báo cáo đánh giá trữ lượng dầu khí

HOCHIMINH CITY UNIVERSITY OF TECHNOLOGY

ĐỒ ÁN ĐỊA CHẤT DẦU KHÍ

PGS. TS. Trần Văn Xuân
SVTH: Phạm Huỳnh Hải Thuận
Nguyễn Ngọc Sơn
TP.HCM,1/2016

31203707
31203171


I, Tổng quan về tình hình nghiên cứu và
phân cấp tài nguyên, trữ lƣợng dầu khí.

II, Cách tiếp cận, các phƣơng pháp đánh
giá trữ lƣợng dầu khí

III, Báo cáo trữ lƣợng dầu khí (mỏ X).

2


I, TỔNG QUAN VỀ TÌNH HÌNH NGHIÊN CỨU VÀ PHÂN CẤP TÀI
NGUYÊN, TRỮ LƢỢNG DẦU KHÍ.
1. Tổng quan
a. Trên thế giới:
• 12/1936, M. Albertson (Tổng công ty Dầu khí Shell) - Estimation of Developed
Petroleum Reserves
• 1956, J.J. Arps (Tập đoàn sản xuất dầu mỏ Anh-Mỹ) - Estimation of Primary Oil

Reserves.
• 3/1985, Forrest A. Garb (công ty Gruy & HJ Gruy và Assocs) - lí thuyết về phân loại
trự lƣợng dậu khí, sự ƣớc tính và quá trình đánh giá.
• 12-17/10/1997 AR Martinez (PDVSA, Venezuela) và CL McMichael (E & P, Mobil,
USA) - lý thuyết về 5 Classification of Petroleum Reserves
• 3-5/3/1998, W.G. McGilvray (DeGolyer and MacNaughton) và R.M. Shuck (DeGolyer
and MacNaughton) - Classification of Reserves: Guidelines and Uncertainty.
• 11-14/3/2007 Hisham Zubari (Bahrain Petroleum Co.) và Kandaswamy Kumar (Bahrain
Petroleum Co.) - Reserves Estimation and Classification Challenges in a Mature Oil
Field.
• 23-25/2/2010 W. John Lee (Texas A&M U.) và Rodney Earl Sidle - Gas Reserves
Estimation in Resource Plays.
• 26-28/3/2013 - Yong Xiang Wang (PetroChina E&P Co), Guo Gan Wu (PetroChina),
Junfeng Zhang (PetroChina Co. Ltd.), Xiao Wen Duan (PetroChina) và Guang Bai Sun
(PetroChina) - Discussion on Unconventional Petroleum Reserves Classification
and
3
Evaluation in China


1. Tổng quan
b. Trong nước:
2005, “Địa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam” do Tổng công ty Dầu khí Việt
Nam biên soạn, tổng trữ lượng dầu khí có khả năng thu hồi vào khoảng 4.300 triệu
tấn quy dầu.
2008 có đánh giá cho rằng tổng trữ lượng dầu khí có thể đưa vào khai thác khoảng
3.8-4.2 tỷ tấn quy dầu.
2010 lại có đánh giá tổng tiềm năng dầu, khí khoảng hơn 9 tỷ m3 quy dầu.
2012, theo đánh giá của Cơ quan thông tin năng lượng Mỹ (EIA) thì trữ lượng xác
minh là 4.4 tỷ thùng dầu và 24.7 nghìn tỷ feet khối khí.

