Báo cáo môn cơ sở khoa học dầu khí

ĐẠI HỌC QUỐC GIA TPHCM
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA
KHOA KỸ THUẬT ĐỊA CHẤT VÀ DẦU KHÍ

BÁO CÁO MÔN CƠ SỞ KHOA HỌC DẦU KHÍ
ĐỀ TÀI: ĐẶC ĐIỂM HỆ THỐNG DẦU KHÍ BỒN
TRŨNG MALAY – THỔ CHU
GVHD: ThS. Thái Bá Ngọc
Nhóm 3
1.
2.

Lê Đức Duy
1510455
Nguyễn Vũ Hoàng 1511136

Thành phố Hồ Chí Minh
Mục lục


1. Giới thiệu
- Bể Malay-Thổ Chu nằm ở vịnh Thái Lan, phía Đông là vùng biển Tây Nam Việt

Nam, phía Đông Bắc là vùng biển Campuchia, phía Tây Bắc và Tây là vùng biển
-

Thái Lan và phía Tây Nam là vùng biển Malaysia.
Về cấu trúc, bể có dạng kéo dài theo hướng Tây Bắc – Đông Nam, tiếp giáp bể
Pattani phía Tây Bắc, bể Penyu phía Nam và bể Tây Natuna phía Đông Nam , còn
phía Đông là đới nâng Khorat-Natuna. Chiều dày tầng trầm tích của bệ đạt 14km.
Thềm lục địa Tây Nam Việt Nam (TLĐTN) là vùng rìa Đông Bắc của bể Malay –

Thổ Chu, kéo dài theo hướng TB-ĐN với diện tích khoảng 100.000 km 2, chiếm
xấp xỉ 31% diện tích tổng vùng biển chung, bao gồm các lô 37, 38, 39, 40, 41, 42,

-

43, 44, 46, 48/95, 50, 51, B.
Đáy biển hiện đại của vùng TLĐTN không vượt quá 50-70m nước, trầm tích đáy
được hình thành chủ yếu do sóng biển và tác động thủy triều, các vật liệu trầm tích
phù sa đưa từ song không đáng kể; ở khu vực Hà Tiên – Phú Quốc, quá trình thành
tạo đáy biển còn chịu ảnh hưởng của quá trình phong hóa hóa học. Về phía ĐN có
một số vịnh nhỏ khá sâu đâm thẳng vào bờ tạo nên vùng chìm xuống ở khu vực
cửa song. Về phía TB bờ vũng vịnh đặc trưng bởi các dãi đá ngầm, địa hình khá
phức tạp, tồn tại nhiều bãi san hô, đặc biệt là vùng các đảo Phú Quốc và Thổ Chu.
Bể trầm tích Malay – Thổ Chu là bể trầm tích có tiềm năng dầu khí lớn nhất khu
vực. Từ rất sớm ở đây đã có các hoạt động tìm kiếm thăm dò và khai thác dầu khí

và hiện nay là vùng hấp dẫn các đầu tư nước ngoài vào lĩnh vực này.
2. Lịch sử nghiên cứu, tìm kiếm thăm dò và khai thác dầu khí

NHÓM 3

2


-

Ngay từ thập kỷ 60 các công ty dầu khí quốc tế như Total, Mobil, Esso, Unocal,…
đã quan tâm đầu tư tìm kiếm thăm dò dầu khí ở vùng vịnh Thái Lan. Song các
hoạt động nghiên cứu, tìm kiếm thăm dò dầu khí ở phần TLĐTN được triển khai

-

muộn hơn so với các khu vực lân cận.
Từ năm 1973 công tác tìm kiếm bắt đầu khảo sát 1.790 km tuyến địa vật lý của
Mandrel với mạng lưới 50km x 50km; năm 1980 tàu địa vật lý Liên Xô (cũ) đã

-

khảo sát 1.780 km tuyến địa chấn khu vực với mạng lưới 65km x 65km.
Năm 1988 tàu địa vật lý “Viện sỹ Gubkin” đã khảo sát 4.000 km tuyến địa chấn, từ
và trọng lực thành tàu với mạng lưới 20km x 30km và 30km x 40km trên diện tích
58.000 km2. Từ năm 1990 nhà thầu FINA đã tiến hành khảo sát 11.076 km tuyến
địa chấn (VF-90) trên phần lớn diện tích thuộc TLĐTN nhằm đánh giá tổng quan
triển vọng dầu khí của vùng này để lựa chọn các lô ký hợp đồng PSC. Trên cơ sở
đó năm 1991 PETROFINA đã ký hợp đồng chia sản phẩm (PSC) với

-

PETROVIETNAM trên các lô 46, 50, 51.
Công ty Unocal (Mỹ) đã ký hợp đồng PSC với Tổng công ty Dầu khí Việt Nam ở
các lô B (1996) và lô 48/95 (1998). Unocal đã khảo sát 4.663 km tuyến địa chấn
2D với mạng lưới chi tiết 0.5km x 0.5km và 1.264 km 2 địa chấn 3D. Năm 1997
công ty này đã tiến hành khoan thăm dò 2 giếng B-KQ-1X và B-KL-1X, trong đó
giếng B-KL-1X đã phát hiện khí công nghiệp và chuyển sang giai đoạn thẩm

-

lượng cho lô này.
Năm 1999 Unocal đã ký hợp đồng PSC lô 52/97 và đã tiến hành khảo sát 1.813
km2 địa chấn 3D. Năm 2000 Unocal đã khoan thăm dò phát hiện khí ở cấu tạo Ác

-

Quỷ, Cá Voi và năm 2004 phát hiện khí ở cấu tạo Vàng Đen.
MP-3 là vùng thỏa thuận thương mại giữa Việt Nam và Malaysia (CAA). Tại đây
nhà thầu IPC sau đó là Lundin đã tiến hành thăm dò và đã phát hiện hang loạt cấu
tạo chứa dầu khí như Bunga Kekwa, Bunga Raya, Bunga Orkid… Trong đó mỏ
dầu khí Bunga Kekwa – Cái Nước đã được đưa vào khai thác từ năm 1997. Đến

nay đã đưa thêm 2 mỏ nữa vào khai thác là Bunga Raya và Bunga Seroja.
3. Đặc điểm cấu kiến tạo
3.1.
Phân tầng cấu trúc

NHÓM 3

3


Cấu trúc địa chất bể Malay – Thổ Chu có đặc điểm chung của các bể trầm tích Việt
Nam có hai tầng chính: Trước Đệ Tam và Đệ Tam.
Tầng cấu trúc trước Đệ Tam được thành tạo bởi nhiều pha khác nhau trong thời kỳ
trước Rift bị uốn nếp và phân dị mạnh bởi các hệ thống đứt gãy với các hướng khác nhau,
có thành phần thạch học không đồng nhất và có tuổi khác nhau ở các bể trầm tích. Tầng
này bao gồm toàn bộ phức hệ móng cố kết, biến tính Cacbonat, đá phun trào, xâm nhập
tuổi Paleozoi, Mesozoi. Phức hệ này lộ ra và quan sát thấy ở các đảo và vùng ven rìa Tây
Nam Bộ.
Tầng cấu trúc Đệ Tam là tầng trầm tích Paleogen – Neogen – Q, phủ trực tiếp lên
tầng móng tuổi trước Đệ Tam, hình thành và phát triển cùng quá trình hình thành tạo bể
Đệ Tam từ Oligocene đến hiện đại. Trầm tích Đệ Tam trong bể Malay – Thổ Chu chủ yếu

là lục nguyên có nơi dày 9 – 14 km. Trong đó TLĐVN có chiều dày trầm tích Đệ Tam lớn
nhất khoảng 4.000 km. Trầm tích Oligocene gồm chủ yếu là sét kết xen kẽ với những lớp
mỏng bột kết, cát kết và các lớp than, đôi chỗ có các lớp đá carbonat màu trắng cứng
chắc. Trầm tích Miocene bao gồm chủ yếu là sét kết xám xanh, xám sáng xen kẽ các lớp
các kết hạt mịn xen kẻ ít than. Trầm tích Pliocene phân bố rộng khắp trong bể và có chiều
dày tương đối ổn định.

