Đối sách đặc điểm kiến tạo địa động lực bể cửu long và nam côn sơn và triển vọng dầu khí liên quan

ĐẠI HỌC QUỐC GIA HÀ NỘI
TRƢỜNG ĐẠI HỌC KHOA HỌC TỰ NHIÊN
-----------------

Phan Thanh Tùng

ĐỐI SÁNH ĐẶC ĐIỂM KIẾN TẠO ĐỊA ĐỘNG LỰC BỂ CỬU LONG
VÀ NAM CÔN SƠN VÀ TRIỂN VỌNG
DẦU KHÍ LIÊN QUAN

LUẬN VĂN THẠC SĨ KHOA HỌC

Hà Nội – 2011


LỜI CẢM ƠN
Trong thời gian thực hiện luận văn Thạc sỹ, học viên đã nhận được sự giúp
đỡ tận tình và kịp thời của các cán bộ Trung tâm nghiên cứu Biển và Đảo và các cán
bộ của bộ môn Địa chất Dầu khí khoa Địa chất - Trường Đại học Khoa học Tự
nhiên – Đại học Quốc gia Hà Nội. Ngoài ra còn có sự giúp đỡ nhiệt tình của mọi
người trong gia đình và bạn bè đã tiế p sức cho h ọc viên hoàn thành tốt luận văn của
mình.
Học viên xin gửi lời cảm ơn chân thành đế n giáo viên hư ớng dẫn của mình,
PGS. TS. Tạ Trọng Thắng đã chỉ bảo khuyến khích động viên và tạo điều kiện giúp
đỡ trong suốt quá trình hoàn thành luận văn này.
Học viên cũng xin chân thành cảm ơn GS. TS. Trần Nghi và các cán bộ trung
tâm nghiên cứu Biển và Đảo đã giúp đỡ và cung cấp tài liệu, giúp học viên hoàn
thành tốt luận văn của mình.
Xin cảm ơn bố mẹ và người thân trong gia đình cũng như b ạn bè đã luôn
động viên, chia sẻ những khó khăn trong suốt quá trình học tập và hoàn thiện luận
văn.

Một lần nữa học viên xin gửi lời cảm ơn chân thành và sâu sắc tới các thầy
cô, bạn bè, gia đình và những người đã giúp đỡ học viên trong thời gian qua!
Học viên

Phan Thanh Tùng


MỤC LỤC
Trang
LỜI CẢM ƠN…………………………………………………………………
MỤC LỤC……………………………………………………………………..
DANH MỤC HÌNH VẼ ……………………………………………………...
MỞ ĐẦU………………………………………………………………………
Chƣơng 1. ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT, CẤU TRÚC KIẾN TẠO BỂ CỬU
LONG
1.1. Vị trí kiến tạo và lịch sử nghiên cứu bể Cửu Long…………………….
1.1.1. Vị trí kiến tạo………………………………………………………...
1.1.2. Lịch sử nghiên cứu………………………………………………….
1.2. Phân tầng cấu trúc……………………………………………………….
1.3. Phân vùng cấu trúc………………………………………………………
1.4. Hệ thống đứt gãy…………………………………………………………
Chƣơng 2. ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT, CẤU TRÚC KIẾN TẠO BỂ NAM
CÔN SƠN
1.1. Vị trí kiến tạo và lịch sử nghiên cứu bể Cửu Long…………………….
1.1.1. Vị trí kiến tạo………………………………………………………...
1.1.2. Lịch sử nghiên cứu………………………………………………….
1.2. Phân tầng cấu trúc……………………………………………………….
1.3. Phân vùng cấu trúc………………………………………………………
1.4. Hệ thống đứt gãy…………………………………………………………
Chƣơng 3. PHƢƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU

3.1. Phƣơng pháp địa vật lý…………………………………………………..
3.2. Hệ phƣơng pháp nghiên cứu cấu trúc kiến tạo và lịch sử tiến hóa địa
chất……………………………………….........................................................
3.3. Phƣơng pháp đánh giá tiềm năng dầu khí……………………………...
Chƣơng 4. ĐỐI SÁNH ĐẶC ĐIỂM KIẾN TẠO ĐỊA ĐỘNG LỰC BỂ
CỬU LONG VÀ NAM CÔN SƠN
4.1. Các giai đoạn phát triển địa chất của bể Cửu Long và Nam Côn Sơn
4.1.1. Bể Cửu Long………………………………………………………...
4.1.2. Bể Nam Côn Sơn…………………………………………………….
4.2. Đối sánh đặc điểm cấu trúc kiến tạo địa động lực bể Cửu Long và
Nam Côn Sơn………………………………………………………………….
4.2.1. Đối sánh về vị trí địa lý……………………………………………...

1
1
2
9
13
20

25
25
27
31
34
42
47
51
53

55
55
63
73
73


4.2.2. Đối sánh về lịch sử tiến hóa………………………………………...
4.2.3. Đối sánh về địa tầng…………………………………………………
4.2.3. Đối sánh về đặc điểm cấu trúc kiến tạo địa động lực………………
Chƣơng 5. TRIỂN VỌNG DẦU KHÍ BỂ CỬU LONG VÀ NAM CÔN
SƠN
5.1. Bể Cửu Long……………………………………………………………...
5.1.1. Các tích tụ Hydrocacbon……………………………………………….
5.1.2. Hệ thống dầu khí………………………………………………………..
5.1.3. Triển vọng dầu khí……………………………………………………...
5.2. Bể Nam Côn Sơn…………………………………………………………
5.2.1. Các tích tụ hydrocarbon………………………………………………..
5.2.2. Hệ thống dầu khí……………………………………………………….
5.2.3. Triển vọng dầu khí……………………………………………………...
KẾT LUẬN……………………………………………………………………
TÀI LIỆU THAM KHẢO……………………………………………………

77
78
78

84
85
86

92
93
93
95
101
103
105


DANH MỤC HÌNH VẼ VÀ BẢNG BIỂU
HÌNH VẼ
Hình 1.1. Bản đồ vị trí bể Cửu Long
Hình 1.2. Mặt cắt địa chấn tuyến S18 cắt qua bể Cửu Long
Hình 1.3. Bảng tổng hợp đặc điểm địa chất bể Cửu Long
Hình 1.4. Bản đồ phân vùng cấu trúc bể Cửu Long
Hình 1.5. Bản đồ cấu trúc mặt móng bể Cửu Long
Hình 1.6. Bản đồ các hệ thống đứt gãy chính bể Cửu Long
Hình 1.7. Mặt cắt địa chấn tuyến S18 bể Cửu Long thể hiện hệ thống đứt gãy thuận
Hình 2.1. Sơ đồ vị trí bể trầm tich Nam Côn Sơn
Hình 2.2. Bảng tổng hợp đặc điểm địa chất bể Nam Côn Sơn
Hình 2.3. Sơ đồ phân vùng cấu trúc bể Nam Côn Sơn
Hình 2.4. Mặt cắt địa chấn tuyến S14 bể Nam Côn Sơn
Hình 2.5. Bản đồ phân vùng cấu trúc bể Nam Côn Sơn
Hình 2.6. Mặt cắt địa chấn tuyến S21 bể Nam Côn Sơn
Hình 2.7. Mặt cắt địa chấn tuyến S15 bể Nam Côn Sơn
Hình 2.8. Mặt cắt địa chấn tuyến S13 bể Nam Côn Sơn
Hình 2.9. Mặt cắt địa chấn tuyến S21 bể Nam Côn Sơn
Hình 2.10. Bản đồ các hệ thống đứt gãy bể Nam Côn Sơn
Hình 4.1. Mặt cắt địa chấn tuyến S18 cắt dọc bể Cửu Long
Hình 4.2. Mặt cắt phục hồi tiến hóa địa chất (tuyến S18 bể Cửu Long)