2013 có ý kiến đánh giá tổng trữ lượng thu hồi dự kiến đã phát hiện của Việt Nam
là 1.4 tỷ m3 quy dầu và tổng tiềm năng dầu khí có khả năng thu hồi chưa phát hiện
khoảng 2.0-3.0 tỷ m3 quy dầu.
Xác định được trong phạm vi thềm lục địa Việt Nam hiện diện 8 bể trầm tích Đệ
Tam là bể Sông Hồng (có thể đạt 1.1 tỷ m3 quy dầu), Hoàng Sa (khí tại chỗ dự
báo khoảng 12 TCF (340 tỷ m3)) , Phú Khánh (có khoảng 400 triệu m3 quy
dầu), Cửu Long (có khoảng 2.6 – 3.0 tỷ m3 quy dầu), Nam Côn Sơn (có
khoảng 900 triệu m3 quy dầu), Tƣ Chính-Vũng Mây (có khoảng 800–900
triệu tấn quy dầu.), Trƣờng Sa (khoảng 3.3–6.6 tỷ tấn quy dầu) và Mã laiThổ Chu c(ó khoảng 350 triệu tấn quy dầu) – Theo “Địa chất và tài nguyên dầu
4
khí Việt Nam” .


Tóm lại, việc nghiên cứu và đánh giá về trữ lượng dầu khí là công việc hết sức
quan trọng và cấp thiết, nó thể hiện bằng việc công bố những bài báo cáo với
nội dung cập nhật các nghiên cứu mới nhất qua từng năm trên thế giới. Công
tác nghiên cứu thiết lập được một hệ thống các phương pháp dự đoán, phân
loại, ước tính, và đánh giá trữ lượng theo chuẩn quốc tế, với độ tin cậy ngày
càng cao và mức độ rủi ro ngày càng thấp. Tuy nhiên các bài báo cáo đều nêu
rõ hạn chế về mức độ không chắc chắn trong công tác nghiên cứu đánh giá trữ
lượng vẫn còn cao, việc nghiên cứu với tài nguyên phi truyền thống vẫn còn
dừng lại ở mức độ thấp, cần phải tìm hiểu sâu rộng hơn nữa. Việc nghiên cứu
và đánh giá trữ lượng trong nước cũng rất được ưu tiên triển khai với các số
liệu ước tính ngày càng chính xác và xác thực hơn qua từng năm. Nhưng vẫn
còn hạn chế ở một số bồn xa bờ do vấn đề thiếu thông tin và tranh chấp biển
đảo. Đối với tài nguyên phi truyền thống ở nước ta chưa thấy đề cập nhiều và
vẫn còn nhiều vấn đề cần phải bàn.

5

2. Phân cấp tài nguyên và trữ lƣợng dầu khí

Tài nguyên dầu khí là tổng lượng dầu
khí tại chỗ tính được ở thời điểm nhất
định bao gồm lượng dầu khí được
chứa hoặc được khai thác từ các tích
tụ dầu khí đã được phát hiện và lượng
dầu khí dự báo có khả năng tồn tại
trong các tích tụ sẽ được phát hiện.
Trữ lượng dầu khí là lượng dầu khí
còn lại trong các tích tụ tự nhiên chứa
dầu khí, có thể tính được ở thời điểm
nhất định, được phát hiện với mức độ
tin cậy khác nhau tùy theo kết quả
thăm dò địa chất.

6


II, CÁCH TIẾP CẬN, CÁC PHƢƠNG PHÁP ĐÁNH GIÁ TRỮ LƢỢNG DẦU KHÍ
1. Cách tiếp cận
Lý thuyết tất định dựa trên
thông tin đầy đủ về trạng thái
của đối tượng nghiên cứu tại
một thời điểm, mội vị trí nhất
định, chúng ta có thể sử dụng
các công thức có sẵn, các phép
toán cộng trừ nhân chia để tính
toán đối tượng

Về lý thuyết bất định, người ta tin rằng tại các thời
điểm khác nhau thì trạng thái của đối tượng nghiên
cứu sẽ khác nhau nên việc đưa ra một mô hình
hoàn toàn có tính tất định là không chính xác. Việc
mô phỏng là cần thiết trong việc tiếp cận lý thuyết
bất định để tổ hợp và tiên đoán các trạng thái dựa
trên mô hình tất định với giá trị có độ chính xác và
mực độ tin cậy phải cao.

