dịch vụ khảo sát địa chấn 2D, dịch vụ
bảo dưỡng và vận hành các công trình dầu khí, dịch vụ
giám định, kiểm định năng lượng, dịch vụ bọc ống, chế
tạo và cung cấp cọc bê tông đúc sẵn, dịch vụ vận tải sản
phẩm dầu, dịch vụ cung cấp CNG, cung cấp xăng E5
Bên cạnh đó, do hoạt động dịch vụ phát triển mạnh
và đồng bộ, Tập đoàn đã tập trung đầu tư các cơ sở vật
chất kỹ thuật, thiết bị hiện đại, chủ động hơn trong việc
thực hiện tiến độ các dự án đầu tư. Đặc biệt, việc đầu tư
và đưa tàu địa chấn 2D vào hoạt động và tự tổ chức
khảo sát trên thềm lục địa Việt Nam (trước đây công
việc này phải thuê các tàu dịch vụ nước ngoài) đã tạo
chủ động cho Tập đoàn trong việc thực hiện các nhiệm
vụ và góp phần bảo vệ chủ quyền quốc gia trên biển. Sự
phối hợp, hỗ trợ cùng phát triển giữa các đơn vị trong
Tập đoàn thông qua việc tăng cường sử dụng dịch vụ
và thực hiện dịch vụ giữa các đơn vị đã có chuyển biến
tích cực, tính chuyên nghiệp trong công tác dịch vụ dầu
khí được nâng cao. Tuy nhiên, những năm qua Tập đoàn
chỉ chiếm 47% thị trường dịch vụ khoan, 37% thị trường
vận chuyển dầu thô xuất khẩu, trong khi đây là thị
trường dịch vụ kỹ thuật quan trọng của Ngành Dầu khí.
Góp phần cân đối ngoại tệ xuất - nhập khẩu
Cũng thông qua việc triển khai Nghị quyết 233, năng

lực và chất lượng dịch vụ được nâng cao, đủ khả năng
cạnh tranh và thực hiện được các dự án phức tạp, đòi hỏi
công nghệ cao trước đây phải thuê nhà thầu nước ngoài
thực hiện. Trình độ, năng lực của đội ngũ cán bộ làm dịch
vụ được nâng cao, đủ khả năng vận hành, làm tổng thầu
được các công trình đòi hỏi trình độ chuyên môn cao mà
trước đây phải thuê nhà thầu và chuyên gia nước ngoài
thực hiện: giàn khai thác dầu khí, giàn khoan tự nâng,
FSO, FPSO, nhà máy đạm, nhà máy nhiệt điện khí, các
công trình khí, đội tàu dịch vụ, hệ thống kho, căn cứ dịch
vụ ; thực hiện các dịch vụ bọc ống, đóng giàn khoan,
đóng tàu, dịch vụ tài chính, bảo hiểm, kiểm định năng
lượng, thông tin, khoa học công nghệ cao, đào tạo,
thương mại
Sự phát triển vượt bậc của các đơn vị dịch vụ trong
Tập đoàn trong hai năm qua đã có tác động quan trọng
vào việc giảm chi phí thuê dịch vụ từ nước ngoài, hạn chế
nguồn ngoại tệ chảy ngược ra nước ngoài, góp phần
cùng Chính phủ cân đối nguồn ngoại tệ xuất - nhập khẩu,
giảm nhập siêu. Cụ thể, năm 2008, giá trị dịch vụ phải
thuê nước ngoài thực hiện 170,7 nghìn tỷ đồng (tương
đương 9,5 tỷ USD) chiếm tỷ trọng thuê dịch vụ nước
ngoài là 76,9% tổng nhu cầu thuê dịch vụ toàn ngành;
năm 2009 giá trị dịch vụ phải thuê nước ngoài thực hiện
là 139,2 nghìn tỷ đồng (tương đương 7,33 tỷ USD) giảm
2,17 tỷ USD so với năm 2008, chiếm tỷ trọng thuê dịch vụ
nước ngoài là 68% tổng nhu cầu thuê dịch vụ toàn
Ngành; đến 2010, giá trị dịch vụ phải thuê nước ngoài
DẦU KHÍ - SỐ 4/2011
13

DẦU KHÍ - SỐ 4/2011
14
thực hiện là 55,79 nghìn tỷ đồng (tương đương 2,86 tỷ
USD) giảm 4,47 tỷ USD so với năm 2009, chiếm tỷ trọng
32,8% tổng nhu cầu thuê dịch vụ toàn ngành (giảm 35,2%
so với năm 2009).
Bên cạnh đó, một số đơn vị trong Ngành đã tích cực
triển khai công tác xuất khẩu dịch vụ dầu khí ra nước
ngoài như: Tổng công ty CP Bảo hiểm Dầu khí Việt Nam
(PVI) ký Hợp đồng tư vấn bảo hiểm cho Rusvietpetro tại
Liên bang Nga, ký thỏa thuận hợp tác trong lĩnh vực bảo
hiểm với Công ty Bảo hiểm Sogaz (do Gazprom sở hữu cổ
phần chi phối); Tổng công ty CP Xây lắp Dầu khí Việt Nam
(PVC) ký Thỏa thuận hợp tác với Công ty Xây lắp
Zarubezhneft Stroimantaz và Tổng công ty CP Dịch vụ Kỹ
thuật Dầu khí Việt Nam (PTSC) ký hợp đồng cung cấp loại
hình tàu PSV DP2 cho Talisman Malaysia Limited với tổng
giá trị hợp đồng hơn 35 triệu USD, Petrosetco đạt doanh
thu dịch vụ ra nước ngoài năm 2009 và 2010 là 55 triệu
USD. Nhờ đẩy mạnh dịch vụ trong Ngành, Tập đoàn đã
tiết kiệm 2,67 tỷ USD ngoại tệ trong năm 2009 và tiết
kiệm 6,2 tỷ USD ngoại tệ trong năm 2010.
Phát triển dịch vụ dầu khí ra nước ngoài
Trong giai đoạn tới, yêu cầu về mức độ phức tạp và tính
chuyên nghiệp trong dịch vụ kỹ thuật dầu khí ngày càng
cao; điều kiện tìm kiếm thăm dò khai thác dầu khí ngày
càng khó khăn, phức tạp đặt ra những thách thức mới cho
dịch vụ kỹ thuật dầu khí, đòi hỏi phải áp dụng công nghệ
cao, hiện đại, chất lượng dịch vụ phải đạt chuẩn quốc tế.
Đây sẽ là một thách thức không nhỏ trong việc cạnh tranh

