Dầu thô và khí thiên nhiên

Bạn đang xem bản rút gọn của tài liệu. Xem và tải ngay bản đầy đủ của tài liệu tại đây (1.29 MB, 4 trang )

(1)<div class='page_container' data-page=1>

128 —BÁCH KHOA THƯ ĐỊA CHAT— ___— . - i . . . . I

DẦU KHÍ

Các mục từ:

1. Dầu thơ và khí tự nhiên; 2. Bồn trầm tích dầu khí; 3. Kiến tạo các bồn trầm tích dầu khí Việt Nam;
4. Hệ thống dầu khí; 5. Tập hợp triển vọng dầu khí (play); 6. Tài nguyên dầu khí; 7. Tìm kiếm thàm dị dầu khí;
8. Phát triển mị và khai thác dầu khí; 9. Cơng nghệ mỏ.

Dầu thơ và khí thiên nhiên

Nguyền Trọng Tín. Hội Dâu khí V iệt Nam.
Hồng Đình Tiến. Hội Dầu khí V iệt Nam.

Giới thiệu

D ầu và khí là sản phấm của quá trình biến đổi 
vật châ't h ùn cơ (VCHC) bị chôn vùi, lắng đ ọ n g trong 
quá trình hình thành và phát triển của m ột bổn trầm 
tích d ưới tác đ ộ n g của n hiều yếu tố, trong đ ó nhiệt 
đ ộ và thời gian là các yếu tố quan trọng. VCHC có 
th ể ở d ạng phân tán hay tập trung, cùng đư ợc lắng 
đ ọn g và chôn v ù i với các vật liệu trẩm tích. Trong 
điểu kiện lòn g đâ't, dưới tác d ụ n g của nhiệt độ, 
VCHC ch u yến hóa thành dầu khí theo sơ đ ổ của 
T issot và Espitalie :

D ầu m ỏ A + Khí thiên nhiên + 
CƠ2 + H2O + Cặn carbon

K erogen —> Bitum —► +

Dấu m ỏ B + Khí thiên nhiên +

CO2 + H2O + Cặn carbon

Dầu lộ thiên đ ư ợc phát hiện từ thòi xa xưa ở 
thành p h ố N aítalan v ù n g ngoài Kavkas và ờ Iran 
d ù n g đ ế đ ốt lửa. N ăm 1856 ở Bắc M ỹ dầu đư ợc d ù n g 
làm n gu yên liệu y học và c h ế biến thành dầu hỏa và 
trở thành m ột đ ôi tư ợng văn hóa dân gian "ngọn lửa 
vĩnh cửu".

G iếng khoan dầu đẩu tiên có chiều sâu 20m đư ợc 
khoan ở Oilcreek gần thành p h ố Pennsylvania, Bắc 
M ỹ d o Edvvard Drak thực h iện vào năm 1859, từ đó 
cho đ ến năm 1900 đ ư ợ c gọi là " th ếk ỷ dầu hỏa".

Trong Địa chất dâu khí, hai thuật n g ữ bân và b ể 
(tiếng A nh - basin; tiếng Pháp - bassin) đ ư ợ c d ù n g 
với nội hàm k h ôn g trùng nhau. Bân được d ù n g khi 
nói v ể khơng gian tích đ ọ n g vật liệu trầm tích - bổn 
trầm tích. Bê’đư ợc d ù n g khi nói vê vù n g m ỏ dầu khí 
đ ang hoặc sẽ khai thác, tương tự như khi nói v ể bổn 
than Q u ảng N inh.

Dầu thơ

Tính chất hóa học

Thành phẩn hóa học của dầu lần đẩu tiên được 
nhà hóa học Sachure xác định vào năm 1817 với 2 
n guyên tố chính là c chiêm 87,21% và H chiếm 
12,79%. V ề sau với n hữ n g thiết bị chính xác hơn, các

nhà khoa học đã khẳng định trong thành phần hóa 
học của dẩu khí đặc trưng ngồi 2 n gun tơ' trên cịn 
có oxy, lun huỳnh, nitro (nitrogen) [Bảng 1].

Đa SỐ dầu thô đư ợc tạo nên bởi n h ữ n g h ỗn hợp 
râ't phứ c tạp của các hydrocarbon lỏng, các châ't này 
có thê chứa n h ữ n g hydrocarbon khí và rắn ở d ạng 
d u n g dịch với k iến trúc và trọng lư ợ n g phân tử có trị 
s ố râ't cao.

Bảng 1. Thành phần hóa học của dầu khí đặc trưng

(% khối lượng).

Các n guyên tố Dầu th ô A s p h a lt K hí tự nh iê n
Carbon 82,2 - 87,3 8 0 - 8 5 6 5 - 8 0

Hydro 1 1 ,7 -1 4 ,7 8 ,5 - 1,1 1 ,0 - 2 5
Lưu huỳnh 0,3 - 5,5 2 ,0 - 8 ,0 Dấu vết - 0,2

Nitrogen 0,1 -1 ,5 0 - 2 , 0 1 ,0 - 1 5

Oxy 0,1 -4 ,5 -

-Phân tử cấu thành hydrocarbon hoàn toàn bằng 
n h ữ n g n g u y ên tử carbon và h ydro. D ạn g hydro- 
carbon đ ơn giản nhât là khí methan-CH4 trong đ iểu 
kiện via có d ạn g hydrocarbon đặc trưng đ ư ợ c nêu ờ 
bảng 2.