Hình 4.3. Mặt cắt địa chấn tuyến S5 cắt ngang bể Cửu Long
Hình 4.4. Mặt cắt phục hồi tiến hóa địa chất tuyến S5 bể Cửu Long
Hình 4.5. Mặt cắt phục hồi tiến hóa địa chất theo tuyến S12 bể Nam Côn Sơn
Hình 4.6. Mặt cắt phục hồi tiến hóa địa chất tuyến S20 bể Nam Côn Sơn
Hình 4.7. Mặt cắt địa chấn tuyến S19 cắt dọc bể Nam Côn Sơn
Hình 4.8. Mặt cắt phục hồi tiến hóa địa chất theo tuyến S19 bể Nam Côn Sơn
Hình 4.9. Sơ đồ phân bố các miền vỏ
Hình 4.10. Sơ đồ phân vùng kiến tạo và bối cảnh địa động lực biển Đông
Hình 4.11. Sơ đồ chiều sâu đáy biển Đông
Hình 4.12. Sơ đồ đối sánh địa tầng Kainozoi
Hình 4.13. Sơ đồ đối sánh địa tầng Pliocen – Q

i


Hình 5.1. Cột địa tầng bể Cửu Long
Hình 5.2. Các phát hiện dầu khí tại bể Cửu Long
Hình 5.3. Bản đồ đẳng dày tầng sinh Oligocen – Eocen bể Cửu Long
Hình 5.4. Bẫy cấu trúc bể Cửu Long
Hình 5.5. Bẫy địa tầng bể Cửu Long
Hình 5.6. Phân bố trữ lượng dầu khí bể Cửu Long theo play
Hình 5.7. Mặt cắt địa chất bể Nam Côn Sơn
Hình 5.8. Phân bố play đá móng nứt nẻ
Hình 5.9. Phân bố play cát kết oligocen
Hình 5.10. Phân bố cát kết Miocen
Hình 5.11. Phân bố play hydrocacbonat
Hình 5.12. Phân bố tiềm năng dầu khí theo Play
BẢNG BIỂU
Bảng 4.1. Bảng đối sánh tiến hóa địa chất
Bảng 4.2. Bảng phân chia tầng cấu trúc theo thời gian

Bảng 4.3. Bảng đối sánh các mặt bất chỉnh hợp trong 2 bể
Bảng 4.4. Bảng đối sánh phân vùng cấu trúc các bể
Bảng 4.5. Bảng đối sánh các pha nén ép và hậu quả của chúng
Bảng 4.6. Bảng tổng hợp đối sánh các hệ thống đứt gãy chính trong 2 bể trầm tích
Bảng 4.7. Bảng đối sánh biên độ sụt lún 2 bể

ii


MỞ ĐẦU
Cùng với sự phát triển của nền kinh tế Việt Nam nói riêng và trên toàn Thế
giới nói chung, ngành công nghiệp Dầu khí luôn được coi là một ngành mũi nhọn
và quan trọng nhất hiện nay.
Ở Việt Nam, ngành công nghiệp Dầu khí tuy mới phát triển nhưng nó đang
là nguồn đóng góp kinh phí đáng kể vào nền kinh tế nước nhà. Do đó việc nghiên
cứu cấu trúc kiến tạo và đánh giá tiềm năng dầu khí đã góp phần rất quan trọng vào
công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí.
Bể Cửu Long và Nam Côn Sơn là hai trong số các bể trầm tích có tiềm năng
dầu khí lớn nhất của nước ta. Các công tác nghiên cứu, tìm kiếm và thăm dò vẫn
được tiến hành thường xuyên nhằm nâng cao hệ số thu hồi ở hai bể trầm tích này.
Vấn đề cần quan tâm hiện nay chính là đặc điểm cấu trúc kiến tạo và triển vọng dầu
khí của chúng.
Luận văn “Đối sánh đặc điểm kiến tạo địa động lực bể Cửu Long và Nam
Côn Sơn và triển vọng dầu khí liên quan” được thực hiện với mục đích chính là
nghiên cứu đặc điểm cấu trúc kiến tạo địa động lực, đối sánh để đưa ra những điểm
tương đồng và khác nhau của hai bể trầm tích, bên cạnh đó đưa ra những nhận xét
về triển vọng dầu khí của chúng.
Và để thực hiện được các mục đích trên, nội dung của luận văn gồm những
phần chính sau (Không gồm Mở đầu và Kết luận):
Chương 1. Đặc điểm địa chất, cấu trúc kiến tạo bể Cửu Long

Chương 2. Đặc điểm địa chất, cấu trúc kiến tạo bể Nam Côn Sơn
Chương 3. Phương pháp nghiên cứu
Chương 4. Đối sánh đặc điểm kiến tạo địa động lực bể Nam Côn Sơn và Cửu
Long
Chương 5. Triển vọng dầu khí bể Cửu Long và Nam Côn Sơn

iii


Chƣơng 1. ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT, CẤU TRÚC KIẾN TẠO
BỂ CỬU LONG