cung ứng dịch vụ. Song chính điều này cũng tạo cho các
doanh nghiệp trong Ngành cơ hội hội nhập kinh tế quốc
tế, xây dựng môi trường sản xuất kinh doanh chuẩn hóa
theo tiêu chuẩn quốc tế. Điều này sẽ giúp nâng cao năng
lực sản xuất và dịch vụ theo hướng chuyên nghiệp hơn,
chất lượng dịch vụ được cải thiện hơn. Với trách nhiệm là
đầu tàu kinh tế của đất nước, trong năm 2011 và các năm
tiếp theo, Tập đoàn phát huy sức mạnh tổng hợp của cả hệ
thống chính trị toàn Ngành để tiếp tục đẩy mạnh tổ chức
thực hiện Nghị quyết 233; phấn đấu tăng trưởng dịch vụ
dầu khí năm 2011 đạt cao hơn so với năm 2010 và đến năm
2015, doanh thu dịch vụ đạt đạt 30 - 35% tổng doanh thu
toàn Tập đoàn, tỷ trọng giá trị sử dụng dịch vụ trong nội bộ
Tập đoàn chiếm 50% tổng nhu cầu thuê dịch vụ toàn Tập
đoàn. Đồng thời, Tập đoàn tập trung đầu tư, quy hoạch cơ
sở vật chất, thiết bị chuyên dụng, con người để nâng cao
chất lượng, năng lực dịch vụ và khả năng cạnh tranh của
đơn vị; gắn kết chặt chẽ giữa các đơn vị trong việc cùng tạo
ra hệ thống sản phẩm, dịch vụ chung; tiếp tục đẩy mạnh
phát triển dịch vụ dầu khí ra nước ngoài, trước mắt là tập
trung thực hiện dịch vụ cho các dự án của Tập đoàn và các
đơn vị thành viên của Tập đoàn đầu tư ở nước ngoài.
Đồng chí Đinh La Thăng - Ủy viên BCH Trung ương
Đảng, Bí thư Đảng ủy, Chủ tịch HĐTV Tập đoàn Dầu khí
Việt Nam khẳng định: hiệu quả mang lại và tính đúng
đắn của Nghị quyết 233 đã được chứng minh, song đó
mới là kết quả bước đầu, chưa phản ánh hết khả năng và
năng lực hiện có của Tập đoàn. Petrovietnam quyết tâm
đẩy mạnh phát triển dịch vụ dầu khí ra nước ngoài, trước
mắt là tập trung thực hiện dịch vụ cho các dự án của Tập

đoàn đầu tư ở nước ngoài. Để đạt được mục tiêu này,
Petrovietnam đã đưa ra nhiều giải pháp, như yêu cầu các
doanh nghiệp dịch vụ tái cơ cấu lại các nguồn lực theo
hướng tập trung chuyên sâu vào các ngành nghề chính,
bảo đảm không có sự chồng chéo, quy hoạch lại để khai
thác hiệu quả tối đa cơ sở vật chất của từng đơn vị; các
đơn vị dịch vụ phải phối hợp với nhau để tăng cường
năng lực, thực hiện trọn gói những yêu cầu dịch vụ; từng
đơn vị dịch vụ phải đầu tư cấu trúc lại sản phẩm, dịch vụ,
thiết bị và công nghệ dịch vụ, cải tiến phương pháp quản
lý, để nâng cao chất lượng dịch vụ, đồng thời chủ động
tìm kiếm, thực hiện các dịch vụ phù hợp với năng lực của
đơn vị.
Trọng tâm sắp tới của Tập đoàn là đẩy mạnh phát
triển dịch vụ kỹ thuật như: cho thuê tàu dịch vụ, phát triển
đội tàu vận tải chuyên ngành dầu khí phát triển dịch vụ
vận hành khai thác các giàn khoan… vừa nâng cao năng
lực cạnh tranh, vừa tăng thu ngoại tệ cho đất nước. “Chỉ
tính riêng 3 tháng đầu năm 2011, doanh thu từ dịch vụ
dầu khí của Tập đoàn đạt 45 nghìn tỷ đồng. Trong năm
2011 này, Tập đoàn quyết tâm khắc phục khó khăn, đẩy
mạnh sản xuất kinh doanh, đảm bảo mục tiêu tăng
trưởng trên 20% so với năm trước, phấn đấu đạt 200
nghìn tỷ đồng doanh thu từ dịch vụ dầu khí” - đồng chí
Đinh La Thăng nhấn mạnh.
DẦU KHÍ - SỐ 4/2011
15
Việt Hà
Doanh thu của các loại hình dịch vụ dầu khí giai đoạn 2009 - 2010
DẦU KHÍ - SỐ 4/2011