NHÓM 3

4


Hình 3.1. Mặt cắt địa chất – địa vật lý bể Malay – Thổ Chu
3.2.

Các yếu tố cấu trúc và kiến tạo
3.2.1. Các đơn vị cấu trúc

Cùng với các bể trầm tích chính ở Vịnh Thái Lan như thềm Khome và trũng Pattani,
bể Malay – Thổ Chu được hình thành do quá trình tách giãn kéo toác dưới ảnh hưởng của
đứt gãy Three Pagodas. Hệ thống dứt gãy của bể ở phía Bắc chủ yếu có hướng kinh
tuyến, còn phía Nam chủ yếu là hướng TB-ĐN với các cấu trúc chính: Đơn nghiêng ĐB,
Đơn nghiêng TN, Địa hào ĐB, Địa lũy Trung Tâm và Địa hào Trung Tâm.
TLĐTN là nơi gặp nhau của trũng Pattani có hướng cấu trúc bắc – nam và bể Malay
– Thổ Chu có hướng TB-ĐN. Vì thế, đặc điểm cấu trúc địa chất và tiềm năng dầu khí ở
đây bị chi phối và khống chế bởi sự hình thành và phát triển của các bể trên.
Đơn nghiêng bình ổn Tây Bắc bao gồm diện tích các lô A, phần phía Đông lô 50.
Đơn nghiêng bình ổn được giới hạn bởi hàng loạt các đứt gãy thuận theo dạng bậc thang
hướng BTB – NĐN. Ở đây các nếp uốn được hình thành do các hoạt động xoắn liên quan
đến chuyển động bề mặt đứt gãy căng giãn chính. Ở khu vực này, đặc biệt lô A, tồn tại

các khối nâng cổ.
Đơn nghiêng phân dị Đông Bắc là dải kéo dài từ lô 51 đến lô 46, giáp với vùng
chồng lấn giữa Việt Nam - Thái Lan - Malaysia và Việt Nam - Malaysia; ở đây đơn
nghiêng phân dị Đông Bắc được thay thế bới các rift và đơn nghiêng cách biệt. Các đứt
gãy hướng TB - ĐN có liên quan đến pha tách giãn chính Oligocen của bể và các đứt gãy
hướng Đ - T có liên quan đến các hoạt động yếu dần của móng trong thời kỳ nén ép vào
cuối Creta muộn. Những đứt gãy này được tái hoạt động trong thời kỳ căng giãn nội lực
và tách giãn Oligocen.
Đới phân dị địa hào - địa luỹ BTB – NĐN: Tại đây địa lũy hướng BTB – NĐN
được kẹp giữa hai địa hào với chiều dày trầm tích Kainozoi đạt từ 6 đến 7 km. Phần phía
Tây, khối nâng móng tiếp giáp với địa hào phía Tây. Khối nâng này được hình thành do

NHÓM 3

5


quá trình bóc mòn, phân dị các thành tạo trước Đệ Tam có góc cắm lớn. Bể Malay - Thổ
Chu tiếp tục phát triển ở phần phía Tây, do móng sụt bậc về phía Tây.

Hình 3.2. Các đơn vị cấu tạo của bể
3.2.2. Đặc điểm đứt gãy

Hệ thống đứt gãy của bể Malay – Thổ Chu hình thành và chịu sự chi phối của các hệ
thống đứt gãy trượt bằng khu vực chính có hướng tây bắc - đông nam là:
-

Hệ thống đứt gãy Hinge
Hệ thống đứt gãy Three Pagoda
Các đới phá hủy chính hướng bắc – nam được xác định bởi các đứt gãy

-

Hệ thống đứt gãy Bergading – Kapal
Hệ thống đứt gãy Dulang
Hệ thống đứt gãy Laba-Mesah
Về phía rìa Bắc của bể, hệ thống đứt gãy Dulang và Laba-Mesah chuyển sang hướng

tây bắc - đông nam và tạo nên một loạt các trũng hẹp kiểu kéo toác. Ở khu vực TLĐTN
hệ thống đứt gãy chủ yếu là đứt gãy thuận có phương B - N, TB - ĐN. Ngoài ra còn có
NHÓM 3

6


một số đứt gãy theo phương á vĩ tuyến. Chính các hệ thống đứt gãy này đã tạo nên kiểu
cấu trúc sụt bậc nghiêng về phía trung tâm bể và hình thành các địa hào và bán địa hào
xen kẽ nhau.
Các đứt gãy phương B - N là đứt gãy thuận, xuyên cắt từ móng với biên dộ dịch
chuyển từ vài chục mét đến hàng nghìn mét. Chúng hoạt động và phát triển đến cuối thời
kỳ Miocen, thậm chí có đứt gãy hoạt động đến tận Pliocen. Hoạt động của hệ thống đứt
gãy B - N làm cho đơn nghiêng có sự sụt bậc về phía Tây và hình thành một loạt nếp lồi,
lõm xen kẽ nhau theo phương đứt gãy. Các đứt gãy có phương á vĩ tuyến và á kinh tuyến
được phát hiện chủ yếu ở các lô 45, 46, 51. Các đứt gãy trên diện tích các lô 45 – 51 hoạt
động mạnh mẽ từ móng cho đến hết thời kỳ Miocen, một số thậm chí phát triển đến tận
Pliocen.
3.3.

Lịch sử phát triển địa chất

Lịch sử địa chất Đệ Tam bể Malay - Thổ Chu nằm trong tiến trình phát triển địa chất
chung của các bể trầm tích khu vực Đông Nam Á và Việt Nam, có thể được chia thành
các giai đoạn:
Giai đoạn tạo rift Eocen – Oligocen: hoạt động kiến tạo chủ yếu tác động mạnh mẽ
đến khu vực nghiên cứu là quá trình tách giãn nội lục (Intra-Cratonic rifting) hay còn gọi
là giai đoạn đồng tạo rift tạo nên các bồn trầm tích Đệ Tam chủ yếu ở bể Malay - Thổ
Chu.
Quá trình tách giãn Eocen – Oligocen xảy ra dọc theo đới cấu trúc Trias cổ, dẫn đến việc
hình thành hàng loạt các đứt gãy thuận có hướng B - N ở phần Bắc vịnh Thái Lan và đứt
gãy có hưỡng TB - ĐN ở bể Malay - Thổ Chu. Ban đầu quá trình trầm tích bị ngăn cách
bởi các bán graben (half graben), sau đó trầm tích là các thành tạo lục nguyên có tướng
lục địa - đầm hồ, tam giác châu và biển ven bờ lấp đầy các bể phụ mở rộng, bao gồm chủ
yếu là cát, sét kết, các tập bồi tích (fluviolacustrine), trầm tích dòng xoáy (braided
streams); trầm tích cổ nhất là Oligocen. Do các đứt gãy phát triển từ móng trước
Kainozoi, nên các thành tạo Oligocen thường bị phân dị, chia cắt mặt địa hình cổ thành
các đới nâng hạ không đều của móng trước Kainozoi tạo ra một hình thái kiến trúc hết
NHÓM 3

7


sức

phức

tạp.