1.1. Vị trí kiến tạo và lịch sử nghiên cứu bể Cửu Long
1.1.1. Vị trí kiến tạo
Bể trầm tích Cửu Long nằm ở phía Nam - Đông Nam biển Việt Nam, là một
bể trầm tích có một phần nằm trên đất liền thuộc khu vực cửa sông Cửu Long, còn
phần lớn diện tích nằm trên thềm lục địa Việt Nam , bể bao gồm diện tích các lô 01,
02, 15- 1, 9, 16 và 17 với diện tích gần 40.000 km2 (Hình 1.1).
Về phương diện hình thái, bể Cửu Long có hình “ bầu dục” nằm dọc theo bờ
biển Vũng Tàu- Bình Thuận, đây là một bể trầm tích nội lục khép kín điển hình tại
thềm lục địa Việt Nam. Cấu trúc bể phát triển theo phương ĐB - TN, sụt lún mạnh
trong Kainozoi và được lấp đầy bởi các trầm tích từ thô đến mịn có tuổi từ Eocen
(phát hiện tại giếng khoan CL1 với chiều dày trên 800m) đến Đệ tứ. Theo quan
điểm về địa tầng phân tập thì các thành tạo này bao gồm đầy đủ các phức tập:
(Eocen), (Oligocen dưới), (Oligocen trên), (Miocen dưới), (Miocen giữa), (Miocen
trên), (Pliocen - Đệ tứ).
Hiện tại, bể Cửu Long tiếp giáp với đất liền về phía Tây Bắc, ngăn cách với
bể Nam Côn Sơn bởi đới nâng Côn Sơn, phía Tây Nam là đới nâng Korat- Natuna
và phía Đông Bắc là đới cắt trượt Tuy Hòa ngăn cách với bể Phú Khánh.
Bể Cửu Long là bể đầu tiên của Việt Nam được phát hiện dòng dầu công

nghiệp khi khoan giếng khoan BH- 1X vào năm 1975, trong đá cát kết Miocen dưới
và sau đấy tiếp tục công tác tìm kiếm thăm dò và phát hiện dầu trong đá móng nứt
nẻ của khu vực Bạch Hổ. Tập đoàn dầu khí Việt Nam cùng các công ty liên doanh
Vietsovpetro đã đưa mỏ dầu khí Bạch Hổ vào khai thác, tiếp đó là mỏ Rồng và sau
này các công ty khac tiếp tục phát hiện thêm các mỏ khác như: Rạng Đông, Hồng
Ngọc, Sư tử đen v.v… đưa vào thẩm lượng chuẩn bị khai thác.Đến nay bể Cửu
Long được xem là một bể chứa dầu khí lớn nhất ở thềm lục địa Việt Nam. Cho đến
nay tổng lượng dầu đã khai thác trên 200 triệu tấn.

1


Hình 1.1. Bản đồ vị trí bể Cửu Long
1.1.2. Lịch sử nghiên cứu
Từ những năm sáu mươi đến nay trong số các bể trầm tích ở thềm lục địa
Việt Nam, bể Cửu Long là nơi mà công tác tìm kiếm và thăm dò dầu khí được mở
đầu sớm nhất và cũng là nơi đánh dấu thành quả lớn nhất của ngành dầu khí Việt
Nam. Lịch sử nghiên cứu, thăm dò tìm kiếm dầu khí tại bể Cửu Long bị chi phối
trực tiếp của công cuộc cách mạng giải phóng miền Nam của dân tộc ta. Vì vậy,
chúng ta có thể lấy mốc là năm 1975, một mốc son chói lọi nhất của cách mạng Việt
Nam, thời điểm thống nhất đất nước, từ đó có thể chia lịch sử nghiên cứu dầu khí bể
Cửu Long ra thành 2 giai đoạn, giai đoạn trước năm 1975 và giai đoạn sau năm
1975.
a. Giai đoạn trước năm 1975
Mở đầu cho công tác tìm kiếm và thăm dò dầu khí bể Cửu Long là Công ty
Mandrel (năm 1969) tiến hành khảo sát địa chấn theo mạng lưới tuyến 30x50 km.
Sau đó công ty Mobil tiếp tục đan dày mạng lưới tuyến khảo sát địa chấn với tỷ lệ
8x8 km và 4x4 km trên khu vực cấu tạo Bạch Hổ và lân cận. Trên cơ sở kết quả xử
lý và giải đoán các tài liệu địa chấn thu được, năm 1974 Công ty Mobil quyết định

2


khoan giếng khoan đầu tiên trên cấu tạo Bạch Hổ, đó là giếng khoan BH-IX và cũng
chính từ giếng khoan đầu tiên này, Mobil đã phát hiện được dầu thô trong trầm tích
Oligocen và Miocen sớm với lưu lượng 2400 thùng/ngày. Cũng trong thời gian này,
Công ty Retty Ray đã tiến hành khảo sát địa chấn chi tiết hơn theo mạng lưới tuyến
2x2 km trên khu vực cấu tạo Bạch Hổ. Từ tháng 4/1975 hai công ty Mobil và Retty
Ray phải ngưng công việc tìm kiếm và thăm dò của họ.
Như vậy, từ năm 1969 đến năm 1975, công tác tìm kiếm thăm dò ở bể Cửu
Long được triển khai chủ yếu là địa vật lý trên mặt. Chỉ có một giếng khoan BH-IX
được thực hiện song lại bị bỏ dở. Trong giai đoạn này, chưa có bất kỳ tài liệu địa
hoá nào liên quan đến giếng khoan BH-IX được giữ lại mà chỉ có một báo cáo về
công tác khoan của giếng BH-IX được ghi chép đến tháng 3/1975. Trong tài liệu
cũng có nói đến sự xuất hiện của khí trong quá trình khoan. Như vậy công tác
nghiên cứu địa hoá cho giếng khoan đầu tiên này trong giai đoạn trước năm 1975
coi như chưa có.
b. Giai đoạn sau năm 1975
Bắt đầu từ năm 1976, Công ty Địa vật lý CGG của Pháp phối hợp với Tổng
cục Dầu khí Việt Nam tiến hành khảo sát địa chấn đồng bằng sông Cửu Long và
vùng biển nông để liên kết địa chấn giữa lô 9 và lô 16 với đất liền. Từ kết quả liên
kết trên, Tổng cục Dầu khí Việt Nam đã cho tiến hành khoan thăm dò hai giếng CLIX và HG-IX ở đồng bằng sông Cửu Long. Kết quả hai giếng khoan này cho phép
các nhà địa chất dầu khí Việt Nam theo dõi được sự thay đổi trong lát cắt trầm tích
Đệ tam từ đất liền đến khu vực trung tâm của bể Cửu Long. Kết quả phân tích mẫu
từ hai giếng khoan này cho thấy trầm tích Đệ tam rất nghèo vật chất hữu cơ (TOC
chỉ dao động từ 0.1- 0.4%) và hầu như không có khả năng sinh dầu (S2: 0.5- 1kg/T,
HI: 80- 160mg/g, Tmax: 410-4200C). Tài liệu đánh giá địa hoá cho hai giếng khoan
này chỉ dừng lại ở đây với những kết quả sơ bộ như vậy. Tuy nhiên, đến năm 1970,
Công ty Deminex trúng thầu ở lô 15 và công ty tiến hành công tác khảo sát địa chấn
theo mạng lưới 3.5x3.5 km và đã thu được một số kết quả. Sau đó Deminex đã cho

khoan liền 4 giếng khoan thăm dò trên các cấu tạo Trà Tân (15-G-IX), Sông Ba (15-