2. Phƣơng pháp đánh giá trữ lƣợng
Phương pháp tĩnh là dùng những số liệu
của bản thân đối tượng nghiên cứu để tính
như thông số hình học mỏ, đặc tính chất
lưu và các số liệu thạch học gồm có
phương pháp tương tự thống kê, phương
pháp thể tích.

Phương pháp động là dựa trên những biến đổi
về đặc tính chất lưu vỉa như áp suất, lưu lượng,
tỷ số khí dầu, tỷ số dầu nước,…để tính toán trữ
lượng, cụ thể là phương pháp cân bằng vật
chất, phương pháp đường cong suy giảm.
7


PHƢƠNG PHÁP THỂ TÍCH

Trong đó:
OIIP: Trữ lượng dầu tại chỗ ban

đầu
BRT: Thể tích khối của vỉa
N/G: tỉ lệ bề dày hiệu dụng trên
bề dày tổng của vỉa
: Hệ số lỗ rỗng mở
Sw : Hệ số bão hòa của nước
FVF: Hệ số thể tích thành hệ.

Là thể tích toàn bộ cấu tạo chứa dầu, tính từ
đáy đến nóc cấu tạo (nếu thân dầu không có
nước vỉa), hay từ ranh giới dầu – nước đến
nóc cấu tạo (nếu thân dầu có nước vỉa).

8


PHƢƠNG PHÁP TƢƠNG TỰ THỐNG KÊ
Sử dụng các số liệu đã biết, tùy điều kiện áp dụng để dự báo về đối tượng nghiên cứu,
áp dụng cho vùng có số liệu nghiên cứu hạn chế.
Tương tự: phải giống nhau về mô hình địa chất, các thông số tương đồng.
Thống kê: tập mẫu phải đủ lớn và tin cậy.
Phương pháp tương tự.
Để xác định chỉ số thu hồi RF của giếng, ta có thể dùng phương pháp tương tự như
sau:
Đối tượng đã biết: SOP
p
FRP
Đối tượng đánh giá: SOM
M
FRM

Ta có công thức FRM = FRP[(SOM*M)/(SOP*P)].
Phương pháp thống kê.
Sử dụng các số liệu đã biết của 1 mỏ hoặc giếng khoan để đánh giá hiệu suất thu hồi
tối ưu của giếng khoan kế tiếp.
Yêu cầu: các chương trình khai thác cần tương tự về: Kiểu hoàn tất giếng; phương
pháp kích vỉa, gọi dòng; phương pháp khai thác; chỉ số khai thác, giới hạn kinh tế.
Dựa vào các số liệu khai thác, lập bản đồ đẳng thu hồi tối ưu, phân tích phân bố xác
suất tối ưu.
9


PHƢƠNG PHÁP CÂN BẰNG VẬT CHẤT
Phương pháp dựa trên định luật bảo toàn vật chất “trong suốt quá trình khai thác, ở bất kì
thời điểm nào, tổng lượng vật chất ban đầu tại chỗ sẽ luôn luôn bằng lượng vật chất còn
lại trong vỉa cộng với lượng vật chất đã khai thác tính đến thời điểm đó”.

Phương trình cân bằng vật chất (MBE) được
viết cho phần thể tích ban đầu được chất lưu
lấp đầy, gồm có 6 thành phần:
- Giãn nở của mũ khí (nếu có).
- Thể tích khí thoát ra (nếu áp suất vỉa dưới áp
suất bão hòa).
- Thể tích dầu còn lại trong vỉa.
- Thể tích giãn nở của đá.
- Thể tích giãn nở của nước thành hệ.
- Thể tích nước xâm nhập (nếu có).