Các hydrocarbon đ ư ợ c chia làm 2 loại - 
hydrocarbon n o và hydrocarbon k hôn g no.

Hydrocarbon no gom hỵdrocarbon parafin và 
hydrocarbon naften

- H ydrocarbon paraíin k h ơn g có m ạch vịn g,

côn g thức ch u n g CnH2n+2, là d ạng khí đ ố i vớ i các trị 
SỐ n tử 1 đến 4 và là dạng chất lỏng đối với các trị số 
n từ 5 đ ến 16 và là d ạng chât rắn đ ối với các trị s ố n 
từ 17 đ ến 70. N ếu dầu thô chứa trên 70% các 
hydrocarbon này thường đư ợc gọi là d ầu parafin 
(dầu nặng).

- H ydrocarbon naphten, có m ạch vịn g, vớ i côn g 
thức ch u n g là C.nH2n, là d ạng khí đ ối v ớ i các trị s ố n

từ 3 đ ến 4, là d ạn g c h ít lỏn g đ ố i với các trị s ố n 
thư ờn g gặp tử 5 đ ến 6. N ế u dầu thô chứa trên 75% 
các hydrocarbon này thì th ư ờ n g được gọi là dầu 
naphten.

</div>
(2)<div class='page_container' data-page=2>

DẦU KHÍ 129

Hydrocarbon khơng no gâm hydrocarboti thơm và 
hydrocarbon khơng mạch vịng

- H ydrocarbon thơm hay b en zen , có mạch v ịn g 
và có côn g thức ch u n g CnH2n-6. T h ông thường trong

dâu thơ chi gặp nhóm hydrocarbon thơm này ở tỉ lệ 
nhỏ (dưới 10%).

- H ydrocarbon k hơn g m ạch v ị n g thường đặc 
trưng là các o lin có m ột liên kết carbon kép.

H ydrocarbon d ạng rắn thư ờn g gặp các asphalten, 
nhựa nguồn gốc từ c h ấ t hừu cơ nguyên thủy hoặc 
sản phẩm cracking của dầu thô. N ếu dầu thô chứa 
các châ't này thường đ ư ợ c gọi là d ấu asphalt.

N goài n h ữ n g thành phẩn th ôn g thường, dầu khí 
cịn có thê chứa m ột sô' hợp chất khác với sơ' lượng 
nhị như các hợp châ't oxy, nitro, sulfur, kim loại.

Bảng 2. Thành phần hydrocarbon đặc trưng trong vỉa

( % khối lượng).

Tính chất vật lý

Tý trọng hay là trọng lư ợ n g riêng của dầu thô 
thường nhỏ hơn ti trọng của nước, thay đối trung 
bình giữ a 0,8 và 0,95. N g ư ờ i M ỹ biểu h iện ti trọng 
bằng đ ộ API. M ối quan hệ giữa 2 thang đo tỉ trọng:
Đ ộ API = 141,5 -1 3 1 ,5

tỳ trọng

Đ ộ nhớt của dấu thô phụ thuộc n hiều vào lượng

khí hịa tan và nhiệt độ. N ó giảm cùng với hiện 
tượng tăng n hiệt đ ộ và tăng lư ợn g khí hịa tan trong 
dầu. Đ ộ nhớt đ ư ợ c biểu thị bằng centip oise (cPo).

Tính bay hơi là khả n ăng d ầu thơ có th ể bị bốc 
hơi m ột phần nhiều hay ít tủy thuộc vào loại dầu.

Đ ộ hòa tan là khả năng dầu thơ có thê tự hịa tan 
trong khí khơ bị n én ở trong đ iểu kiện nhiệt đ ộ và áp 
suât nhât định.

T h ế tích của dẩu thô phụ thuộc vào lư ợn g khí 
hịa tan trong dầu d ư ớ i tác d ụ n g của sự tăng áp suâ't, 
làm tăng th ể tích chất lỏ n g ch o đến khi đạt tới áp 
suât bão hòa (điếm bọt), n h ư n g sau đ ó th ế tích sẽ 
giảm cho dù áp suât vẫn tăng.

Khí thiên nhiên

Khí thiên n hiên gồm các khí hydrocarbon (HC) 
và khí khơng HC (CƠ2, N2, H e, Ar, H2S). C ho đ ến

nay m ới chỉ phát hiện 2 loại khí hydrocarbon (HC) - 
Khí sinh hóa và khí hịa tan trong dầu.