16
DẦU KHó
NHỮNG ĐẶC ĐIỂM CHÍNH VỀ ĐỊA KIẾN TẠO CỦA
CÁC BỂ TRẦM TÍCH THỀM LỤC ĐỊA VIỆT NAM
VÀ BIỂN ĐÔNG
PGS. TSKH. Hoàng Đình Tiến
Tóm tắt
Bài báo nêu đặc điểm địa kiến tạo biển Đông và mối quan hệ với sự hình
thành phát triển các bể trầm tích thềm lục địa Việt Nam.
Biển Đông là một vùng vỏ lục địa bị hủy hoại, bào mòn. Từ khi xuất hiện
dị thường nhiệt - chùm nấm nhiệt Manti (36 - 15,5 tr. n) xảy ra tách giãn đáy
biển Đông ở phần trung tâm nơi vỏ mỏng nhất (10 - 12km) theo hướng Đông
Tây. Chỉ cách đây 26 - 15,5 tr. n do sự thúc trồi rất mạnh của khối Đông Dương
xuống phía Đông Nam đuôi Tây Nam của trục tách giãn (chịu ứng lực trực
tiếp) đổi hướng từ Đông - Tây sang Đông Bắc - Tây Nam tạo nên đới hút chìm
Broneo - Palawan và bể Sarawak.
Các bể trầm tích thềm lục địa Việt Nam và lân cận hình thành dọc theo các
hệ thống đứt gãy sâu trên các địa hào và bán địa hào dạng tuyến tính ở ven
rìa lục địa từ cuối Eocen, nhưng mạnh nhất là từ cách đây 43 tr. n - 15.5 tr. n
(tách giãn - căng giãn là chính). Từ cách đây 36 tr. n - 15,5 tr. n các bể này còn
bị chi phối bởi tách giãn đáy biển Đông, sự thúc trồi xuống Đông Nam và xoay
phải của khối Đông Dương. Sau giai đoạn tách giãn là nâng lên bào mòn
Miocen trung - muộn. Tiếp theo vào Pliocen - Đệ tứ các bể này liên thông phát
triển trên toàn khu vực và lại rơi vào giai đoạn sụt bậc - do lạnh nguội, co ngót
dẫn đến tái tách giãn mạnh. Vì các lý do trên các bể trầm tích hình thành và
phát triển theo cơ chế kéo tách có dạng khác nhau tùy vị trí của mỗi bể.
DẦU KHÍ - SỐ 4/2011
17
PETROVIETNAM
Các bể trầm tích thềm lục địa

Việt Nam và biển Đông có mối quan
hệ nhân quả. Phần lớn các bể trầm
tích chiếm vị trí ven rìa biển Đông.
Có một số bể trầm tích nằm ở xa biển
Đông nhưng lại nằm ở rìa lục địa
Đông Dương như Mã Lai - Thổ Chu,
Phú Quốc…
Các bể trầm tích nằm ở rìa lục địa
Đông Dương và ven rìa biển Đông
của Việt Nam bao gồm các bể: Sông
Hồng, Phú Khánh, Cửu Long, Nam
Côn Sơn. Một số bể nằm sâu hơn
trong biển Đông nhưng lại ở ven rìa
của trục tách giãn biển Đông là: Tư
Chính Vũng Mây, nhóm bể Trường Sa,
Hoàng Sa (Hình 1).
Đề làm rõ quá trình địa kiến tạo về
sự hình thành và phát triển của các bể
trầm tích cần tìm hiều đặc điểm địa kiến
tạo biển Đông và các bề trầm tích này.
1. Đặc điểm địa kiến tạo biển Đông
Có thể nói biển Đông là một vùng
vỏ lục địa bị hủy hoại và bào mòn.
Nhưng ở trung tâm biển Đông lại tồn
tại lớp vỏ mang đặc điểm của kiểu vỏ
đại dương.
+ Thành phần vật chất chủ yếu là
của magma xâm nhập và của phun
trào dacit, andesit, basalt tholeit và
basalt kiềm, lộ ra lớp basalt khối, có

một ít mảnh ophiolite và turbidite rất
phổ biến ở biển Đông, đặc biệt ở phần
trung tâm của nó. Chỉ ở ven rìa biển
Đông, nơi tiệm cận với các rìa lục địa
mới phát triển các bể trầm tích trên
các địa hào, bán địa hào dọc theo các
hệ thống đứt gãy sâu.
+ Khi nghiên cứu basalt ở biển
Đông Flower 1971 đã phát hiện các
đặc điểm, tính chất và thành phần của
nó mang tính chất của chùm nấm
nhiệt từ manti dâng lên. Hơn nữa
Wanatahe và nnk 1977 nghiên cứu
các dị thường địa từ và cả đá ở đáy
biển Đông phát hiện dị thường nhiệt
có tuổi hoạt động cách đây 36 - 14
tr.n (tàn dư của dị thường nhiệt từ
chùm nấm nhiệt manti còn được ghi
nhận hiện nay đi qua khối Đông
Dương và biển Đông) (Hình 2).
Theo nhiều nhà nghiên cứu
kiến tạo khu vực Đông Nam Á thì
nguyên nhân có dị thường nhiệt
này là do sự chui húc mạnh mẽ của
mảng Ấn Úc vào phía Nam đại lục
Âu Á và Tây Thái Bình Dương vào
rìa Đông Nam của mảng này. Do
ma sát mạnh giữa 3 mảng, đặc biệt
giữa mảng Ấn Úc với mảng Âu Á
mà trên bề mặt đới Beniof phát