Vào cuối Oligocen do chuyển động nâng lên, quá trình trầm tích bị gián đoạn và bóc
mòn. Sự kiện này được đánh dấu bởi bất chỉnh hợp cuối Oligocen đầu Miocen sớm.
Giai đoạn sau tạo rift Miocen - Đệ Tứ: Miocen sớm bắt đầu bằng pha lún chìm,

oằn võng - biển tiến, đây chính là giai đoạn đặc trưng cho pha chuyển tiếp từ đồng tạo rift
đến sau tạo rift. Vào Miocen giữa tiếp tục thời kỳ lún chìm của bể mà nguyên nhân chủ
yếu là do co rút nhiệt của thạch quyển. Hoạt động giao thoa kiến tạo do sự thay đổi
hướng hút chìm của mảng Ấn Độ theo hướng ĐB và chuyển động của mảng Úc lên phía
Bắc vào cuối Miocen giữa - đầu Miocen muộn có thể là nguyên nhân của chuyển động
nâng lên và dẫn tới việc hình thành bất chỉnh hợp Miocen giữa. Trên cơ sở kết quả định
tuổi của tập basalt liên quan tới bất chỉnh hợp chính ở bể Phisanulok, tuổi của bất chỉnh
hợp trên là 10. 4 triệu/năm. Thời kỳ từ cuối Miocen muộn đến hiện tại là pha cuối cùng
của tiến trình phát triển bể, đó là sự tiếp tục của giai đoạn sau tạo rift.
Vào Pliocen - Đệ Tứ, quá trình sụt lún chậm dần và ổn định, biển tiến rộng khắp, mạnh
mẽ, còn bể, các địa hào và các phụ bể lân cận trong cùng vịnh Thái Lan được liên thông
với nhau. Lớp phủ trầm tích hầu như nằm ngang, không bị tác động lớn bởi các hoạt động
đứt gãy hay nếp uốn và tạo nên hình thái cấu trúc hiện tại của khu vực này.
4. Địa tầng và môi trường trầm tích
4.1.
Địa tầng trầm tích

Hệ Paleogene – Thống Oligocene - Hệ tầng Kim Long (E3kl)
Hệ tầng Kim Long phủ bất chỉnh hợp lên móng Trước Đệ Tam có tuổi và thành phần
khác nhau. Các trầm tích của hệ tầng này thường phân bố chủ yếu trong các địa hào và
sườn của các cấu tạo và được phân cách bởi các đứt gãy có hướng ĐB - TN và BN với
chiều dày thay đổi từ 500 - 1.000 m. Mặt cắt của hệ tầng gồm chủ yếu là sét kết xen kẽ
với những lớp mỏng bột kết, cát kết và các lớp than, đôi chỗ có các lớp đá carbonat màu
trắng, rắn chắc dạng vi hạt. Tại một số khu vực nâng cao (Lô 51, 46) trong phần dưới của
lát cắt tỷ lệ cát kết với kích thước hạt tăng nhiều so với các khu vực khác. Phần lớn trầm
tích của hệ tầng được thành tạo trong điều kiện môi trường đồng bằng châu thổ đến hồ
NHÓM 3

8

đầm lầy và ở phần trên của mặt cắt có chịu ảnh hưởng của các yếu tố biển. Sét kết màu
xám, xám lục, xám đen, xám nâu hoặc nâu tối gắn kết trung bình đến tốt, phân lớp dày
đến dạng khối, nhiều nơi có chứa vôi, pyrit, vật chat hữu cơ chứa than hoặc xen kẽ các
lớp tan màu đen đến nâu đen. Thành phần khoáng vật sét chủ yếu là kaolinit và
hydromica cùng một lượng nhỏ clorit. Tập đá sét giàu vật chất hữu cơ có chứa than được
xem như là tầng sinh dầu và đôi chỗ nó cũng đóng vai trò là các tầng chắn mang tính chất
địa phương.

Hình 4.1. Cột địa tầng tổng hợp bể Malay – Thổ Chu (Theo LML, 1998, Petronas, 1999,
Gilmont, 2001 và Truongson JOC, 2003)
NHÓM 3

9


Hệ Neogen – Thống Miocene – Phụ thống Miocene dưới – Hệ tầng Ngọc Hiển
(N11nh)
Mặt cắt của hệ tầng gồm chủ yếu là sét kết, sét chứa ít vôi, sét chứa than, các lớp
than xen kẽ các lớp mỏng bột kết, cát kết. Đôi khi có các lớp đá vôi dạng vi hạt hoặc đá
vôi chứa nhiều mảnh vụn lục nguyên màu trắng, xám trắng cứng chắc. Sét kết màu xám
lục, xám đen tới xám nâu, đôi khi đỏ nâu, gắn kết trung bình - kém, phân lớp rất dày hoặc
dạng khối có nhiều nơi chứa ít thành phần carbonat (dolomit và calcit), các mảnh vụn
than hoặc xen kẽ các lớp than màu đen hoặc đen phớt nâu, dòn và cứng. Các vỉa than
tăng lên nhiều cả về bề dày và số lượng vỉa so với trầm tích của hệ tầng Kim Long nằm
dưới. Ngoài kaolinit và hydromica là thành phần khoáng vật chính, còn có một lượng
đáng kể của nhóm khoáng vật lớp hỗn hợp hydromica/montmorilonit. Tập đá sét dày xen
kẽ nhiều lớp than cĩ khả năng chắn được các vỉa dầu khí mà đã phát hiện được trong một
số giếng khoan (B-KL, 46-PT v.v... ). Ngoài ra, đá sét của hệ tầng thường khá giàu vật
chất hữu cơ (VCHC) nên đã được xác định là một tầng có khả năng sinh, chủ yếu là sinh

khí và condensat.
Hệ Neogen – Thống Miocene – Phụ thống Miocene giữa – Hệ tầng Đầm Dơi (N12đd)
Trầm tích của hệ tầng chủ yếu là các lớp cát kết xám sáng, hạt nhỏ đến trung bình,
xen các lớp sét kết xám trắng, xám xanh cùng một vài lớp than xen kẽ. Ngoài ra đôi khi
có xen cả những lớp mỏng dolomit hoặc đá vôi vi hạt chứa các mảnh vụn lục nguyên màu
xám trắng đến nâu vàng.
Sét kết màu xám sáng, xám oliu, xám xanh tới xám nâu gắn kết yếu. Đá phân lớp dày
hoặc dạng khối. Thành phần chính là kaolinit và hydromica cùng một lượng đáng kể hỗn
hợp hydromica/ montmorilonit. Các tập đá sét dày này là một tầng chắn có chat lượng tốt,
chắn được các vỉa chứa dầu khí của hệ tầng Ngọc Hiển đã được phát hiện trong khá nhiều
NHÓM 3

10


giếng khoan trong vùng. Cát kết màu xám nhạt đến xám trắng, xám phớt nâu gắn kết yếu
đến trung bình với độ rỗng và độ thấm phần nhiều thuộc loại tốt đến rất tốt. Cát kết chủ
yếu thuộc loại litharenit và litharenit felspat với thành phần không phân biệt nhiều so với
các tầng cát kết của các hệ tầng nằm dưới. Tỷ lệ cát/sét thường trung bình đến cao. Cát có
xu thế thô dần lên phía trên là chủ yếu.
Hệ Neogen – Thống Miocene – Phụ thống Miocene trên – Hệ tầng Minh Hải (N13mh)
Trầm tích của hệ tầng Minh Hải gồm nhiều sét/sét kết xám sáng, xám oliu, xám xanh
tới xám nâu, mềm, bở xen kẽ một tỷ lệ ít hơn các lớp bột/bột kết và cát/cát kết (cát gặp
nhiều trong các khoan 51-MH-1X, 46-DD-1X). Cát kết màu xám nhạt đến xám trắng,
xám phớt nâu gắn kết yếu hoặc còn bở rời, phần lớn là cát kết hạt nhỏ đôi chỗ hạt trung
đến thô, bán góc cạnh đến bán tròn cạnh, độ lựa chọn trung bình đến tốt. Trầm tích
thường chứa phong phú hoá đá biển (đặc biệt là Foraminifera), đôi khi có chứa glauconit.
Các lớp mỏng dolomit và đá vôi vi hạt đôi khi cũng có mặt. Sét chứa than và các vỉa than
nâu thường xuất hiện chủ yếu ở phần dưới của mặt cắt. Tỷ lệ cát/sét thấp, cát thường có
xu thế hạt thô hướng lên trên. Trầm tích của hệ tầng này được thành tạo trong môi trường

biển nông chịu nhiều ảnh hưởng của nguồn lục địa.
Trong trầm tích của hệ tầng đã phát hiện thấy các hoá thạch bào tử phấn hoa,
Foraminifera và Nannoplankton thuộc các đới N16-N18, NN10-NN11, xác định tuổi
Miocen muộn cho trầm tích hệ tầng Minh Hải. Hệ tầng phủ không chỉnh hợp lên hệ tầng
Đầm Dơi.
4.2.