10

11


PHƢƠNG PHÁP ĐƢỜNG CONG SUY GIẢM
Khi nghiên cứu đặc trưng trạng thái cần có 2 giai đoạn:
• Giai đoạn đầu: không có sự suy giảm của áp suất vỉa và lưu lượng; phân tích theo dấu hiệu đi
kèm: tỉ lệ nước dầu, tỉ số khí - dầu quyết định điều kiện tới hạn kinh tế.
• Giai đoạn sau: suy giảm liên tục của sản phẩm chính suy ra giới hạn kinh tế.
Khi áp dụng phương pháp phải thực hiện bước:
- Tổng kết các số liệu địa chất mỏ trên cơ sở phân tích đối tượng khai thác ở giai đoạn muộn và
xác định chế độ làm việc của nó.
- Lập luận một cách khách quan mô hình động và chọn mối quan hệ hiệu quả nhất để tính.
- Tính trữ lượng khai thác ban đầu và còn lại theo công thức trên cơ sở các thông số của các
quan hệ đã chọn trong phạm vi các vùng được ngoại suy tới giá trị sản lượng tối thiểu có lời.
Ví dụ nếu tính cho sản lượng, ta có sản lượng dầu hằng năm
là qi, năm sau giảm còn q, giữa chúng có quan hệ:

12


III. BÁO CÁO TRỮ LƢỢNG DẦU KHÍ
Một báo cáo trữ lượng được chia làm hai phần
• Phần nội dung báo cáo
• Phần phụ lục

Nội dung:
o Giới thiệu
o Lịch sử tìm kiếm, thăm dò và phát
hiện mỏ
o Tài liệu mẫu, các kết quả nghiên

cứu phân tích, mẫu và thử vỉa
o Địa vật lý thăm dò
o Địa chất
o Địa vật lý giếng khoan
o Đặc tính công nghệ kỹ thuật của
thân chứa và dầu, khí,nước:
o Kết luận và kiến nghị

Phụ lục :
Phần Phụ lục phải bao gồm tất cả các
tài liệu, văn bản cần thiết có liên
quan đến việc thăm dò, tính trữ
lượng mỏ và các biểu bảng, bản vẽ
cần dùng để minh họa bổ sung cho
phần lời của báo cáo.
Các bảng biểu trong phần phụ lục
phải chứa các số liệu gốc và trung
gian cần thiết cho việc kiểm tra các
phép tính trữ lượng.

13


BÁO CÁO TRỮ LƢỢNG MỎ X
A. Giới thiệu:
Khu vực X là thuộc phần phía nam
của bồn Sông Hồng, ngoài khơi miền
trung Việt Nam trong lô bản quyền
113 và 111/04. Khoảng cách đến bờ
bên trong lô 113 là 80-120km tính từ

biên giới phía tây của nó, và 140 km
từ ranh giới phía đông của nó. Độ sâu
của mực nước trong lô 113 là 82102m. Cách cảng Đà Nẵng khoảng
110-150 km về biên giới phía nam của
lô. Khoảng cách đến cảng Hải Phòng
từ ranh giới phía bắc của lô là 400 km.
• Độ sâu của mực nước biển trong phạm vi 80-100 m.
• Khí hậu nhiệt đới gió mùa. Hai mùa gió mùa thường được quan sát thấy: một mùa
gió Đông Bắc, kéo dài từ tháng mười đến tháng ba, và mùa gió Tây Nam, kéo dài từ
tháng năm đến tháng tám. Mùa bão bắt đầu vào tháng sáu và kết thúc vào tháng mười
một.
• Nhiệt độ trung bình của tháng nóng nhất là + 29ºC, lạnh nhất là + 15 º C.
14


B. Lịch sử tìm kiếm và thăm dò
JOC "Vietgazprom" được thành lập bởi một hợp đồng dầu khí được ký kết giữa
PetroVietnam và Gazprom 11 tháng 9 năm 2000, cho phép JOC "Vietgazprom" tiến hành
thăm dò dầu khí trong lô 111/04 và 113. Hiệu lực của hợp đồng là 25 năm.
Các giai đoạn tìm kiếm thăm dò cho JOC "Vietgazprom" gồm ba giai đoạn như sau:

• 2008 khoan giếng 1X và tiến hành một cuộc khảo sát địa chấn 3D trên diện tích 584
km2.
• 2010-2012, sau khi khoan các giếng 2X và 3X , minh giải lại dữ liệu địa chấn 3D.
• 5/2012, giếng 4X đã được khoan trong vùng lân cận của vòm trung tâm.
• 8/2012, giếng 5X đã được khoan tại cận biên của khu vực khảo sát 3D.
15


C. Dữ liệu mẫu và kết quả phân tích thử giếng

Phân tích mẫu lõi đã được thực hiện bởi VPI (PetroVietnam - Viện Dầu khí Việt - Trung tâm thí
nghiệm và nghiên cứu phân tích). Khoảng địa tầng mẫu lõi, độ thu hồi lõi khoan và số lượng
mẫu trong mỗi khoảng địa tầng mẫu lõi cho tất cả các giếng được cung cấp trong bảng sau.
Giếng

Khoảng địa tầng (m)

Số lƣợng mẫu sƣờn

Mẫu tiêu chuẩn (m/%)

1X

782.2-1,747
1,799.8-2,497
595-997.7
1,104-1,471

42
60

18/100
18/100

50
37

19/88.95
27/100

3X

653.7-924.6
1,047.2-1,581.8

48
25

8.9/100
0.7/100

4X

623.1-1,047.5
1,085.1-1,647.6

50
50

8.9/98.9
9/100

5X

569.8-1,027.4
1,158-1,665

54
10

9/100
8.5/94.4

2X

Các trầm tích trong nghiên cứu này bao gồm chủ yếu cát, bột kết, đá phiến sét ở nhiều mức
độ khác nhau cho tới đá bùn. Phân tích nhiễu xạ tia X cho biết hàm lượng thạch anh (12,242,2%), kali fenspat (2,1-27,7%), plagioclase (3,0 -14,8%), illit và khoáng vật sét khác có
mặt với số lượng lớn (30,0-75,0%), pyrite (0-4.3%)
16


Giếng

Vị trí (m)

Độ rỗng
(%)

Độ thấm
(mD)

1X (Mẫu
sườn/mẫu
tiêu chuẩn)

7,872.2 - 1415.5

22.9 - 33.6

1.23 - 50.5

2X (Mẫu
sườn/mẫu
tiêu chuẩn)

595-997.7
1,104-1,470.9
1,332.47-1,445.41

22.5-37.3
19.7-33.6
14.6-28.8

3X (Mẫu
sườn/mẫu
tiêu chuẩn)

653.7-1,012.8
1,047.3-1,581.8

23.9-38.0
23.0-33.4

1,151.44-1,452.45

17.5-33.7

623.1-1,047.5
1,085.1-1,647.6

26.2-39.33
19.0-32.2

1,130.48-1,154.38
1,312.5-1,408.4

21.4835.48
11.5-37.1

569.8-1,027.4

24.5-38.6

1,416.5-1,551.18

4.2-28.5

4X (Mẫu
sườn/mẫu
tiêu chuẩn)

5X (Mẫu
sườn/mẫu
tiêu chuẩn)

0.24-100.3

0.17368.83

0.043305.778

0.01223.76

0.002-43.72

Độ bão
hòa nƣớc
(%)
73.32 97.43

Kết quả thử giếng/(Độ sâu m)

H22_2_2 cho 26.3 ngàn m3 khí
methane phi thương mại. H22_2_1
cho 388 ngàn m3 methane và 13.44
m3/d condensate /(2515 m).

65.9-99.9
20.4-68.4
75.5-96.7

H23 cho 1 ngàn m3 methane phi
thương mại. Minh giải cho thấy các
vỉa chứa ở 2 bên là không liên
tục/(1523 m).