3


B-IX), Cửu Long (15-C-IX) và Đồng Nai (15-Đ-IX). Qua công tác thử vỉa,
Deminex đã phát hiện ra dầu thô tại độ sâu 2307-2313m ở giếng khoan 15-G-IX
nhưng với lưu lượng quá nhỏ. Các giếng khoan còn lại có tìm thấy các dấu hiệu của
Hydrocarbon nhưng không đáng kể, vì vậy năm 1981, Công ty Deminex đã ngừng
công việc tìm kiếm thăm dò tại lô 15 và rút khỏi Việt Nam.
Tuy nhiên tài liệu của Deminex về công tác địa hoá được triển khai một cách
rất bài bản, từ khâu chọn mẫu cho đến khâu phân tích. Toàn bộ mẫu được phân tích
địa hoá tại Robertson Research (Singapore) và tại phòng thí nghiệm địa hoá của
công ty Deminex (Tây Đức). Theo Leythaeuser, người đã tổng hợp kết quả từ 4
giếng khoan thì đá mẹ ở khu vực này bao gồm các trầm tích Oligocen và Miocen có
chứa vật chất hữu cơ dao động từ trung bình đến tốt, tuy nhiên mức độ trưởng thành
của đá mẹ chỉ đạt giá trị ở mức độ thấp đến vừa, vì vậy khả năng sinh thành
Hydrocarbon không đáng kể. Đó là lý do để công ty Deminex quyết định chấm dứt
công tác tìm kiếm thăm dò ở lô 15.
Trong giai đoạn này, sự kiện có ý nghĩa trọng đại cho ngành dầu khí Việt
Nam là việc ký hiệp định giữa hai chính phủ Liên Xô và Việt Nam nhằm tìm kiếm
thăm dò dầu khí ở khu vực Bạch Hổ và Rồng. Năm 1987, Công ty Địa vật lý Thái
Bình Dương của Liên Xô đã tiến hành khảo sát địa chấn theo mạng lưới tuyến 2x2
km và 0.5x0.5 km trên cấu tạo Bạch Hổ và 2x2 km, 1x1 km trên cấu tạo Rồng, Tam
Đảo, Trà Tân và Cửu Long, tổng số các tuyến khảo sát lên tới 3000km, khối lượng
công tác địa vật lý khá đồ sộ và chi tiết đã tạo tiền đề quan trọng để Công ty
Vietsovpetro lựa chọn được các giếng khoan thăm dò thích hợp ở khu vực đấu thầu
và đã phát hiện ra dầu thô trong trầm tích Oligocen và Miocen ở cấu tạo Bạch Hổ.
Công tác nghiên cứu địa hoá đã được Xí nghiệp Liên doanh dầu khí
Vietsovpetro tiến hành ngay từ những giếng khoan đầu tiên. Hầu hết các mẫu địa

hoá đều được phân tích ở phòng Địa hoá thuộc Viện Dầu khí Việt Nam. Kết quả
tổng kết từng giếng khoan và đánh giá địa hóa do Vietsovpetro đảm nhiệm (Hoàng
Đình Tiến và CTG). Từ cơ sở khoa học này, Xí nghiệp Vietsovpetro đã gia tăng
ngày một nhiều hơn các giếng khoan tìm kiếm thăm dò, số lượng và chủng loại mẫu

4


địa hoá ngày một nhiều và kết quả thu được ngày càng phong phú và đáng tin cậy
hơn. Tuy nhiên, ở vào thời gian đó do thiết bị phân tích phần nào còn hạn chế so với
bây giờ nên các thông số địa hoá hữu hiệu còn chưa đủ vì thế việc đánh giá địa hoá
của từng giếng khoan còn bị hạn chế. Tuy nhiên kết quả đáng ghi nhận ở đây là từ
những nghiên cứu ban đầu này, Vietsovpetro đã phát hiện dầu thô trong trầm tích
Oligocen và Miocen ở cấu tạo Bạch Hổ.
Từ năm 1981, Tổng cục Dầu khí Việt Nam đã chú ý một cách thích đáng
công tác nghiên cứu khoa học, vì vậy đã có hàng loạt đề tài cấp Nhà nước, cấp
ngành được triển khai không chỉ ở bể Cửu Long mà còn trên khắp các bể trầm tích
vùng thềm lục địa Việt Nam. Ví dụ đề tài mang mã số 22-01-01-07 có tên "So sánh
đặc điểm địa hoá trong quá trình hình thành bể trầm tích Hà Nội và Cửu Long" do
Viện Dầu khí chủ trì và tiến hành từ năm 1981-1985 đã khẳng định tầng đá mẹ
Oligoxen giàu vật chất hữu cơ Sapropel ở bể trầm tích Cửu Long chính thức được
thừa nhận trên quy mô phân bố và mức độ trưởng thành.
Từ năm 1986-1990, theo đơn đặt hàng của Xí nghiệp Liên doanh Dầu khí
Vietsovpetro, Viện Dầu khí Việt Nam đã tiến hành hàng loạt các đề tài nghiên cứu
về cấu trúc và đánh giá tiềm năng dầu khí ở bể Cửu Long. Trong các đề tài này,
công tác nghiên cứu địa hoá ngày càng được chi tiết và cụ thể hơn. Song song với
các đề tài nêu trên đây, Vietsovpetro cũng đã tiến hành nghiên cứu các đề tài địa
hoá cho khu vực Bạch Hổ, Rồng và các vùng kế cận (Hoàng Đình Tiến và TCG).
Có thể nói từ năm 1981-1990 là bước khởi đầu song cũng chính là thời kỳ phát triển
mạnh mẽ công tác nghiên cứu địa hoá dầu khí ở bể Cửu Long nói riêng và Việt

Nam nói chung đã để lại một mốc son quan trọng trong lĩnh vực địa hoá dầu khí ở
nước ta.
Từ năm 1990 đến nay, một sự kiện gây cho các nhà địa chất dầu khí trong và
ngoài nước hết sức ngạc nhiên và lý thú là việc phát hiện ra dầu thô trong móng
granitoit nứt nẻ tuổi trước Đệ tam của công ty Vietsovpetro ở mỏ Bạch Hổ. Sự kiện
này đã thúc đẩy nhanh chóng công tác thăm dò dầu khí ở cả khu vực mỏ Bạch Hổ
và mỏ Rồng. Hàng loạt các giếng khoan thăm dò và khai thác được tiến hành ở hai