nhiệt. Từ đó nhiệt còn được giải
thoát tạo nên hoạt động núi lửa ở
các cung đảo Sumatra, Java,
Philippines… Còn sâu trong lục địa
các dị thường nhiệt này hình thành
Hình 1. Sơ đồ phân bố các bể trầm tích Cenozoic thềm lục địa
Việt Nam trong phông kiến tạp khu vực Đông Nam Á
Bể trầm tích
1. Sông Hồng
2. Phú Khánh
3.Cửu Long
4. Nam Côn Sơn
5. Mã Lai - Thổ Chu
6. Phú Quốc
7. Tư Chính - Vũng Mây
8. Nhóm bể Trường Sa
9. Hoàng Sa
dung dịch magma tăng thể tích do khí và chất lỏng để từ
đó gây nên dòng đối lưu của lớp manti thượng đi lên
trong vùng lục địa Đông Dương cũng như nơi vỏ mỏng
nhất và đứt gãy sâu trung tâm biển Đông (Hình 3 và 4).
Như vậy, nguyên nhân của sự xuất hiện và phát triển
trục tách giãn đáy biển Đông là do sự vận động đối lưu của
dung dịch magma ở lớp manti thượng tạo nên chùm nấm
nhiệt manti dâng lên và phun trào ở trung tâm biển Đông.
+ Theo các dị thường địa từ đã được phát hiện bởi
Ben Avraham và Uyeda 1973 thì trục tách giãn trung tâm
biển Đông xuất hiện từ khi có dị thường địa từ số 13 tức
là cách đây 36 tr.n. theo hướng Đông - Tây (Hình 5).
Sau khi các dị thường mới xuất hiện thì các dị thường

cổ bị đẩy về hai phía Bắc và Nam vẫn giữ nguyên hướng
Đông - Tây tới dị thường số 8.
Chỉ khi xuất hiện dị thường số 7 cách đây 26 tr.n. và
các dị thường tiếp theo tới số 5, phần phía Đông vẫn duy
trì hướng Đông Tây - nơi không chịu ứng lực của sự thúc
trồi khối Đông Dương xuống phía Đông Nam. Còn đuôi
mới phía Tây Nam của trục tách giãn do chịu ứng lực trực
tiếp của sự thúc trồi khối Đông Dương nên đã thay đổi
hướng trục từ Đông Tây sang Đông Bắc - Tây Nam và lúc
đầu chỉ lệch đi 8 - 10
0
(dị thường số 7) từ cuối Oligocen
sớm tới đầu Oligocen muộn. Sau đó xuất hiện dị thường
6b tức là cách đây 24 tr.n (gần cuối Oligocen muộn) đuôi
Tây Nam trục tách giãn chuyển dịch tới 38
0
và đến đầu
Miocen sớm (khoảng 20,5 tr. n) xuất hiện dị thường địa từ
5e thì phần đuôi Tây Nam trục tách giãn dịch trượt tới
40
0
, phát triển về phía Tây Nam và giữ nguyên hướng
Đông Bắc - Tây Nam này cho tới khi ngưng nghỉ hoạt động
tức là sau dị thường 5 (cách đây 15,5 tr. n. - cuối Miocen
sớm - đầu Miocen giữa) (Hình 6).
Cũng chính giai đoạn thay đổi đuôi Tây Nam của trục
tách giãn tạo tiền đề cho sự hình thành và phát triển đới hút
chìm Borneo - Palawan (cũng có tuổi 26 - 16 tr. n. (Proteau
và nnk 1996) là tiền đề cho sự phát triển bể trầm tích lớn
Sarawak và nhóm bể Trường Sa (Proteau và nnk 1996 đã

phát hiện các đá adakites thuộc nhóm vôi - kiềm và các
mảnh vỡ Ophiolite ở đảo Mindoro, ở miền Trung và Nam
của đảo Palawan từ vỏ kiểu đại dương cổ là các minh chứng
cho sự sinh thành và phát triển của đới hút chìm này).
Điều đặc biệt là ở trung tâm biển Đông trong thời
gian cận đại (Pliocen + Đệ tứ) vẫn còn có các hoạt động
núi lửa dọc trục hay ở ven cận trục do tiếp tục giải phóng
năng lượng (Hình 7).
2. Đặc điểm hình thành và phát triển các bề trầm tích
thềm lục địa Việt Nam
2.1. Đặc điểm trầm tích
Các bể trầm tích phần lớn được lấp đầy bởi các trầm
tích Eocen giữa muộn, Oligocen, Miocen, Pliocen và Đệ tứ.
Trong các thành hệ trầm tích này phát triển mạnh nhất
vào các giai đoạn Oligocen + Miocen sớm và Pliocen - Đệ
tứ (Bảng 1).
DẦU KHÍ - SỐ 4/2011
18
Đặc điểm chung là các trầm tích Eocen giữa -
muộn phần lớn là hạt thô: cuội, sỏi, xen kẽ các
Molass màu nâu đỏ, nâu tối mang đặc điểm lục
địa từ vùng năng lượng cao (gần nơi phá hủy).
Các lớp sét cũng đa màu chứa nhiều mảnh vụn
núi lửa có thành phần basalt từ lục địa đưa tới các
hồ nước ngọt, đồng bằng ngập nước… Tại đây
phát triển các thảm thực vật trong đó có thực vật
bậc cao.
+ Các thành hệ trầm tích Oligocen đặc biệt
Oligocen sớm phần lớn vẫn mang đặc điểm lục địa
hạt thô, song có tăng cường thành phần hạt mịn và