Môi trường trầm tích

Các trầm tích Oligocen phát triển không rộng rãi ở khu vực này, nguồn cung cấp vật
liệu chủ yếu từ các khối móng nhô cao, một phần có thể từ sông Mekong. Các thành tạo
tam giác châu được hình thành ngay từ giai đoạn này, các nón bồi tích và các doi cát có
xen lẫn bột kết, sét kết ở phần đồng bằng châu thổ không ngập nước (upper delta plain).
Trầm tích đầm hồ phân bố ở các lô 46, một phần lô 51, phần lớn lô A, lô B. Một ít các
trầm tích lòng sông dọc theo các lô 51, A, B. các thành tạo này là tầng chứa tốt nhất trong
NHÓM 3

11


trầm tích Oligocen. Các lớp bột kết, sét và cát kết hạt mịn dưới dạng quạt sông (fluvial
fan) ngập nước (lower delta) chỉ phân bố chủ yếu ở lô A, B và một dải hẹp lô 46, 51. Các
thành tạo này chỉ có khả năng chứa trung bình. Các tập sét đóng vai trò tầng sinh là
chính. Các lớp sét, macnơ, bột kết và ít cát kết hạt mịn, xen trong đó có các lớp đá vôi
chứa nhiều foraminifera (giếng khoan 50-CM-1X, 46- NC-1X) đã chỉ ra môi trường đầm
lầy ven biển điển hình. Các thành tạo này phân bố hẹp ở các lô 50, 51 và một phần lô 46.
Trầm tích Miocen được thành tạo trong giai đoạn sau rift. Vào Miocen sớm bắt đau
biển tiến rộng khắp, đồng thời trầm tích mang tính tam giác châu điển hình, diện phân bố
của các trầm tích này (hệ tầng Ngọc Hiển) cũng rộng hơn so với thời kỳ Oligocen chỉ bó
hẹp trong các hố sụt. Các kiểu trầm tích bồi tích, lũ tích, kênh cát, các tập than được

thành tạo trong điều kiện đồng bằng châu thổ, đầm lầy, phân bố theo một dải suốt từ lô
49, 50, 51, một phần lô B và lô 46. Các đá này phân lớp dày, diện phân bố rộng và là tầng
chứa sản phẩm tốt ở khu vực nghiên cứu. Khác với trầm tích Miocen dưới, các thành tạo
Miocen giữa (hệ tầng Đầm Dơi) phân bố rộng rãi trong bể, ngoài những trầm tích lục
nguyên, đôi nơi còn có những lớp mỏng dolomit hoặc đá vôi vi hạt chứa mảnh đá lục
nguyên màu xám trắng đến vàng (46-NH, 46-KM). Các trầm tích Miocen giữa được
thành tạo chủ yếu trong điều kiện môi trường tam giác châu ngập nước ven bờ biển chịu
ảnh hưởng rất mạnh hoặc xen kẽ nhiều giai đoạn biển nông ven bờ.
Các trầm tích Miocen trên phân bố rộng rãi gồm sét, sét kết xen kẽ (với một tỷ lệ ít
hơn) các lớp bột - bột kết và cát - cát kết được thành tạo trong môi trường biển nông chịu
ảnh hưởng của nguồn lục địa.

NHÓM 3

12


Hình 4.2. Sơ đồ môi trường trầm tích bể Malay – Thổ Chu

5. Các tích tụ Hydrocarbon
5.1.
Đặc điểm các loại dầu

Kết quả phân tích các mẫu dầu thu nhận được từ các giếng khoan ở bể Malay-Thổ
Chu cho thấy có thể chia ra 3 nhóm dầu tương ứng với các đặc trưng địa hóa của chúng
bao gồm: nhóm dầu có nguồn gốc đầm hồ, nhóm dầu có nguồn gốc lục địa, nhóm dầu
hỗn hợp. Trong đó nhóm dầu có nguồn gốc lục địa thường xuất hiện trong các đá chứa
thuộc nhóm E và H chủ yêu phân bố ở phần trung tâm bể.
Ở phần lục địa Việt Nam thuộc bể Malay-Thổ Chu chưa gặp nhóm này.
Nhóm dầu có nguồn gốc đầm hồ

Nhóm dầu này xuất hiện trong các tầng chưa L, K, J và thậm chí cả trong tập I và
phân bố trong các vùng rìa Nam, rìa Đông và rìa Tây bể Malay-Thổ Chu. Đây là khu vực
có các tầng sinh nằm trong cửa sổ tạo dầu, các khu vực khác hầu hết đã quá ngưỡng hoặc
chưa trưởng thành. Đặc trưng của nhóm dầu này là tỉ trọng dầu biến đổi trong dải rất rộng
còn các đặc trưng địa hóa nhìn chung ít biến đổi. Dầu biến đổi từ dạng dầu có hàm lượng
parafin cao (khu vực mỏ Bunga Kekwa) cho tới condensat (mỏ Parma). Sự thay đổi này
có thể do mức trưởng thành các tầng sinh dầu khác nhau và cũng có thể do các biến đổi
(như cracking) sau quá trình tích tụ dầu khí. Được hình thành từ cùng tầng sinh nên các
dầu có địa hóa gần tương tự như nhau có chỉ sổ Pr/Ph thấp (2.0-3.0) và tỉ số Pr/nC17
không cao (0.3-0.5). Đây là đặc trưng của môi trường trầm tích không bị oxi hóa. Phân
bố dấu vết sinh học được đặc trưng bởi Tm/Ts thấp, C29Ts và diahopan có chất lượng
cao. Các chỉ thị của thực vật bậc cao như bicadinan và oleanan rất hiếm hoặc vắng mặt.
Các đặc trưng địa hóa trên của dầu tập J và K cùng với sự liên kết rất rõ của các dấu
vết sinh học với đá tập sinh K cho thấy dầu nhóm này có chung nguồn gốc và có thể tin
rằng tầng sinh sét đầm hồ K phân bố rất rộng rãi và là một tầng sinh rất có hiệu quả. Dầu

NHÓM 3

13


khí sinh ra từ tầng này có mặt tỏng các vỉa chứa tập I và K cũng như các tập chứa cao
hơn.
Trong một số khu vực như MP3-CAA, thành phần dầu của các tập H, I, J và K rất
biến đổi về tỉ trọng và thành phần phân tử. Dầu biến đổi từ condensat (độ API cao) tới
dầu có hàm lượng parafin trung bình. Sự biến đổi này có thể xuất hiện từ các vùng khác
nhau của mỏ, thậm chí trong cùng một giếng khoan. Các đặc trưng địa hóa cho thấy dầu
có nguồn gốc lục địa, thể hiện ở số lượng rất lớn các dấu vết (maker) thực vật bậc cao
như oleanan và bicadinan, cho tới nguồn gốc đầm hồ thể hiện bởi vắng mặt hoặc có ít các
vật liệu thực vật bậc cao và số lượng tương đối lớn C27 steran. Như vậy, có thể nói rằng

các tầng sinh có nguồn gốc khác nhau nằm gần hoặc xen kẽ nhau đã hình thành dầu hỗn
hợp. Mặt khác cũng có thể dầu có nguồn gốc đầm hồ từ dưới sâu đã dịch chuyển thẳng
đứng theo các hệ thống đứt gãy và hòa trộn với dầu nguồn gốc lục địa sinh ra tại chỗ.
5.2.