5


mỏ Rồng và Bạch Hổ cũng như ở các cấu tạo lân cận như Bà Đen IX, Tam Đảo IX,
Ba Vì IX. Công tác nghiên cứu về cấu trúc kiến tạo đá móng granitoit cũng như
nghiên cứu địa hoá dầu khí được tiến hành mạnh mẽ hơn bao giờ hết. Các đề tài đã
xúc tiến nghiên cứu đồng bộ hệ thống dầu khí cho toàn bộ bể Cửu Long đặc biệt là
cho hai mỏ Bạch Hổ và Rồng. Các nhà địa chất dầu khí bước đầu đã làm sáng tỏ
mối quan hệ hữu cơ giữa đá mẹ và sản phẩm sinh ra từ đó. Chính sách mới đầu tư
cho thiết bị được tăng cường nhanh chóng, các thiết bị phân tích Vitrinit, sắc ký
lỏng cao áp, sắc ký bản mỏng, hồng ngoại, PY-GC, GC-MS cũng như Rock-Eral
thế hệ mới có kèm theo bộ phân tích TOC đã giúp cho việc phân tích các chỉ tiêu
đặc dụng trong địa hóa dầu khí một cách nhanh chóng, chính xác. Nhờ các kết quả
nêu trên mà tầng đá mẹ sinh dầu ở bể Cửu Long được đánh giá một cách chính xác.
Việc phát hiện ra dầu thô trong đá móng granitoit không chỉ làm tăng sản
lượng khai thác của Vietsovpetro ở hai mỏ Bạch Hổ và Rồng mà còn góp phần to
lớn, thúc đẩy và lôi cuốn các công ty nước ngoài khác mạnh dạn đầu tư vào tìm
kiếm thăm dò bể Cửu Long. Công ty Entreprise Oli ở lô 17 đã tiến hành khoan ba
giếng 17-C-IX, 17-N-IX, 17-DD-IX đã phát hiện ngay dầu thô trong trầm tích
Mioxen hạ ở giếng khoan 17-C-IX. Công ty này đã nhanh chóng kết thúc công tác
thăm dò địa chấn 3D ở lô 17 và đang tiếp tục khoan thăm dò các giếng mới. Công ty
JVPC trong năm 1994 cũng đã phát hiện dầu thô mới trong móng nứt nẻ - phong

hoá ở giếng khoan 15-RD-IX và trữ lượng được đánh giá là không thua kém mỏ
Bạch Hổ. Ngoài ra công ty Petronas của Malaysia (1994) cũng đã phát hiện được
dầu thô trong trầm tích Miocen hạ, Oligocen và trong đá móng tại cấu tạo Ruby, lô
02.
Những thành tựu nêu trên đây đều gắn liền với công tác nghiên cứu cơ bản,
đặc biệt là công tác nghiên cứu địa hoá. Sự phối hợp giữa các phòng thí nghiệm của
Viện Dầu khí Việt Nam và Viện Geochem Group của Anh Quốc để luận giải kết
quả và đánh giá địa hoá cho 3 giếng khoan của công ty Entreprise Oil đánh dấu sự
trưởng thành của chuyên ngành địa hoá dầu khí Việt Nam. Đó là lý do để hai công
ty JVPC và Petronas tin tưởng chuyển toàn bộ mẫu địa hoá đến phòng Địa hóa của

6


Viện Dầu khí Việt Nam để phân tích. Các kết quả thu được qua phân tích được các
nhà địa hoá Việt Nam minh giải, tổng hợp và đánh giá một cách hoàn toàn khoa học
và theo đúng tiêu chuẩn quốc tế. Công tác địa hóa dầu khí đã tiến thêm một bước
quan trọng đó là đã tiến hành tổng hợp tài liệu địa hóa cho từng lô riêng biệt như
các lô 1, 2, 9, 15, 16, 17 và cho toàn bể Cửu Long. Ngoài ra, Viện Dầu khí còn phối
hợp với Công ty Geochem Group tiến hành đánh giá về đá mẹ sinh dầu cho toàn bộ
thềm lục địa Việt Nam, đặc biệt khu vực bể Cửu Long và Nam Côn Sơn.
Cũng trong thời gian này, hàng loạt các cuộc hội thảo khoa học trong lĩnh
vực địa chất dầu khí được tiến hành. Tham gia hội thảo, ngoài các nhà địa chất dầu
khí Việt Nam còn có đông đảo các nhà địa chất dầu khí nước ngoài trong đó có các
Công ty dầu khí Mỹ như Exxon, Chevron, Amoco, Mobil, Arco cũng tích cực tham
dự. Trong các cuộc hội thảo này, các nhà địa chất dầu khí không chỉ khẳng định
được tầng đá mẹ Damoli mà còn khẳng định các chỉ tiêu về tiềm năng hữu cơ, mức
độ trưởng thành, khả năng sinh thành, phương thức di cư của Hydrocarbon của tầng
đá mẹ này. Đây là tầng đá mẹ cung cấp cho tất cả các tích luỹ dầu khí ở bể Cửu
Long, đặc biệt cung cấp cho móng phong hoá nứt nẻ granitoit tuổi Mesozoi muộn.

Hiện nay, tất cả các công ty đang có mặt ở bể Cửu Long như Vietsovpetro,
Petronas, JVPC, Enterprise Oil đang tiếp tục khoan thêm các giếng khoan thăm dò
mới. Ngoài ra có khá nhiều các công ty dầu khí nước ngoài đang đàm phán để ký
hợp đồng với PetroVietnam tại các khu vực chưa được đấu thầu ở bể Cửu Long.
Riêng hai mỏ Rồng và Bạch Hổ, công tác nghiên cứu ngày càng được tiến
hành chi tiết. Năm 1987, Viện NCKH và TK Dầu khí biển (NHIPI) thuộc
Vietsovpetro đã liên kết xây dựng bình đồ cấu trúc cho các tầng nóc và đáy, bản đồ
phân bố chiều dày và chiều dày hiệu dụng chứa dầu khí của các tầng trầm tích chứa
dầu khí Oligocen khu vực Đông Bắc mỏ Rồng. Năm 1995, phòng Địa chất tìm kiếm
thăm dò thuộc Viện NHIPI đã sử dụng tài liệu địa vật lý giếng khoan, tài liệu địa
chấn 3D liên kết chi tiết các tầng trầm tích chứa dầu khí Oligocen dưới khu vực
Đông Bắc mỏ Bạch Hổ. Từ đó xác định được mối quan hệ phân bố của tầng đá chứa
Oligocen dưới với các tài liệu Carota, địa chấn, các biểu hiện của tầng tựa, tầng