có bề dày được tăng cường và càng về cuối càng
xen kẽ nhiều pha tướng biển.
Trong các lớp cơ sở của thành hệ Oligocen trên
phát hiện nhiều lớp Bazalt ở bể Cửu Long và một số
bể khác.
Cuối Oligocen muộn - Miocen sớm trong lát
cắt trầm tích thường có các lớp phun trào, tro núi
lửa hay các bom và vật liệu núi lửa xen kẽ. Bề dày
trầm tích tăng lên đáng kể và phân bố trên diện
rộng. Có lẽ giai đoạn Oligocen - Miocen sớm liên
quan và chịu ảnh hưởng của trục tách giãn biển
Đông (36,0 - 15,5 tr. n) gây nên nứt tách theo chiều
Đông - Tây, Bắc - Nam, đặc biệt hướng Đông Bắc - Tây
Nam khi biến đổi đuôi Tây Nam của nó (26 - 15,5 tr. n).
+ Sau thời kỳ tách giãn mở rộng là thời kỳ nén
ép nâng lên, bị bào mòn, cắt gọt diễn ra vào Miocen
trung - muộn, đặc biệt vào thời điểm cuối Miocen
trung ở phía Nam và cuối Miocen muộn ở phía Bắc.
Nhưng thời kỳ này cũng đánh đấu bằng sự
thâm nhập của nước biển sâu, rộng theo các kênh,
rạch, các eo biển giữa các khối nhô, đới nâng. Vì vậy
trầm tích lục nguyên được hình thành tức là lục địa
xen kẽ các pha biển ở nhiều khu vực. Trong các trầm
tích này thường có nhiều cát ven biển, lòng sông cổ
xen với các lớp sét vôi, đá vôi, các ám tiêu san hô và
sét Montmo. Đây cũng là thời kỳ nâng chung của
toàn vùng Đông Nam Á.
+ Sau thời kỳ Pliocen Đệ tứ lại là thời kỳ sụt võng
mạnh, hoạt hóa tách giãn và phát triển thềm lục địa
liên thông toàn khu vực Đông Nam Á. Ở các biển

ven rìa lục địa đồng thời cũng là rìa biển Đông phát
triển mạnh các trầm tích biển nông và biển sâu. Vì
vậy trầm tích đa phần có màu tro sáng, các lớp sét
Montmo xen các lớp cacbonat và các rạn san hô…,
các phân vị địa tầng của các bể trầm tích được thể
hiện ở Bảng 2.
DẦU KHÍ - SỐ 4/2011
19
PETROVIETNAM
Bảng 1. Tốc độ tích lũy trầm tích (m/tr. n) - tốc độ lớn nhất của các trũng sâu
DẦU KHÍ - SỐ 4/2011
20
2.2. Hệ thống đứt gãy
Các hệ thống đứt gãy phần lớn
phát triển dọc theo rìa lục địa - ven
biển Đông. Từ đó, hình thành các
địa hào, bán địa hào được lấp đầy
các trầm tích lục địa - chuyển tiếp -
biển nông và biển sâu cụ thể là:
+ Bể sông Hồng: phát triển
mạnh hệ đứt gãy sông Hồng (Tây
Bắc - Đông Nam). Có lẽ do sự thúc
trồi xuống Đông Nam của khối
Đông Dương và xoay phải nên ở
phía Tây bể xuất hiện nhiều đứt
gãy chếch về hướng Tây Tây Bắc -
Đông Đông Nam.
+ Bể Ma Lai Thổ Chu: ở bể
này cũng quan sát thấy hệ thống
đứt gãy chính là ba chùa (three Pagodas) cũng có hướng

Tây Bắc - Đông Nam. Tuy nhiên còn phát triển hệ thống
đứt gãy vĩ tuyến do sự tách giãn dần dần của bán đảo
Mã Lai - Nam Thái Lan ra khỏi Đông Dương. Cả hai hệ
thống nêu trên tạo nên cấu trúc bậc thang và mở rộng
dần về phía Nam.
+ Bể Phú Khánh: ở đây rất đặc trưng hệ thống đứt gãy
kinh tuyến 109
0
dọc khối Đông Dương, đặc biệt ở phía Tây
bể. Còn ở phía Đông phát hiện một số đứt gãy á vĩ tuyến
phân cắt bể ra nhiều khối xếp với nhau dạng cánh gà có
lẽ do sự dịch trượt và căng giãn Bắc Nam (Hình 8).
+ Bể Cửu Long: phát triển chủ yếu hệ thống đứt gãy
DẦU KHó
Bảng 2. Các phân vị địa tầng của các bể trầm tích thềm lục địa Việt Nam (theo Đỗ Bạt 2000, 2003, 2005 và nnk 2010)
Hình 2. Dị thường nhiệt của mantil thượng ở vùng Đông Nam Á
(theo tuyến 18 vĩ độ Bắc)
Data base: Zang & Tani Moto (1991)
Đông Bắc - Tây Nam ở phần lớn diện tích Đông Bắc bể có
lẽ do ảnh hưởng của trục tách giãn biển Đông. Ngoài ra
còn phát hiện hệ thống đứt gãy vĩ tuyến và á vĩ tuyến ở
phía Nam và Tây Nam bể, có lẽ do ảnh hưởng của hệ
thống đứt gãy á vĩ tuyến Maeping - Hậu Giang trẻ hơn.
+ Bể Nam Côn Sơn: trong phạm vi bể Nam Côn Sơn
cũng phát hiện hai hệ thống đứt gãy chính đó là Đông
Bắc - Tây Nam và kinh tuyến Bắc Nam. Hệ thống đứt gãy
chính Đông Bắc - Tây Nam hình thành có lẽ do ảnh hưởng
của phần Tây Nam của trục tách giãn biển Đông. Còn hệ
thống đứt gãy kinh tuyến phía Tây hình thành do sự dịch
trượt xuống phía Nam của đới nâng Côn Sơn khi bị ép và