87.5-96.6
92.2-93.3
83.9-95.1

H22_2_2 cho 104.5 ngàn m3 CH4

và 7.32 m3/d condesate. H22_2_1
cho 18.9 ngàn m3/d CH4 và nước
hòa tan
CH4 là
76.6 ngàn
m3/d./(1617 m).

31.7-83.1
39.8-87

Tại H22_1 cho 220 ngàn m3 khí
30% CH4 và 57% CO2. Phần còn
lại thì không đáng kể khí
methane/(1667 m).

H22_2_1 cho 28.6 m3/d nước thành
hệ trong đó có khí hòa tan, thành
phần chính là methane/(1512-1551
17
m).


D. Địa vật lý

Tổng dữ liệu địa chấn 3D được thu nổ từ
tháng 7 đến tháng 8 năm 2008 với tổng
diện tích là 584 km2. Và khảo sát địa
chấn 2D là 833 km trên khu vực triển
vọng X. Trong báo cáo này địa chấn 3D
được dùng để minh giải địa chấn.

Được đánh giá là có chất lượng tốt, có
được trong một phạm vi băng tần rộng.
Có thể theo dõi các đường phản xạ thời
gian – khoảng cách trên CDP
seismograms và không nhìn thấy
khoảng nhiễu do các vấn đề về kĩ
thuật.
18


Kết quả minh giải địa chấn và địa tầng

19


• H17: là một phản xạ địa tầng âm cực. Nằm gần giao diện của đá phiến Đệ tứ và cát.
Đƣợc đánh dấu rõ ràng bở một bất chỉnh hợp góc cạnh và bất chỉnh hợp địa tầng.
Biên độ trung bình tính liên tục thấp.
• H18: là trầm tích Đệ tứ phản xạ địa tầng âm cực. Đánh dấu các giao diện của đá
phiến sét và các trầm tích cát. Biên độ trung bình tính liên tục thấp.
• H19: là trầm tích Đệ tứ phản xạ địa tầng âm cực, đỉnh sét với vận tốc sóng thấp.
Biên độ cao, tính liên tục tốt và rất tốt.
• H20: là một phản xạ địa tầng âm cực đánh dấu giao diện của trầm tích đệ tứ và phần
trầm tích Pliocen trên, nằm gần phần đỉnh đá sét với vận tốc sóng thấp. Biên độ
trung bình, tính liên tục tốt, thay đổi pha do xói mòn.
• H21: là một phản xạ địa tầng dương cực, phần đỉnh là các khối đá phiến sét cứng.
Địa tầng trùng với một bất chỉnh hợp góc cạnh và địa tầng rõ ràng. Biên độ trung
bình tính liên tục tốt và rất tốt, thay đổi phase do xói mòn
• H22-1: là một phản xạ địa tầng âm cực. Phần đỉnh vận tốc sóng thấp là phần đá sét

chƣa cố kết nằm trên các bể chứa chính của H22-2. Biên độ cao, tính liên tục tốt và
rất tốt
• H22-2: đặc trưng bởi một phản xạ địa tầng dương cực, là bể chứa chính dạng
turbidites. Biên độ cao tính liên tục tốt và rất tốt, thay đổi phase do xói mòn
• H23: là một phản xạ địa tầng Pliocen dƣới âm cực, phần đỉnh là đá sét với vận tốc
thấp và diapirs bùn với vận tốc thấp dị thƣờng. Địa tầng trùng với một bất chỉnh
hợp rõ ràng (đƣờng biên của nhịp). Biên độ trung bình tính liên tục trung bình
20


Minh giải đứt gãy: Hệ thống đứt gãy trong cấu trúc mỏ
X được hiểu là 1 loạt các đứt gãy thông thường theo
sau bởi hoạt động diapism, phát triển từ Pliocen dưới
đến Đệ tứ với hướng Tây Nam – Đông Bắc.
Chuyển đổi thời gian – độ sâu và bản đồ kết quả.