Đặc điểm các loại khí tự nhiên

Ngoài các mỏ dầu, bể Malay - Thổ Chu còn có rất nhiều các mỏ khí lớn nhỏ đã và
đang khai thác cũng như sẽ được phát triển trong tương lai.
Trong vùng thềm lục địa Việt Nam một loạt các mỏ khí có trữ lượng đáng kể đã được
phát hiện như Kim Long, Ác Quỷ, Cá Voi và các mỏ ở khu vực PM3-CAA. Khu vực
thuộc Malaysia và Thái Lan một loạt mỏ khí lớn cũng đã được phát hiện như Jerneh,
Lawit, Duyong, Gajah, Suriya, Seligi, Bong Kot, Tonkoon, Pilong, v.v.... Ở các lô thuộc
thềm lục địa Việt Nam, các vỉa khí được phát hiện hầu như trong toàn bộ lát cắt từ tập E,
F, H, I, J tới K. Từ phía Nam lên tới phía Bắc bể các vỉa khí có xu thế nằm trong các địa
tầng trẻ và nông hơn.
Các số liệu địa hóa cho thấy khí thiên nhiên ở bể Malay - Thổ Chu có nguồn gốc cả
từ sinh vật (biogenic) và do nhiệt (thermogenic). Do tính linh động cao nên hầu hết khí
phát hiện tại các mỏ đều là khí hỗn hợp. Khí sinh vật với thành phần chủ yếu là metan
hình thành do vi khuẩn phân hủy vật chất hữu cơ tầng nông ở nhiệt độ dưới 75 oC, chúng
không đóng vai trò quan trọng về mặt trữ lượng.
NHÓM 3

14


Các khí hydrocarbon do nhiệt hình thành ở nhiệt độ cao hơn từ các vật chất hữu cơ
hoặc phân đoạn dầu mỏ có từ trước. Các nghiên cứu cho thấy các khí sinh ra từ các vật
chất hữu cơ trưởng thành với hệ số phản xạ vitrinit biến đổi từ 0,7% tới hơn 2,0%. Theo
các nghiên cứu địa hóa khí hydrocarbon bể Malay - Thồ Chu có thể được chia làm 2

nhóm khí hydrocarbon theo thành phần, đặc điểm đồng vị phóng xạ và nhóm khí không
hydrocarbon.
-

Nhóm khí khô
Nhóm khí này phân bố chủ yếu tại khu vực trung tâm bể, chủ yếu trong các tầng

chứa H và trẻ hơn. Chúng có giá trị đồng vị phóng xạ của metan và etan khá lớn đặc
trưng cho khí có mức độ trưởng thành cao. Đặc trưng này cũng thể hiện dấu vết của than,
chứng tỏ khí nhóm này được sinh ra từ sự phá vỡ kerogen than nằm ở nhiệt độ rất cao.
Ngoài ra, các khí còn được hình thành do quá trình phân đoạn các sản phẩm dầu hình
thành trước đó, các khí này sau đó dịch chuyển thẵng đứng theo các hệ thống đứt gãy lên
các tầng chứa nằm nông hơn. Nhìn chung các khí nhóm này thường có hàm lượng
condensat thấp và hàm lượng khí CO2 khá cao.
-

Nhóm khí ẩm
Nhóm khí này chủ yếu phân bố ở rìa bể trong toàn lát cắt từ Oligocen - Miocen giữa

(E tới L). Các khí này có đặc trưng là thành phần và giá trị đồng vị phóng xạ metan và
etan biến đổi trong dải khá rộng. Điều này chứng tỏ có sự hòa trộn khí từ các tầng sinh
cũng như mức độ trưởng thành rất khác nhau. Thành phần của các khí này bao gồm cả
khí sinh vật, khí khô và khí ẩm với tỉ lệ biến đổi nhưng nhìn chung có hàm lượng khí ẩm
tương đối cao. Các thành phần nặng hình thành chủ yếu từ tầng sinh sét đầm hồ sau đó
dịch chuyển tới các vỉa chứa theo phương ngang với khoảng cách tương đối ngắn. Các
thành phần nhẹ có thể chủ yếu được tạo ra từ các tầng sinh sông châu thổ nằm nông hoặc
là sản phẩm của quá trình phân đoạn các sản phẩm dầu khí hình thành dưới sâu (tập J và
cổ hơn) và dịch chuyển lên trên, do vậy trong các vỉa chứa khí này có hàm lượng CO2
cũng có xu thế cao hơn.
NHÓM 3

15


-

Nhóm khí không Hydrocarbon
Các khí không hydrocarbon ở bể Malay - Thổ Chu bao gồm khí carbonic (CO2),

Nitơ (N2), sunfua lưu huỳnh (H2S), v. v. Trong đó CO2 có thể tích lớn nhất. Hàm lượmg
khí thay đổi trong phạm vi rất rộng, từ vài % cho tới trên 80% (mỏ Tapi) tổng thể tích
khí. Hàm lượng CO2 thay đổi theo từng khu vực khác nhau, thông thường cao hơn ở khu
vực trung tâm và phía Bắc bể. Theo độ sâu hàm lượng CO2 cũng có qui luật biến đổi khá
đặc biệt phụ thuộc vào phân bố áp suất vỉa chứa, thấp ở phần trên lát cắt và tăng dần theo
độ sâu. Hàm lượng CO2 tăng rất đột biến ở gần nóc tầng dị thường áp suất cao.
Các số liệu quan sát cho thấy hàm lượng CO2 trong các thân chứa phân bố rộng
thường cao hơn các thân chứa nhỏ hẹp (Gilmont, 2001). Hiện tương này được lý giải là
do các thân chứa lớn thường bị nhiều các đứt gãy sâu lớn cắt qua hơn là các thân chứa
nhỏ, các đứt gãy này là các kênh dẫn khí CO2 dịch chuyển từ dưới sâu lên.
Hầu hết CO2 phát hiện được ở các giếng khoan đều có nguồn gốc hỗn hợp. Hai dạng
CO2 có thể phân biệt bằng đồ thị quan hệ giữa giá trị đồng vị carbon và hàm lượng CO2
từ các vỉa khí có CO2. Có thể phân biệt khá rõ nguồn gốc hữu cơ và không hữu cơ của
CO2 qua phân bố trên. Khí CO2 có nguồn gốc không hữu cơ, giá trị đồng vị thường lớn
hơn -7,5. Các khí này phát hiện đuợc tại các giếng khoan vùng trung tâm bể tại các tích tụ
khí lớn. CO2 nguồn gốc hữu cơ có giá trị đồng vị biến đổi từ -12,5 tới -25 và ít khi nhỏ
hơn 5% mol của tổng thành phần khí.
Phân bố khí CO2 theo diện ở bể Malay - Thổ Chu tương đối rõ tuy nhiên sự phân
bố CO2 theo địa tầng vẫn chưa có được lời giải đáp thỏa đáng và cần phải có các nghiên
cứu bổ sung.
Các khí không hydrocarbon khác như H2S, N2, v. v. cũng đã được phát hiện ở bể

Malay - Thổ Chu. Ở phần thềm lục địa Việt Nam các khí này đã phát hiện được tại khu
vực mỏ Kim Long, Ác Quỷ, Cá Voi, PM3CAA cũng như ở một số giếng khoan khác, tuy
nhiên hàm lượng của chúng nhỏ và ảnh hưởng của chúng nhìn chung là không đáng kể.
6. Hệ thống dầu khí
NHÓM 3

16


6.1.

Đặc điểm tầng sinh

Bể Malay - Thổ Chu nói chung có hai tầng sinh phân bố rất rộng: Tầng sinh đầm hồ
Oligocen - Miocen dưới và tầng sinh than/sét vôi sông – châu thổ Miocen giữa - muộn.
Kết quả phân tích Rock - Eval (RE) cho thấy mẫu trong tập trầm tích Oligocen và
Miocen dưới hầu hết có tổng hàm lượng carbon hữu cơ (TOC) lớn hơn 0,5%Wt. Giá trị
Tmax > 435oC chủ yếu rơi vào mẫu có tuổi Oligocen.
Các tầng đá sinh phản ánh khá rõ lịch sử phát triển của bể với sự chuyển dần từ đầm
hồ, sông - châu thổ tới biển mở. Các tầng đá sinh trên đã được chứng minh từ các giếng
khoan trên diện tích thuộc Việt Nam cũng như các nước trong khu vực như Malaysia và
Thái Lan. Có thể nói tầng đá sinh sông – châu thổ là tầng sinh khí, khí - condensat chủ
yếu. Trong khi đó tầng sinh đầm hồ là tầng sinh dầu chủ yếu, tuy nhiên ở phần lớn diện
tích khu vực các lô phía Tây thuộc Việt Nam tầng sinh này hầu như nằm trong vùng quá
ngưỡng trưởng thành (post-mature-Gilmont, 2001).
Việc xác định nguồn gốc môi trường trầm tích các tầng đá sinh có thể dựa trên tỉ số
Pristan/Phytan của các hydrocarbon thông qua xác định dạng vật chất hữu cơ có trong đá
sinh. (Hunt,1996). Các hydrocarbon có tỉ số Ph/Pr<0,5% và tỉ số Pr/Ph>3 nhìn chung
sinh ra từ vật chất hữu cơ trầm tích trong môi trường sông tới sông - châu thổ. Các
hydrocarbon có tỉ số Ph/ Pr>0,5% và tỉ số Pr/Ph<3 thông thường sinh ra từ vật chất hữu