7


chứa để dự báo sự phát triển và phân bố các tầng đá chứa Oligocen dưới ở các khu
vực có số liệu lỗ khoan hạn chế, chỉ dựa chủ yếu vào địa chấn.
Năm 1996, Viện Dầu khí Hà Nội khi nghiên cứu các bẫy phi cấu tạo ở mỏ
Rồng cũng đã sử dụng tài liệu địa vật lý giếng khoan, tài liệu địa chấn 3D để dự báo
khả năng tồn tại của các bẫy phi cấu tạo ở mỏ này.
Năm 1997, Hoàng Phước Sơn (Viện NHIPI) đã sử dụng tài liệu địa vật lý
giếng khoan, địa chất, địa chấn 2D, 3D xây dựng các lát cắt liên kết các tầng trầm
tích Oligocen cấu tạo Sói và Rồng, khu vực giữa các giếng khoan R-2, R-11, S-1
nhằm xác định sự phân bố tướng đá ở khu vực này.
Nếu như lịch sử nghiên cứu dầu khí bể Cửu Long đặc biệt là hai mỏ Bạch Hổ
và Rồng về mặt địa tầng, địa chấn, kiến tạo, Carota và địa hóa dầu khí phát triển khá
nhanh chóng thì nghiên cứu tướng đá - cổ địa lý chỉ mới được bắt đầu trong thời
gian gần đây. Có thể nói đề tài "Điều kiện lắng đọng trầm tích - cổ địa lý các tầng

chứa dầu khí trong trầm tích Oligoxen hạ mỏ Bạch Hổ thuộc bể Cửu Long" của tập
thể tác giả Nguyễn Địch Dỹ, Trần Nghi và nnk là công trình hoàn chỉnh nhất bàn về
tướng đá cổ địa lý vùng mỏ Bạch Hổ tính đến năm 1997. Trong công trình này, các
tác giả của đề tài đã làm sáng tỏ điều kiện lắng đọng các tầng chứa dầu khí trong
các thành tạo trầm tích Oligoxen hạ của mỏ Bạch Hổ thuộc bể Cửu Long nhằm
cung cấp cơ sở khoa học cho việc tính toán trữ lượng cũng như cho việc thiết kế kỹ
thuật khai thác một cách kinh tế nhất.
Năm 2001, trong luận án Tiến sỹ Địa chất của mình, Hoàng Phước Sơn cũng
đã đề cập đến cổ địa mạo - cổ địa lý thời kỳ Oligoxen sớm khu vực Đông Nam bể
Cửu Long. Tác giả luận án đã chia khu vực này thành 3 kiểu địa hình cổ, đó là địa
hình kiến tạo bóc mòn, địa hình xâm thực và địa hình tích tụ. Mỗi dạng địa hình cổ
được tác giả mô tả khá tỉ mỉ.
Năm 2002, đề tài hợp tác nghiên cứu giữa Trường Đại học Khoa học Tự
nhiên – ĐHQG Hà Nội và XNLD Vietsovpetro "Nghiên cứu tướng đá - cổ địa lý và
chuẩn hóa địa tầng trầm tích Kainozoi ở mỏ Bạch Hổ và Rồng" do Trần Nghi chủ
trì đã tổng hợp một số lượng lớn tài liệu thạch học, cổ sinh, địa chấn, địa vật lý

8


giếng khoan phục vụ đề tài. Kết quả đã chính xác hóa địa tầng khu vực hai mỏ trên
hệ phương pháp tổng hợp thạch địa tầng, sinh địa tầng, địa chấn địa tầng, địa tầng
phân tập. Thành lập được loạt bản đồ tướng đá - cổ địa lý hai mỏ cho 4 giai đoạn
SH11, SH10, SH8 và SH5.
Ngoài công tác nghiên cứu tìm kiếm thăm dò dầu khí mà đối tượng là các
trầm tích Đệ tam còn có hàng loạt các công trình nghiên cứu khác về các thành tạo
Pliocen - Đệ tứ, đáng kể như: Đề tài nhánh “Thành lập bản đồ tướng đá cổ địa lý
Pliocen - Đệ tứ thềm lục địa Đông Nam Việt Nam tỷ lệ 1:250.000” do Trần Nghi
chủ biên và “Thành lập bản đồ địa chất Pliocen - Đệ tứ thềm lục địa Đông Nam
Việt Nam” do Nguyễn Biểu chủ biên thuộc đề tài cấp nhà nước KC09-09 do Mai

Thanh Tân chủ trì, 2003-2005. Địa chất phần lục địa chủ yếu được nghiên cứu nhờ
các phương án đo vẽ bản đồ địa chất ở các tỷ lệ 1:200.000 và 1:50.000. Các mô tả
địa tầng trước Pliocen chủ yếu từ các số liệu lỗ khoan dầu khí tìm kiếm thăm dò dầu
khí. Các thành tạo Pliocen - Đệ tứ được nghiên cứu khá chi tiết và được phân chia
trên quan điểm tuổi và nguồn gốc.
1.2. Phân tầng cấu trúc
Theo tài liệu địa chấn - địa chất và tài liệu khoan và các tài liệu khác đã có,
cấu trúc địa chất khu vực nghiên cứu có thể được phân ra hai tầng cấu trúc chính
sau:
- Tầng cấu trúc dưới (A)
- Tầng cấu trúc trên (B)
* Tầng cấu trúc dưới (A)
Tầng cấu trúc dưới bao gồm các thành tạo trước Kainozoi với các đá mà đặc
trưng về sự bất đồng nhất về thành phần thạch học và đa màu sắc của đá. Chúng bao
gồm các đá granit, biotit, granitoit, granodiorit và nhiều nơi còn gặp cả riolit và đá
biến chất. Theo kết quả phân tích tuổi đồng vị phóng xạ đã xác định là Jura, Kreta
thuộc đới Đà Lạt - Cămpuchia. Các giếng khoan đã gặp đá móng bị phong hoá và
nứt nẻ trên các đới móng nhô cao chủ yến là đá granit hoặc granodiorit và đôi nơi
gặp cả đá biến chất.

9


* Tầng cấu trúc trên (B)
Tầng cấu trúc trên bao gồm các trầm tích Kainozoi có tuổi từ Eocen(?) đến
Đệ tứ. Chúng phủ chồng bất chỉnh hợp lên tầng cấu trúc dưới. Tầng cấu trúc này
được chia ra 3 phụ tầng cấu trúc khác nhau.Sự phân chia đó được dựa theo đặc điểm
thạch học, lịch sử hình thành và môi trường lắng động trầm tích..Ranh giới giữa
các phụ tầng cấu trúc là các mặt bất chỉnh hợp, đánh dấu các chu kỳ trầm tích gắn
liền với các pha hoạt động kiến tạo tương ứng:

+ Phụ tầng cấu trúc Eocen (?) – Oligocen(B1)
+ Phụ tầng cấu trúc Miocen (B2)
+ Phụ tầng cấu trúc Pliocen - Đệ tứ (B3)
a. Phụ tầng cấu trúc Eocen (?) - Oligocen
Phụ tầng cấu trúc này bao gồm các thành tạo Eocen (?) và Oligocen. Tính
đến thời điểm này, tất cả các giếng đã khoan trong bể Cửu Long chưa có giếng
khoan nào bắt gặp trầm tích Eocen. Nhưng tại vùng rìa, giếng khoan Cửu Long I
(khoan tại đất liền) đã bắt gặp các trầm tích Eocen với chiều dày trên 600 m ,thành
phần trầm tích chủ yếu là các vụn thô như cuội sạn kết, cát kết đa khoáng xen các
lớp mỏng sét kết và bột kết, trầm tích có màu đỏ, đỏ tím, tím lục sặc sở với độ chọn
lọc rất kém đặc trưng kiểu molas lũ tích lục địa thuộc các trũng trước núi CretaPaleocen-Eocen. Theo tài liệu địa chấn địa tầng thì các thành hệ nằm ở đáy các
vùng trũng có thể dự đoán sự có mặt các trầm tích molas có tuổi Eocen là có thể (?).
Trầm tích Oligocen bao gồm hai hệ tầng chính là Trà Cú và Trà Tân mà phân
chia giữa chúng là một mặt bất chỉnh hợp SH10 (Hình 1.2 - đoạn mặt cắt địa chấn
minh hoạ).