H18

H19
Phương pháp xây dựng mô hình vận tốc

21


H20

H21_1

H21_3

H21

H21_2

Bảng sai số của chuyển đổi thời gian – độ sâu

22


Các ứng dụng của AVO, AVA nghịch đảo cũng như các thuộc tính địa chấn khác đã
được tiến hành cho khối địa chấn 3D để đánh giá, phân loại, dự báo các thuộc tính
chứa tiềm năng.
Dự báo độ bão hòa dựa trên AVO

Mặt cắt ngang của hình khối cho biết khả năng Mặt cắt ngang của các vỉa có khả năng bão hòa
các vỉa chứa khí bão hòa trong H22_1 và H23 khí (giữa H22_1 và H23) thông qua các giếng
4X, 2X, 1X và 3X.

23


E. Địa Chất
a. Kiến tạo khu vực
Báo cáo [2004], mô tả cơ bản sự phát triển
trong Kainozoi là các sự kiện kiến tạo Kahn
hình thành một mô hình cấu trúc khu vực của
đới Trung Sinh Sunda.
Nghiên cứu Paleogeographic (D.Bat, 1998) cho
thấy thềm lục địa của Việt Nam trong thời gian
Paleocen-Eocen là một hệ thống đá cố kết nâng

lên bị xói mòn, với sự phát triển rộng môi
trường hồ tích và đầm lầy. Trong thời kì Eocen
sớm có sự chuyển đổi ứng suất từ căng dãn đến
nén ép. Tại thời điểm này, hệ thống tạo núi bắt
đầu hình thành và các đáy bồn tích lũy trầm
tích hạt thô (Sông Hồng, Fuhan, vv). Vào giữa
Eocene, việc tách dãn Biển Đông dẫn đến một
hệ thống đứt gãy nằm sâu, chẳng hạn như ở bồn
sông Hồng và trong Oligocen thì có đứt gãy
Meridian 109º.

Độ dày vỏ trầm tích ở các lưu vực ngoài
khơi Việt Nam và lân cận

Căng dãn trong bồn sông Hồng kéo dài suốt tới Oligocen sớm và sau đó đổi thành nén ép đi
kèm với sụt lún chung hình thành một số cấu trúc riêng lẻ (Sơn Đồng Arch, Tri Tôn Horst, nếp
24
lồi Đà Nẵng, vv) , tiếp nữa chúng tiếp tục nâng lên và bị xói mòn nhanh chóng.


Dựa trên việc xem xét sự phát triển và cấu trúckiến tạo của mô hình địa động lực ở bồn sông
Hồng dẫn đến các kết luận sau
• Các mô hình cấu trúc hiện nay của bể là kết
quả của một số sự kiện kiến tạo và magma
diễn ra ở Cretaceous muộn – Paleogen bao
gồm tạo rift, sụt lún và sau đó rift bị co rút.
Chịu ảnh hưởng mạnh mẽ của kiến tạo khu
vực cũng như toàn cầu.
• Pha rift của lưu vực Sông Hồng chiếm ưu
thế cho đến cuối Miocen sớm và sau đó nén

ép và sụt lún, dẫn đến tích tụ của các thành
tạo trầm tích Pliocen.
Và khu vực chúng ta nghiên cứu thuộc miền
trũng trung tâm nằm ở phần trục sâu nhất của
lưu vực Sông Hồng. Các đặc trưng cấu trúc lưu
vực trong miền trũng trung tâm chưa thể xác
định được từ dữ liệu địa chấn như vỏ trầm tích
(được đánh giá là rất dày). Cấu trúc phần này
của lưu vực có đặc trưng là phạm vi được bao
phủ bởi trầm tích là đá phiến sáng màu.

Mặt cắt cổ kiến tạo trên miền trũng
trung tâm bồn sông Hồng
25