đẩy mang tính dây truyền từ khối Đông Dương xuống
qua bể Cửu Long và đới nâng Côn Sơn dọc theo đới đứt
gãy 109 (Hình 9). Cũng có thể trong giai đoạn Oligocen
muộn - Miocen sớm (26 - 16 tr. n.) phía Nam bể Nam Côn
Sơn còn bị lôi cuốn về phía Đông và Đông Nam của đới
hút chìm Borneo - Palawan làm tăng cường hệ thống đứt
gãy Đông Bắc - Tây Nam.
+ Bể Tư Chính - Vũng Mây và nhóm bể Trường Sa: trong
các bể này chủ yếu phát hiện hệ thóng đứt gãy Đông Bắc -
Tây Nam do chịu trực tiếp của quá trình tách giãn ở phần
đuôi Tây Nam của trục tách giãn biển Đông và sự lôi cuốn
của đới hút chìm
Borneo - Palawan.
+ Ngoài các hệ
thống đứt gãy chính ở
mỗi bể, còn phát hiện
một số đứt gãy có
hướng khác, có khi
vuông góc hay xiên
chéo có lẽ là các đứt
gãy sinh kèm. Chúng
được phát sinh khi xảy
ra sự dịch trượt các
khối khác nhau dọc hệ
thống đứt gãy chính
xé rách các khối ở hai
bên đứt gãy này.
Các đứt gãy xiên
chéo sinh kèm xuất
hiện khi có sự dịch

trượt của các khối theo
đứt gãy chính. Vì vậy,
các đứt gãy sinh kèm
thường có hướng mặt
trượt ngược với chiều dịch chuyển, phát triển trên diện
rộng có khi xuyên suốt cả khối (Hình 10).
Các đứt gãy sinh kèm vì sụt lún do tăng tải trọng của
trầm tích ở các trũng sâu. Trong trường hợp này, đứt gãy
thường ngắn, không liên tục, có mặt trượt hướng về phía
trũng sâu, còn đường phương vuông góc với hướng mặt
trượt (Hình 11).
2.3. Tầng cấu trúc
Trong tất cả các bể trầm tích chỉ tồn tại 2 tầng cấu
trúc, dưới và trên :
+ Tầng cấu trúc dưới thường bao gồm các đá magma,
biến chất quaczit, gonai, granitogonai, sét phiến, rhyolite,
thậm chí cả đá vôi tuổi Devon (Paleozoi) ở Đông Bắc và đá
kết tinh ở rìa nửa Tây Nam ở bể Sông Hồng, đá phun trào
acit (Mz), đá phun trào basalt, basalt kiềm, trachyt, dacit,
andezit và porphir…
+ Tầng cấu trúc trên bao gồm các thành hệ trầm tích
lấp đầy bể. Song do có các pha hoạt động kiến tạo tách
giãn, nén ép, dịch trượt ngang dẫn đến biên độ dịch trượt
đứng và ngang khác nhau, thay đổi mực nước biển dẫn
đến bất chỉnh hợp góc, gián đoạn trầm tích, thời gian
DẦU KHÍ - SỐ 4/2011
21
PETROVIETNAM
Địa khối Kontum
Địa khối Việt Bắc - Hoa Nam

Hướng chuyển động của mảng
Đứt gãy
Trench, trough
Trục tách giãn biển Đông
Kaledo nite (Kal)
Meizozoide (Mz) (hercinit)
Kainozoide (Kz)
Hình 3. Kiến tạo và địa động lực của Đông Dương và Đông Nam Á
(Hoàng Đình Tiến, 1999)
Chú dẫn
hoạt động của đứt gãy khác nhau, sự
khác nhau về thành phần thạch
học… Từ các nguyên nhân trên có
thể phân ra các phụ tầng cấu trúc
khác nhau tùy vào cường độ hoạt
động kiến tạo của mỗi bể:
- Bể Cửu Long: ở bể này chỉ phát
hiện 2 phụ tầng cấu trúc dưới và trên:
+ Phụ tầng cấu trúc dưới bao
gồm các thành hệ trầm tích lục địa,
đầm hồ, cửa sông và vũng vịnh có
tuổi Eocen (tập F), trầm tích Oligocen
dưới (tập E) từ tầng SH - 10 trở xuống.
Trong phụ tầng cấu trúc dưới các lớp
phân bố xiên chéo, có khi phủ chồng
gối lên nhau, nhiều nơi hỗn độn, thay
đổi bề dày nhanh.
+ Phần lớn các đứt gãy chỉ hoạt
động trong giai đoạn này, tức là
ngưng nghỉ vào cuối Oligocen sớm

(dưới SH - 10). Vì thế địa chấn khó theo
dõi các lớp trên phạm vi khu vực, chỉ
theo dõi dược trong phạm vi hẹp của cấu tạo… (đôi khi
còn gọi là đới không phân dị) có các lớp bị bào mòn, cắt gọt
và gá kề vào các khối nhô cổ (Hình 12).
+ Chỉ ở ven rìa, đặc biệt ở Đông Bắc bể cũng như ở Tây
Nam có một số đứt gãy tái hoạt động hoặc do tăng cường
tải trọng của các lớp trên ở các trũng sâu nên xuất hiện
các đứt gãy ngắn, biên độ nhỏ thường vuông góc hay cắt
chéo hệ thống đứt gãy chính.
+ Phụ tầng cấu trúc trên bao gồm các thành hệ trầm
tích Oligocen trên tập D và C. Trầm tích Miocen (B
1
, B
2
, B
3
)
và Pliocen + Đệ tứ (tập A). Các lớp trầm tích mang đặc
điểm lấp đầy và phủ lên nhau song song ở các trũng sâu,
còn ở các khối nhô hay ven rìa mang đặc điểm gá kề, vát
nhọn. Trầm tích thạch học được tích lũy trong môi trường
chuyển tiếp dần tới biển nông… Có lẽ phụ tầng cấu trúc
trên liên quan tới giai đoạn ổn định, thăng trầm liên tục
nhưng lún chìm là cơ bản do lớp vỏ đã được cố kết.
- Ở các bể như Sông Hồng, Phú Khánh, Nam Côn Sơn:
trong tầng cấu trúc trên phát hiện nhiều bất chỉnh hợp
góc, thay đổi tướng trầm tích liên tục, nhiều giai đoạn hoạt
động và ngưng nghỉ của nhiều đứt gãy khác nhau vào các
thời kỳ cuối Eocen, (bể Sông Hồng) cuối Oligocen muộn,