10


Hình 1.2. Mặt cắt địa chấn tuyến S18 cắt qua bể Cửu Long
(Nguồn: Đề tài KC-09.20 do GS. Trần Nghi chủ trì)

11


Hình 1.3. Bảng tổng hợp đặc điểm địa chất bể Cửu Long

12

- Hệ tầng Trà Cú (Oligocen sớm) bao gồm các trầm tích từ mặt móng (SHB) đến
mặt phản xạ SH10 có chiều dày thay đổi đáng kể tăng dần từ đỉnh các cấu tạo ra hai
cánh.
- Hệ tầng Trà Tân (Oligocen muộn) được phân bố rộng lớn hơn, chúng phủ chồng
bất chỉnh hợp lên các trầm tích Trà Cú được hình thành trước đó. Chiều dày của hệ
tầng này cũng ít thay đổi, theo tài liệu địa chấn hệ tầng này được chia ra làm 3 tập
nhỏ mà ranh giới của chúng là các mặt bất chỉnh hợp đặc trưng:
+ Tập E( từ SHB - SH12)
+ Tập D( từ SH12 - SH11)
+ Tập C (từ SH11 - SH10))
b. Phụ tầng cấu trúc Miocen(B2)
Phụ tầng cấu trúc Miocen được giới hạn bởi hai mặt phản xạ (mặt bất chỉnh
hợp) chính mang tính khu vực đó là mặt SH8 (nóc Oligocen muộn) và mặt SH1
(nóc Miocen muộn). Đặc điểm chiều dày của phụ tầng này ít thay đổi trong vùng
nghiên cứu và phụ tầng này bao gồm ba hệ tầng mà ngăn cách giữa chúng là các
mặt chỉnh hợp SH3, SH2 (Miocen sớm, Miocen giữa và Miocen muộn). Thành
phần trầm tích của phụ tầng cấu trúc này chủ yếu là các trầm tích lục nguyên cát,
bột sét xen kẽ nhau với độ hạt từ trung bình đến mịn, ít bắt gặp được tập hạt thô.
Chúng được lắng đọng trong môi trường trầm tích từ đồng bằng ven biển, đồng
bằng bồi tích thuỷ triều là chính. Đặc trưng kiến tạo của giai đoạn này là quá trình
sụt lún và oằn võng mạnh sau chu kỳ tạo rift.
c. Phụ tầng cấu trúc Pliocen - Đệ tứ
Bao gồm các thành tạo trầm tích được giới hạn từ mặt bất chỉnh hợp khu vực
(SH1) (nóc N13) cho đến bề mặt đáy biển hiện tại. Các thành phần thạch học chủ
yếu trong phụ tầng này là cát, bột và sét với đặc điểm là tính gắn kết yếu hoặc ở
dạng bở rời.
1.3. Phân vùng cấu trúc
Dựa vào đặc điểm cấu trúc bên trong bể trầm tích Cửu Long và các đặc điểm
khác như chiều dày trầm tích, cơ chế thành tạo, lịch sử hình thành, đặc điểm đứt

13


gãy, thành phần vật chất của các thành tạo trầm tích của từng khu vực… có thể phân
chia bể Cửu Long ra các đơn vị cấu trúc cao hơn.
Sở dĩ có thể phân chia chi tiết bể Cửu Long ra các đơn vị cấu trúc khác nhau
là do gần đây bể Cửu Long được nghiên cứu khá chi tiết khi phát hiện được tiềm
năng lớn về dầu khí đã được tích tụ trong các thành tạo cát kết tuổi Oligocen và
Miocen dưới, cũng như các khối móng cổ nhô cao bị phong hóa và nứt nẻ trên các
khu vực khác nhau của bể trầm tích này.
Nếu xem cấu tạo bậc I là các bể và các đới ngang cấp trong khu vực như đới
nâng Côn Sơn (B), bể trầm tích Nam Côn Sơn (C), thì bể Cửu Long là “A” và từ
cấu tạo bậc I tác giả có thể phân chia ra các đơn vị cấu trúc bên trong của bể Cửu
Long ra các dơn vị cáu trúc cao hơn (Xem sơ đồ phân vùng cấu trúc bể Cửu Long
dưới đây) như sau:
SƠ ĐỒ PHÂN VÙNG CẤU TRÚC BỂ CỬU LONG

Theo sơ đồ trên thì cấu trúc bên trong của bể Cửu Long đã được chia ra 9
đơn vị cấu trúc bậc II , mà trong đó có 3 trũng lớn, 4 đới nâng và 2 đơn nghiêng.
Các thành tạo trầm tích trong bể trầm tích này có chiều dày tương đối lớn,
chỗ dày nhất trên 8000m (Ở trũng phia Bắc) được tích tụ và hình thành trong một

14


thời gian dài tạo nên một khối lượng trầm tích lớn và phủ chồng bất chỉnh hợp lên
các thành tạo trước Kainozoi. Các thành tạo này đã trải qua các giai đoạn hoạt động
kiến tạo khác nhau như co rút thể tích, nén ép do trọng lực và do hoạt động kiến tọa
nâng trồi, bào mòn, cắt cụt, uốn nếp v.v.. Dấu tích của các pha hoạt động kiến tạo
còn dể lại là các mặt bất chỉnh hợp và chỉnh hợp giữa các thành tạo khác nhau như