cơ trầm tích trong môi trường đầm hồ. Các dạng hydrocarbon có các tỉ số trung gian hầu
như đại diện cho hydrocarbon hỗn hợp được tạo ra từ các đá sinh trầm đọng trong cả hai
môi trường trên.
Tầng đá sinh đầm hồ (Oligocen-Miocen sớm)
Đá sinh đầm hồ của bể Malay - Thổ Chu chủ yếu nằm ở vùng trung tâm bể và ở độ
sâu khá lớn. Chúng bắt đầu được hình thành trong các đầm hồ cổ, phân bố ở các bán địa
hào, được phát triển mở rộng dần khi cả bể bị lún chìm nhanh. Diện phân bố của các hệ
thống hồ này chưa được làm rõ nhưng luôn gắn liền với các giai đoạn thuỷ triều thấp và
cao (low and high stands) trong thời gian hình thành các tập K, L và M (Petronas, 1999)
và tạo ra các tập sét phân bố khá rộng.
NHÓM 3

17


Nhìn chung, trầm tích đầm hồ chủ yếu là sét, các vỉa than có tồn tại nhưng không phổ
biến và đóng góp không đáng kể vào quá trình sinh thành hydrocarbon. TOC của tầng
sinh này tập trung trong dải từ nhỏ 0, 50% cho tới hơn 2% trọng lượng, đôi khi giá trị
TOC rất cao cũng bắt gặp nhưng không phổ biến.
Mặt khác, vùng rìa bể luôn có các quạt delta hoặc delta hồ (lacustrine delta) phát
triển về phía trung tâm của bể (Gilmont, 2001). Trong môi trường này hệ thực vật rất phát
triển, do vậy sẽ có rất nhiều vật chất hữu cơ nguồn gốc lục địa được trầm đọng trong các
hệ thống hồ. Kết quả là để lại dấu tích địa hóa liên quan đến vật chất hữu cơ thực vật lục
địa trong các hydrocarbon sinh thành từ sét đầm hồ. Điều này được chứng minh rất rõ ở
khu vực mỏ khí Kim Long. Ở đây các đá sinh chứa than sông – châu thổ Miocen chưa
trưởng thành và chỉ có thể giả thiết rằng hydrocarbon được sinh ra từ các sét đầm hồ nằm
ở sâu hơn. Các mẫu lưu thể lấy ở giếng KL-1X cho thấy hầu hết chúng rơi vào vùng sông
- châu thổ tức là các đá sinh chứa rất nhiều vật chất hữu cơ thực vật lục địa và làm cho tỉ
số Pr/Ph lệch ra khỏi vùng phân bố thực sự trầm tích đầm hồ.
Tầng đá sinh sông - châu thổ (Miocen giữa và muộn)

Từ Miocen muộn, môi trường trầm tích sông - châu thổ bắt đầu phát triển và dần
đóng vai trò quan trọng ở bể Malay - Thổ Chu. Tài liệu địa hóa đã chỉ ra rằng các tầng
sinh sông - châu thổ phát triển mạnh trong thời kỳ hình thành các tầng I cho tới E.
Trong số các tầng sinh khác, tầng sinh I đóng vai trò quan trọng hơn cả, tầng sinh này
phát triển mạnh từ khu vực Arthit (Thái Lan) cho tới phía Nam bể, tạo thành dải song
song đường bờ cổ, nơi có điều kiện thuận lợi cho việc hình thành các vỉa than, sét than,
sét và sét vôi (Gilmont, 2001; Petronas, 1999).
Bề dày của tầng sinh I khá lớn, có thể dày trên 40m và nửa số đó là các vỉa than. Vật
chất hữu cơ của tầng sinh này là các vật liệu nguồn gốc lục địa chiếm ưu thế. Các đá sinh
thuộc tầng I được chôn vùi ở độ sâu khá lớn nên trong nhiều vùng của bể, chúng đã
trưởng thành và sinh thành dầu khí.

NHÓM 3

18


Sự thăng giáng của môi trường trầm tích và sự phân bố không gian khác nhau dẫn
đến sự khác biệt khá rõ về chất lượng tầng sinh cũng như sự phân bố dấu vết sinh học.
TOC của đá sinh biến đổi trong phạm vi khá rộng từ nhỏ hơn 0,50 wt% (sét sạch) cho tới
hơn 80 %wt (than sạch). Các đá sinh nghèo (TOC < 1. 00 wt%) thường là các kerogen
hỗn hợp tương ứng với kerogen loại III chiếm ưu thế và sinh khí là chủ yếu. Các đá sinh
giầu vật chất hữu cơ thường có hàm lượng kerogen loại I, sinh dầu cao nhưng chúng cũng
chứa cả các keorogen loại II và III.
Trong nhiều mẫu thuộc nhóm I, đặc biệt ở khu vực Nam và Đông Nam bể Malay Thổ Chu, các phân bố dấu vết sinh học cho thấy có sự hiện diện của tảo thuộc môi trường
đầm hồ với các đặc điểm có mặt của C27 steran, số lượng oleanan và bicadinan cũng như
tỉ số Tm/Ts thấp. Sự suất hiện tảo cùng với than và sét than cho thấy chúng trầm đọng
trong môi trường đầm hồ hình thành dọc theo bờ biển. Sự có mặt của vật chất hữu cơ tảo
làm tăng đáng kể khả năng sinh dầu của tầng sinh này.
Nhìn chung tầng sinh này khả năng sinh khí và khí condensat cao hơn ở khu vực Bắc

bể, còn khu vực phía Nam và Đông Nam tầng sinh này ngoài khả năng sinh khí chúng
còn sinh ra một lượng dầu đáng kể.
6.2.

Đặc điểm tầng chứa

Ở bể Malay - Thổ Chu dầu khí được phát hiện trong đá chứa cát kết nhóm D tới M
có tuổi Miocen tới Oligocen. Trong vùng thềm lục địa Việt Nam, dầu khí chủ yếu được
phát hiện trong đá cát kết thuộc nhóm E tới K hình thành trong môi trường biến đổi từ lục
địa đến biển.
Cát kết nhóm L (Oligocen muộn). Phần dưới lát cắt bao gồm các tập cát kết có độ
chọn lọc trung bình, độ hạt từ mịn đến trung bình có bề dày từ 6 - 12m, càng lên trên các
vỉa cát mỏng dần với bề dày 3 - 6m và xen kẹp với các vỉa sét kết. Các vỉa cát kết của
nhóm này hình thành trong môi trường sông dưới dạng các doi lưỡi liềm (point bar) và
lấp đầy kênh rạch (channel sands) nằm xen kẽ với các trầm tích đồng bằng ngập lụt
(flood plain) (LML, 1998).
NHÓM 3