Miocen sớm, cuối Miocen giữa và đặc biệt cuối Miocen
muộn. Vì vậy có thể chia ra 5 phụ tầng cấu trúc ở các bể
Sông Hồng (E
3
2
, E
3
, N
1
1
, N
1
2+3
và N
2
+ Q) và 4 phụ tầng cấu
trúc ở các bể còn lại (E
2
+ E
3
, N
1
1
, N
1
2+3
và N
2
+ Q).
- Ở các bể Mã Lai - Thổ Chu, Tư Chính - Vũng Mây: các

hoạt động đứt gãy xảy ra mạnh vào cuối Oligocen muộn,
cuối Miocen sớm và hoạt động nhẹ vào cuối Miocen
trung, song lại mạnh mẽ vào cuối Miocen muộn. Vì vậy,
cũng có 4 phụ tầng cấu trúc (E
2
+ E
3
, N
1
1
, N
1
2+3
và N
2
+ Q).
- Trong các bể nội biển Đông: theo dõi thấy các hệ
thống đứt gãy hoạt động mạnh chủ yếu vào giai đoạn
cuối Oligocen, trong giai đoạn Neogen (cuối Miocen
sớm, cuối Miocen muộn thậm chí rất mạnh vào giai đoạn
Pliocen & Đệ tứ). Bằng chứng là các hoạt động magma
DẦU KHÍ - SỐ 4/2011
22
Hình 4. Sơ đồ phân bố bề dày vỏ trái đất ở lãnh thổ Việt Nam và Đông Nam Á (theo số
liệu trọng lực vệ tinh và địa chấn sâu của Bùi Công Quế và Nguyễn Thế Tiệp1999, Nguyễn
Như Trung và Nguyễn Thị Thu Hương năm 2004, có bổ sung và sửa chữa của Hoàng Đình
Tiến, 2009)
phun trào vẫn diễn ra vào giai đoạn cận đại này (Hình 7).
Vì vậy, cũng có 4 phụ tầng cấu trúc (E
2

+ E
3
, N
1
1
, N
1
2+3
và
N
2
+ Q).
2.4. Đặc điểm cấu kiến tạo
Trong các bể trầm tích (cấu trúc bậc I) thường phát
hiện các đới nâng, các trũng sâu (cấu trúc bậc II), thậm chí
các cấu tạo (cấu trúc bậc III) phát triển dọc theo các hệ
thống đứt gãy sâu có dạng tuyến tính.
- Bể Sông Hồng là một bể trầm tích tuyến tính phát
triển dọc theo hệ thống đứt gãy Sông Hồng, bị kẹp giữa
dải núi Tây Bắc
Việt Nam và nền bằng
Việt Bắc - Hoa Nam (còn gọi là bể
rìa Đông Bắc khối Đông Dương), có ba đới
nâng chính:
+ Đới địa lũy Đông Bắc bao gồm: Chí Linh - Yên Tử -
Tri Tôn.
+ Đới địa lũy Trung Tâm bao gồm: Đông Sơn - Đà
Nẵng (thềm Đà Nẵng).
+ Đai địa lũy rìa Tây Nam bao gồm: địa lũy Sông Hồng
(thềm Thanh Nghệ) - Hải Yến - Đại Bàng, địa lũy Bạch Trĩ -

Sơn Ca - Hoàng Anh - Kim Tước.
Ở Tây Bắc còn có đới nâng địa phương Tiền Hải,
Kiến Xương.
Các trũng sâu bao gồm: trũng Tiên Lãng ở Đông
Bắc, trũng Thủy Nguyên - Lệ Thủy - Tam Kỳ - Chu Lai -
Sông Hàn và Thu Bồn (phụ bể Huế - Đà Nẵng, địa hào
Quảng Ngãi). Trũng rìa Tây Bắc bao gồm: Đông Quan,
Phương Ngãi; Tây Nam gồm: Kiên Giang, Bồng Sơn
(Phan Văn Quýnh và Hoàng Hữu Hiệp, 2007).
Các đơn vị cấu trúc (bậc II và III) đặc biệt các cấu
tạo dương được hình thành vào các thời kỳ trước
Kainozoi, cuối Eocen, một số được hình thành vào
cuối Oligocen, cuối Miocen sớm, đặc biệt mạnh vào
cuối Miocen muộn (cánh Tây Bắc).
Các đơn vị cấu trúc nêu trên được phát triển và
mở rộng về phía Tây Nam theo dạng kéo tách uốn
cong.
- Bể Phú Khánh là một bể trầm tích tuyến tính
phát triển dọc hệ đứt gãy rìa - thuộc rìa Đông khối
Đông Dương và biển Đông. Các đới nâng phía Tây và
trũng phía Tây luôn phát triển dọc theo ven biển trên
hệ thống đứt gãy 109 hướng kinh tuyến (Hình 8) (bao
DẦU KHÍ - SỐ 4/2011
23
Hình 5. Các dị thường từ trung tâm biển Đông.
13:36 tr.n, 11:32 tr.n, 10:30 tr.n, 8:28 tr.n, 7:26 tr.n,
6b:24 tr.n, 6a:20,5 tr.n,5d:18 tr.n,5a:15,5 tr.n
DẦU KHÍ - SỐ 4/2011
24
gồm thềm Đà Nẵng, thềm Phan Rang và trũng Trung tâm).