mặt bất chỉnh hợp giữa móng/Oligocen sớm; Oligocen sớm/Oligocen muộn;
Oligocen muộn/Miocen sớm; Miocen sớm/Miocen giữa; Miocen giữa/Miocen
muộn và Miocen muộn/ Pliocen-Đệ tứ và đấy là các ranh giới của các phức tập
tương ứng S1; S2; S3; S4; S5; S6 (Hình 1.4 - Bản đồ phân vùng cấu trúc bể Cửu
Long).
*Đới nâng trung tâm (A1)
Là đới nâng nằm kẹp giữa hai trũng lớn Đông Bạch Hổ và Tây Bạch Hổ,
được giới hạn bởi các đứt gãy có biên độ lớn với hướng cắm chủ yếu về phía Đông
Nam, đứt gãy thuận ở phía Đông và đứt gãy nghịch ở phía Tây. Đới nâng này bao
gồm các cấu tạo dương và các cấu tạo này có liên quan đến những khối nhô của
móng cổ trước Kainozoi như: Bạch Hổ, Rồng. Các cấu tạo bị chi phối không chỉ bởi
các đứt gãy trượt bằng và chờm nghịch do ảnh hưởng của sự siết ép vào Oligocen
muộn. Sự siết ép này đã dẫn đến sự đập vỡ móng và tạo thành các hệ thống khe nứt
bên trong khối granit và granodiorit này và sau này khi bị chôn vùi bởi các trầm
tích trẻ Oligocen, Miocen thì khối móng nứt nẽ này đã trở thành các bẫy chứa dầu
khí lí tưởng.
*Trũng Tây Bạch Hổ(A2)
Nhìn vào sơ đồ cấu trúc của bể Cửu Long thì trũng Tây Bạch Hổ cùng với
các trũng khác trong bể như: Trũng Đông Bạch Hổ và trũng Bắc Bạch Hổ, chúng
đã cấu thành một trũng lớn của bể Cửu Long, nhưng xét theo phương diện cấu trúc
thì chúng được tách ra các trũng khác nhau mà ranh giới giữa chúng là các đới có
cấu trúc dương, hoặc là các đứt gãy lớn hoặc các đới phá hủy kiến tạo.
Trũng Tây Bạch Hổ bị khống chế bởi các hệ thống đứt gãy khác phát triển
theo hướng ĐB-TN ở hai cánh Tây và Đông, còn phần phía Bắc và Nam lại bị

15


khống chế bởi các đưt gãy có phương Đông Tây hoặc á vĩ tuyến, chính vì vậy đã tạo
nên một gấp khúc của bể, vòm phía Đông tiếp giáp với đới nâng trung tâm, phía

Nam giáp với đới nâng Cửu Long. Chiều dày trầm tích Kainozoi của trũng Tây
Bạch Hổ đạt đến 7500 mét, chỗ sâu nhất và bị chia cắt thành khối bởi các đứt gãy á
vĩ tuyến. Đây là một trũng đóng vai trò quan trọng trong việc cung cấp nguồn dầu
và khí đã và đang khai tác tại hai mỏ Rồng và Bạch Hổ.
*Trũng Đông Bạch Hổ(A3)
Đây là trũng có chiều dày trầm tích Kainozoi có thể đạt tới 6000m, bao gồm
các thành tạo từ Oligocen đến Đệ tứ, nhưng ở phần sâu nhất có thể có cả các thành
tạo trầm tích Eocen (?) (vì tài liệu ở phần đáy không được tốt lắm nên không cho
phép có thể xác định chính xác có hay không thành tạo này). Trũng này phát triển
và kéo dài theo phương ĐB- TN trùng với trục chính của bể Cửu Long. Trũng nằm
kẹp giữa đới nâng Trung tâm ở phía Tây, đơn nghiêng rìa Đông ở phía Đông và đới
nâng phía Đông ở phía Bắc. Trũng bị chia cắt thành các khối khác nhau bởi các đứt
gãy có phương khác nhau như ĐB- TN và á vĩ tuyến.
*Trũng Bắc Bạch Hổ(A4)
Trũng này phát triển theo phương ĐB- TN, phía Tây Bắc tiếp giáp với đơn
nghiêng rìa Tây, phía Đông Nam giáp với đới nâng phía Đông và phía Bắc bị khống
chế bởi đới nâng Phú Quý. Đây là trũng có chiều dày trầm tích Kainozoi lớn nhất
của bể Cửu Long, đạt tới trên 8000m ở phần trung tâm và mỏng dần ra các cánh.
Trũng bị chia cắt thành các khối cấu trúc nhỏ bởi các hệ thống đứt gãy khác nhau.
Diện tích phần phía Tây Bắc của trũng Bắc Bạch Hổ bị phức tạp hóa về cấu trúc vì
ở đây đã phát hiện các khối nhô móng và đã trở thành các bẫy chứa dầu khí công
nghiệp.

16


Hình 1.4. Bản đồ phân vùng cấu trúc bể Cửu Long
(Nguồn: Đề tài KC-09.20 do GS. Trần Nghi chủ trì)

17

* Đơn nghiêng rìa Đông(A5)
Là dải sườn bờ Đông của bể trầm tích này, tiếp giáp với đới nâng Côn Sơn ở
phía Đông, trũng Đông Bạch Hổ, đới nâng phía Đông và một phần Đông Bắc của
trũng Bắc Bạch Hổ ở phía Tây. Trầm tích Kainozoi của đới này có xu hướng vát
nhọn và gá đáy với chiều dày từ 1 đến 2,5 km bao gồm các thành tạo trẻ Miocen và
Pliocen- Đệ tứ mà thiếu vắng các trầm tích cổ hơn như Oligocen và Eocen. Sườn
này bị phức tạp hóa bởi các khối nhô móng và các hệ thống đứt gãy khác nhau như
ĐB- TN và á vĩ tuyến tạo nên các cấu tạo địa phương như cấu tạo Cá Ông, Opal,
Sói nhưng tiềm năng dầu khí thấp bởi rủi ro lớn về tầng chắn…
*Đới nâng Phú Quý(A6)
Đới nâng Phú Quý được xem như là phần kéo dài của đới nâng Côn Sơn về
phía Đông Bắc, thuộc lô 01 và 02. Đới nâng này được lấy tên của đảo Phú Quý, có
vai trò khép kín và phân tách bể Cửu Long ở phần phía Bắc với bể Nam Côn Sơn.
Vào giai đoạn Neogen- Đệ tứ thì đới này thuộc phần mở rộng của bể Cửu Long nên
trầm tích chủ yếu là các thành tạo trẻ mà thiếu vắng các trầm tích Eocen và
Oligocen. Chiều dày trầm tích của đới dao động từ 1,5 đến 2km. Cấu trúc của đới
này đã bị ảnh hưởng rất lớn bởi các hoạt động kiến tạo như núi lửa và Tân kiến tạo
như hoạt động núi lửa trẻ.
*Đơn nghiêng rìa Tây (A7)
Đây là một đơn nghiêng có xu hướng nghiêng dần về phía Đông và Đông
Bắc và bị khống chế bởi hệ thống đứt gãy ĐB- TN và tiếp giáp với các trũng ở phía
Đông như trũng Bắc Bạch Hổ và Tây Bạch Hổ. Chiều dày trầm tích Kainozoi bao
gồm chủ yếu là các trầm tích trẻ Miocen và Pliocen- Đệ tứ, thiếu vắng các trầm tích
Oligocen và Eocen, chúng bị chia cắt thành các khối bởi các hệ thống đứt gãy khác
nhau: TTB- ĐĐN và ĐB- TN.
* Đới nâng Cửu Long (A8)
Đới nâng Cửu Long nằm ở phía Tây Nam của bể, được ngăn cách với trũng
Tây Bạch Hổ bởi hệ thống đứt gãy TTB- ĐĐN, đới này có chiều dày trầm tích

không đáng kể, chỗ dày nhất đạt trên 2800m có xu hướng nghiêng dần về phía trũng

18