19


Cát kết nhóm K - J (Miocen sớm) bao gồm các tập cát của trầm tích mặt trước châu
thổ (delta front) biển lùi (prograding) có các tập sét và lớp than mỏng xen kẹp. Các
nghiên cứu của Unocal (2003), LML (1998), Asiah Mohd Salih, Mohd Fauzi Abdul Kadir
(1995) và Nik Ramli (1988) cho thấy đá chứa nhóm K chủ yếu gồm các thân cát kênh
rạch lòng sông xếp chồng nhau có tính liên tục khá tốt và phân bố tương đối rộng. Bề dày
tổ hợp các thân cát biến đổi từ 5 - 15m, các thân cát riêng lẻ dày khoảng 5 - 6m và được
xen kẹp bởi các trầm tích của đồng bằng ngập lụt, hoạt động thủy triều và bờ biển rìa
ngoài (lower shoreface).
Các thân chứa nhóm J hình thành vào thời kỳ chuyển tiếp có tính khu vực từ môi

trường đầm hồ sang môi trường biển. Đá chứa nhóm này chứa tới hơn 40% trữ lượng dầu
khí của toàn bể (Petronas, 1999). Về phía Bắc bể (Lô B&48, 52/97 và khu vực Arthit
(Thái Lan) đá chứa bao gồm các thân cát hạt thô xếp chồng hình thành trong môi trường
lòng sông đa dòng hoặc lấp đầy các kênh phân cắt trong thung lũng (incised canyon),
chúng có tỉ phần chứa cao (high net to gross) và phân bố khá rộng có thể dễ dàng liên kết
giữa các giếng khoan (Unocal, 2003). Chuyển dần về phía Đông Nam và Nam bể (lô PM3, PM-9), các đá chứa gồm các tập cát từ dày 3 - 15m hình thành trong môi trường biến
đổi từ sông, đồng bằng cửa sông tới trầm tích biển nông bị ảnh hưởng của thủy triều
(LML, 1998; Ramlee và nnk, 1996). Phần giữa của nhóm J, các thân cát có chất lượng tốt
hơn được hình thành tại các vùng cửa sông và vùng thủy triều họat động mạnh (Ramlee
và nnk, 1996).
Phần trên và dưới lát cắt nhóm J đá chứa có chất lượng kém hơn hình thành trong
môi trường có năng lượng thủy triều yếu đến trung bình. Trong khu vực này, các tập cát
phần dưới nhóm J được Yap (1996) minh giải là các tập cát của doi cát (bar) thủy triều
nằm theo hướng TTB - ĐĐN song song với bờ biển cổ. Các tập cát có dạng thô dần lên
trên và bị sinh vật làm biến đổi mạnh (bioturbated), phủ lên chúng là các tập cát kết chứa
glauconit hạt thô sạch và độ chọn lọc tốt. Các tướng đá cát bờ biển (shore face) và doi cát
(bar) chuyển dần sang tướng đá sét bùn vũng vịnh, đầm phá và bãi thoát triều (tidal flat
theo Goh và nnk, 1982 & 1983). Một số tác giả khác như Nik Ramli, 1986 Noor Azim
NHÓM 3

20


Ibrahim và Mazlan Madon, 1990 còn cho rằng các thân chứa là các tập cát bờ biển và các
trầm tích thềm hình thành trong môi trường ảnh hưởng của sóng và bão với tác động phụ
của họat động thủy triều.
Cát kết nhóm I: Khu vực phía Bắc bể (Lô B&48, 52/97 có thể chia nhóm I ra hai
phần, phần trên là các tập cát sông không liên tục của môi trường sông uốn khúc
(meadering), phần dưới đá chứa có tính liên tục tốt hơn được hình thành trong môi trường
sông đa dòng. Về phía Đông Nam, đá chứa nhóm I có sự biến đổi nhẹ và cũng gồm hai

phần, phần dưới là các tập trầm tích lòng sông đa dòng. Phần trên các vỉa cát thô dần về
nóc và được hình thành trong môi trường đồng bằng ven biển thấp (lower coastal plain)
với sự xen kẹp của các vỉa than mỏng cũng như sét và bột kết của môi trường tiền châu
thổ (prodelta theo LML, 1998).
Cát kết nhóm E, F&H (Miocen giữa): nhìn chung các tập cát của nhóm E, F và H
được minh giải là các tập cát sông của vùng sông uốn khúc không có tính liên tục
(Unocal 2002). Khu vực lô PM3 CAA các đá chứa còn được hình thành trong môi trường
có sự thăng giáng mạnh thay đổi từ đồng bằng ven biển thấp tới ven biển (marginal
marine) do vậy các trầm tích thô dần về nóc với tỉ phần bột và sét kết chiếm ưu thế và có
các vỉa than mỏng xen kẹp (LML, 1998).
6.3.

Đặc điểm tầng chắn

Tầng chắn I: Đây là các tập sét Pliocen - Đệ Tứ có chiều dày hàng trăm mét, đóng
vai trò tầng chắn khu vực cho toàn vùng. Hàm lượng sét ổn định, khoảng 85 - 90%, độ
hạt chủ yếu nhỏ hơn 0,001 mm. Khoáng vật chủ yếu là montmorilonit và thứ yếu là
hydromica. Xen kẽ trong các tầng sét là các lớp bột kết mỏng có đặc tính trương nở cao.
Tầng chắn II là các tập sét đáy Miocen dưới. Các tập này phân bố không liên tục,
đóng vai trò tầng chắn địa phương cho các tầng sản phẩm bên dưới. Chiều dày của tầng
này khoảng 25 - 60 m. Hàm lượng sét dao động từ 75 - 85%, độ hạt nhỏ hơn 0,001 mm.
Khoáng vật chủ yếu là montmorilonit, ngoài ra còn có hydromica và kaolinit.

NHÓM 3

21


Tầng chắn III là các tập sét trong tâng Oligocen, có bề dày lớn 50 - 200m và khá ổn
định và đóng vai trò tầng chắn khu vực. Hàm lượng sét cao 80 - 90%, khoáng vật chủ yếu

là montmorilonit và tổ hợp hydromica - montmorilonit, độ hạt 0,001 - 0,003.
Màn chắn kiến tạo: Chế độ kiến tạo của khu vực có ảnh hưởng và chi phối mạnh
mẽ tới sự tích tụ và bảo tồn dầu khí. Các hệ thống đứt gãy là màn chắn kiến tạo hết sức
quan trọng. Hầu hết các bẫy khép kín 3 chiều đều được chắn bởi các đứt gãy, đặc biệt là
đối với cánh nâng các đứt gãy.
6.4.

Di chuyển và nạp bẫy

Bể Malay - Thổ Chu tồn tại các tầng sinh đầm hồ và sông - châu thổ. Các tầng sinh
này được chôn vùi trong bể trầm tích có chế độ dòng nhiệt rất cao ở vùng trung tâm và
Bắc bể nhưng giảm dần về phía rìa bể. Gradient nhiệt biến đổi tử 3oC/100m ở vùng rìa
nhưng có thể lên tới hơn 6oC/100m tại khu vực trung tâm của bể. Một số nơi dọc trục của
bể, đã được ghi nhận được giá trị dòng nhiệt tới 105mWm-2 (Petronas, 1999).
Với chế độ nhiệt cao như vậy các tầng sinh, trừ tầng sinh E (chỉ có một số vùng nằm
trong ngưỡng trưởng thành), hầu hết đã nằm trong cuối ngưỡng hoặc quá ngưỡng trưởng
thành. Điều này đã được chứng minh từ các tài liệu phản xạ vitrinit, mầu bào tử phấn và
nhiệt độ Tmax. Tuy nhiên, một số vùng giá trị phản xạ vitrinit theo mô hình độ trưởng
thành thấp hơn so với dự đoán.
Nhưng các số liệu có được cho thấy hầu hết các giá trị phản xạ thấp hơn đều tập
trung vào các mẫu kerogen của sét hơn là của than, nên các giá trị này có thể chấp nhận
được (Petronas, 1999). Hiện tượng này đã được Waples (1994) lý giải bằng quan điểm
cho rằng trong thời kỳ Pleistocen xung nhiệt đã tạo ra môi trường có dòng nhiệt cao như
thời điểm hiện tại, còn trước đó dòng nhiệt của bể thấp hơn rất nhiều. Kết quả mô phỏng
độ trưởng thành của bể cho thấy do phần trung tâm bể có gradient nhiệt cao hơn nên cửa
sổ sinh dầu khí ở đây nâng cao so với phần rìa. Các mặt cắt Hình 11.21 cho thấy các tầng
sinh đầm hồ của các tập J, K, L và M nhìn chung nằm trong cửa sổ tạo dầu ở phần lớn
diện tích Nam, Đông Nam và vùng rìa của bể (Hình 11.15). Còn về phía Bắc và đi dần về
NHÓM 3