Còn các trũng và các đới nâng xen kẽ ở phía Đông luôn có
hướng Đông - Tây, vuông góc với các cấu trúc phía Tây
mang đặc điểm cánh gà. Ở phía Nam bể còn tồn tại vài
trũng sâu, nhỏ và cấu tạo này lại có hướng Tây Bắc - Đông
Nam chịu sự khống chế của đới phân chia Tuy Hòa.
- Các cấu trúc bậc II và III, đặc biệt các cấu tạo dương
được hình thành trước Kainozoi, tái hoạt động vào cuối
Oligocen, một phần cuối Miocen sớm và tái hoàn thiện
vào cuối Miocen muộn.
- Bể Cửu Long là bề trầm tích dạng oval không đối
xứng (còn gọi là bể giữa núi) phát triển dọc theo hệ đứt
gãy Đông Bắc - Tây Nam. Các cấu trúc bậc II và III phần lớn
có hướng Đông Bắc - Tây Nam :
+ Các trũng chính: Đông, Tây và Bắc Bạch Hổ. Ngoài ra
còn có các đơn nghiêng Tây Bắc, Đông Nam cũng có
hướng này.
+ Các đới nâng bao gồm: đới nâng trung tâm, đới
nâng Đồng Nai (hay còn gọi là đới nâng hay đới phân dị
Đông Bắc). Các cấu trúc ở đây đều có hướng phát triển
Đông Bắc - Tây Nam.
+ Đới nâng Tam Đảo (hay còn gọi là đới phân dị Tây
Nam) phát triển dọc theo hệ thống đứt gãy vĩ tuyến
(Maeping - Hậu Giang).
+ Ngoài ra còn các trũng nhỏ địa phương như: Định
An và Vĩnh Châu ở Tây Nam bể cũng được phát triển theo
hướng vĩ tuyến và bị khống chế bởi hệ thống đứt gãy
Maeping - Hậu Giang.
+ Bên cạnh các trũng sâu và sườn nghiêng Tây Bắc
còn phát triển địa lũy Tây Bắc Trà Tân cũng có hướng Đông
Bắc - Tây Nam.

+ Các cấu trúc nêu trên đặc biệt là cấu tạo nâng được
hình thành trước Kainozoi, sau đó kế thừa và hoàn thiện
vào cuối Oligocen sớm, tiếp đó được bổ sung vào đầu
Miocen sớm và ở ven rìa Đông Bắc vào cuối Miocen
muộn.
Các cấu trúc bậc II và III phát triển và mở rộng về phía
Đông Nam theo dạng kéo tách uốn cong.
+ Bể Nam Côn Sơn là bể trầm tích dạng tam giác
thuộc ven rìa khối Đông Dương. Các trũng sâu và đới
nâng phát triển theo hệ thống đứt gãy Đông Bắc - Tây
Nam như trũng Mãng Cầu, địa lũy Tây Bắc, rìa nâng cánh
Đông (phía Bắc từ đới nâng Đông Sơn), đồng thời, đuôi
Tây Nam của trục tách giãn Biển Đông luôn không chế sự
tách giãn theo hướng Đông Bắc - Tây Nam.
Nửa phía Nam lại có các cấu trúc chính phân bố theo
hướng Đông Tây như đới nâng Mãng Cầu, Nâng Dừa,
trũng Trung tâm.
Phía Tây Nam lại phát hiện các đới nâng hay bán địa
hào phát triển dọc theo các đứt gãy Sông Hậu, Đồng Nai
hướng Bắc - Nam. Có lẽ do xô đẩy, dịch trượt xuống phía
Nam của đới nâng Côn Sơn (Hình 9).
Ngoài ra còn có sự tách giãn lôi kéo của đới hút chìm
Broneo - Palawan (tuổi hoạt động của nó là 26 - 16 tr. n. về
trước). Khi hoạt động, nó luôn lôi cuốn xuống phía Đông
Nam làm cho phần Nam bể Nam Côn Sơn luôn giãn ra về
hướng này.
Các cấu trúc trên đặc biệt các cấu tạo nâng được hình
thành trước Kainozoi, một số được hình thành vào cuối
Oligocen muộn, được cải thiện vào cuối Miocen sớm và
hoàn thiện vào cuối Miocen muộn.

Tổng hợp các ứng lực nêu trên mà phần Nam bể Nam
Côn Sơn luôn được mở rộng và phát triển về phía Đông
Nam và Đông theo kiểu kéo tách mở rộng của các đơn vị
cấu trúc ở đây.
+ Bể Mã Lai Thổ Chu là bể dạng tuyến tính phát triển
theo hệ đứt gãy Ba Chùa (còn gọi là bể giữa núi hay ven
rìa Tây Nam khối Đông Dương). Các cấu trúc chính bao
gồm các đới nâng, trũng sâu, đơn nghiêng đều có hướng
Tây Bắc - Đông Nam tạo nên các cấu trúc bậc II và III phân
bố theo kiểu kéo tách bậc thang (Hình 13).
Các cấu trúc, đặc biệt các cấu tạo nâng được hình
thành trước Kainozoi, một số được hình thành vào cuối
Oligocen muộn, bổ sung vào cuối Miocen sớm và hoàn
thiện vào cuối Miocen muộn.
- Bể Tư Chính Vũng Mây là bể trầm tích căng giãn Nam
biển Đông.
+ Các trũng sâu được phát hiện như: trũng Vũng Mây,
trũng Phúc Nguyên. Thực chất trũng Phúc Nguyên là
nhánh Tây Bắc của trũng Vũng Mây. Trũng Vũng Mây lớn
nhất chiếm phần lớn diện tích bể. Ngoài ra, còn có trũng
Phúc Tần kéo dài về phía Đông Bắc.
DẦU KHó