22


trung tâm bể, các tầng sinh từ K trở xuống đã quá ngưỡng trưởng thành và có thể dầu
sinh thành từ các tầng sinh trong khu vực này đã bị phân hủy tạo ra khí khô (Gilmont,
2001; Petronas, 1999).
Dịch chuyển của dầu khí tới các bẫy tuy còn một vài ý kiến khác nhau nhưng hầu hết
các công trình nghiên cứu đều cho rằng bể Malay - Thổ Chu tồn tại đồng thời hai cơ chế
dịch chuyển ngang và thẳng đứng. Tùy từng vị trí cụ thể mà một trong hai cơ chế này
đóng vai trò chủ đạo. Sự dịch chuyển ngang của dầu khí có thể thấy trong hầu hết địa
tầng, trong Miocen (tập H trở lên), ở các tầng này đá sinh và chứa xen kẹp và liền kề
nhau, sau khi sinh ra từ đá mẹ dầu khí chỉ phải dịch chuyển ngang với quãng đường rất
ngắn tới các tầng chứa (Gilmont, 2001).
Do dầu khí có tỷ trọng nhẹ và các hệ thống đứt gãy thẳng đứng có mặt ở hầu hết các
khu vực bề Malay - Thổ Chu, nên có thể nói dịch chuyển thẳng đứng có vẻ chiếm ưu thế
hơn trong các các hệ thống đứt gãy này. Điển hình là sự di chuyển khí từ các tầng sinh đã
trưởng thành nằm ở dưới sâu (tầng K) theo các đứt gãy và lấp đầy vào các bẫy của tầng
chứa E và F trong khu vực mỏ Kim Long (Gilmont, 2001). ở một số mỏ khác như Dulang
và Semangkok, sự tương tự về các đặc trưng địa hóa của dầu tại một số vỉa chứa tầng E
với dầu của các tầng nằm sâu hơn (I và J) (Petronas, 1999) và sự tồn tại của các hệ thống
đứt gãy sâu đi kèm các cấu tạo của tầng E trong vùng, tầng đá mẹ E chưa trưởng thành đã
chứng minh quan điểm dịch chuyển thẳng đứng và chứng tỏ dịch chuyển thẳng đứng
đóng vai trò quan trọng. Sự có mặt của khí CO2 trong các mỏ dầu khí cũng là những
bằng chứng rõ ràng về sự dịch chuyển thẳng đứng. Nhiều tác giả cho rằng cơ chế dịch
chuyển này có lẽ đóng vai trò quan trọng đối với các khu vực đứt gãy phát triển như vùng
Bắc và trung tâm bể Malay - Thổ Chu.
7. Các play dầu khí và kiểu bẫy

Các kết quả khoan trên các lô của Việt Nam thuộc phần rìa Đông Bắc bể Malay - Thổ
Chu và các vùng lân cận đã chứng minh sự tồn tại hai hệ thống dầu khí khác nhau. Hệ

thống dầu khí thứ nhất liên quan rất chặt chẽ với tầng sinh Oligocen với các play được
NHÓM 3

23


đặt tên tương ứng với tuổi tầng sinh và tầng chứa chính bao gồm Móng trước Đệ Tam,
Oligocen và Miocen.
Play 1 - Móng Trước Đệ Tam
Các đá sinh chính là các tập sét đầm hồ tuổi Oligocen, các vật chất giầu thực vật bậc
cao (terrigenous plant) lắng đọng trong các đầm hồ và có đặc trưng điển hình là sinh ra
dầu có hàm lượng parafin và độ đông đặc cao.
Các tầng chứa có thể là các thành tạo Trước Đệ Tam dưới dạng các đồi sót hoặc khối
nhô cao được hình thành do quá trình bào mòn địa hình không đồng đều. Các tầng chứa
có thể là các tập carbonat hoặc các tập cát rắn chắc nằm xen kẹp với các tập sét. Ngoài ra,
đá chứa cũng có thể là các khối đá núi lửa hoặc biến chất bị phong hóa nứt nẻ mạnh. Tuổi
và thành phần thạch học của các đá Trước Đệ Tam này đã được xác định theo tài liệu tại
một số giếng khoan ở bể và các điểm lộ trên đảo Phú Quốc. Đá bột kết và cát kết tại các
điểm lộ trên đảo có tuổi Mesozoi (Creta/Jura) (Rinaldi, 1999) và có thành phần thạch học
tương tự với các đá móng gặp tại giếng Kim Quy–1X. Các đá carbonat ở vịnh Thái Lan
hầu hết có tuổi Permi - Trias, chúng tạo thành các tập nằm xen kẽ với đá trầm tích khác.
Play này chưa được chứng minh ở phần diện tích thuộc thềm Việt Nam cũng như phần
còn lại của bể Malay - Thổ Chu.
Play 2 - Oliogcen
Các tầng đá sinh chính tương tự như play 1. Các tầng chứa chính là các tập cát của
doi cát lưỡi liềm (point bar) và cát lấp đầy kênh rạch hình thành trong môi trường sông và
nằm xen kẽ với các trầm tích hạt mịn của đồng bằng ngập lụt. Do các tầng này nằm ở
phần sâu của lát cắt nên khả năng chứa là vấn đề rủi ro cần được quan tâm. Play này đã
được chứng minh ở Nam bể Malay - Thổ Chu (Petronas, 1999). Tuy nhiên, trong phần
diện tích các lô thuộc Thềm lục địa Việt Nam chưa tìm thấy dầu khí trong play này.

Play 3 - Miocen

NHÓM 3

24


Các đá sinh chính là các tập than và/hoặc sét vôi có tuổi Miocen sớm đến Miocen
giữa. Các đá này sinh khí và condensat là chủ yếu. Ngoài ra các đá sinh của các play 1,2
cũng có thể là nguồn cung cấp dầu khí cho play này.
Các đá chứa chính tại vùng Bắc bể Malay - Thổ Chu là các thân cát sông và
sông/châu thổ trong Miocen dưới và giữa; đây là đối tượng thăm dò chủ yếu của khu vực
này. Trong vùng rìa bể thuộc thềm lục địa Việt Nam, dầu khí đã được phát hiện trong play
này như các khu vực Kim Long, Ác Quỷ và PM3-CAA. Qua các phân tích thống kê về sự
khác biệt giữa các tích tụ dầu khí cũng như các dạng bẫy thường gặp tại các phát hiện dầu
khí, Jardine, 1995 đưa ra 5 dạng bẫy cấu trúc phổ biến tại khu vực Bắc bể Malay - Thổ
Chu như sau:
-

Bẫy dạng A. Dầu khí tích tụ ở cánh nâng của đứt gãy thuận có hướng đổ về phía
trung tâm bể (synthetic faults). Dạng bẫy này được hình thành tại những nơi biên
độ dịch chuyển của đứt gãy đủ để xoay các khối đứt gãy (fault block) nghiêng một
góc ngược với hướng đổ có tính khu vực của các tầng trầm tích. Dạng bẫy này rất

-

phổ biến tại bể Malay - Thổ Chu.
Bẫy dạng B. Dầu khí tích tụ ở cánh nâng của đứt gãy thuận có hướng đổ về phía
rìa của bể. Dạng bẫy này được hình thành do các địa tầng ở phía trung tâm
nghiêng một góc với đứt gãy kề áp và làm diện tích các thân chứa thu hẹp nhưng

khả năng chứa dầu khí của chúng tăng lên. Có thể gặp dạng bẫy này ở khu vực các

-

mỏ Bunga Pakma, khu vực giếng 51-MH-1X và 50-CM-1X.
Bẫy dạng C. Dầu khí tích tụ trong cấu tạo khép kín 4 phía hình thành từ nếp lồi tại
những nơi địa tầng bị trượt và uốn cong dọc theo các hệ thống đứt gãy khống chế
(bounding). Dạng bẫy này rất phổ biến tại những lát cắt có tỉ lệ sét chiếm ưu thế ví

-

dụ như khu vực các mỏ Ular, Pilong và Senja.
Bẫy dạng D. Dầu khí tích tụ trong các bẫy khép kín 3 hoặc 4 phía hình thành dọc
theo các đứt gãy thuận có hướng đổ về phía trung tâm. Tuy nhiên, các bẫy này còn
có thể xuất hiện ở các cánh sụt của đứt gãy thuận có hướng đổ về phía rìa bể.
Dạng bẫy này đã được phát hiện ở các mỏ Bunga Kekwa, Bunga Orkid và Kim
Long.
NHÓM 3

25