Loại khí sinh hóa gặp ở các tầng n ông (Pliocen - 
Đ ệ Tứ, m ột phẩn nhò ở M iocen trên) trong đ iểu kiện 
nhiệt độ thâp và dưới tác d ụ n g phân h ủ y của vi 
khuân. Tuy nhiên, hàm lượng khí này nhỏ lại bị 
phân tán bởi nước vỉa. Vì vậy, ch ú ng khơng tích lủy

thành n h ừ n g tích tụ lớn, nhưng thường gây n gu y 
h iểm trong quá trình khoan.

Loại khí sinh ra d o n h iệt xú c tác cù n g với dầu và 
co n d en sa t quan sát thây ờ các tầng sâu từ M iocen 
hạ, đ ặc b iệt trong O ligocen và tầng sâu hơn. D o vật 
châ't h ữ u cơ có ưu th ế sinh dẩu n ên khí ờ đ ây phẩn 
lớn đi kèm vớ i d ầu tạo nên tỷ lệ khí hồ tan trong 
dầu từ 40 m 3 khí đ ến 200m 3 k h í/m 3 dẩu. Lượng khí 
sin h ra n h iều ở trầm tích O ligocen thư ợn g, đ ôi khi 
đạt tới 400-500 m 3 k h í/m 3 dẩu đi kèm với đ ớ i có dị 
th ư ờ n g áp suât cao. ơ các đới sinh khí con d en sat, 
đ ư ơ n g n hiên lư ợ n g khí và HC lỏ n g n h ẹ đ ư ợ c sinh 
ra và bô su n g ch o các tích tụ dầu nằm gần kề, trực 
tiếp tăng khả n ăng bão hịa của khí vào dầu và 
giảm tỷ trọng của ch ú n g. Trong các vìa khí tự d o và 
n ư ớ c có khí hịa tan càn g gần tới vỉa chứa d ầu các 
tỷ SỐ iCVnCí, iCs/nCs và EC 2+ càn g tăng và n gư ợ c lại 
tỷ s ố CH 4/LC2. càn g giảm . T rong các vỉa chứa nước 
và khí tự d o tý s ố C H4/E C2* tăng cao hơn n hiều so

vớ i n ó trong vỉa dầu, n gư ợ c lại LC2+ càn g giảm , còn

trong các via dầu lư ợ n g LC2+ tăng đ án g kể. Thành

phần khí hịa tan trong d ầu và trong via nư ớc đ ư ọ c

the hiện như trong Bảng 3.

Bảng 3. Thành phần khí hịa tan trong dầu.

Chì
tiêu

c h4
% mol

Khí nặng

c 2‘

% mol

c h j c2♦

% mol

1O4/11O4 \C3lnC2

Tuổi địa

chất Thành phần hòa tan trong dầu

N1 1 6 0 -6 3 3 5 -3 8 1,5-1,7 0,38 - 0,40 0,28-0,38

E3 2 6 2 -6 6 2 0 -2 5 2 , 1 -2 , 6 0,56-0,61 0,80 - 0,82

E3 1 +MZ 67 - 67,3 32,1 -32,4 2,07 - 2,08 0,57 - 0,61 0,65-0,73

Thành phần hòa tan trong nước vỉa

N1 1 83-91,2 6-16 5-13,4 0,37 - 0,44 0 ,5 -0 , 6

E3 2 8 8 -8 5 12-14,5 5,94 - 6,02 0 ,5 -0 , 6 0,58 - 0,62

E3 1 +MZ 8 0 -8 4 14-18,2 4,5 -5,9 0,8 - 0,83 0,55 - 0,67

Khí CO2 thường gặp trong khí đ ổn g hành, khí 
con d en sat với hàm lư ợn g n h ỏ thư ờn g chỉ đạt 
0,67 - 2,19%. ơ m ột s ố câu tạo có liên quan tới tái 
hoạt đ ộn g m agm a - hàm lượng khí CO2, có thê tăng

tới 6-7% son g rât hiếm (câu tạo Bà Đ en, cánh tây của 
câu tạo Rổng, v .v ...). Trong phạm v i bổn C ửu Long 
ở các trẩm tích M iocen hạ và O ligocen k hôn g có các 
via carbonat; v ì vậy, k hơn g có cơ sờ sinh khí CO2 từ 
đá carbonat.

Hydrocarbon Khí khơ Khí áp

suất cao

Dầu áp 
suất cao

Dầu áp 
suất thap

Methan 0,91 0,72 0,56 0,14

Ethan 0,05 0,08 0,06 0,08

Propan 0,03 0,05 0,06 0,08

Butan 0,01 0,04 0,05 0,08

Pentan Vết 0,02 0,04 0,05

Hexan Vết 0,02 0,03 0,05

</div>
(3)<div class='page_container' data-page=3>

130 BÁCH KHOA THƯ ĐỊA CHÁT

Khí N2 rất ít gặp, thường với các giá trị râ't nhỏ

0,48 - 2,31%- Đ ặc biệt ờ các vỉa dưới sâu hầu n hư 
không gặp chúng. Khí H e gặp ở m ột s ố vỉa với hàm 
lượng rât thấp, từ v ết đ ến 0,022 - 0,17%.

Khí Ar cũ n g rất hiếm gặp, chỉ từ vết tới 
0,027 - 0,086%. Hai loại khí He, Ar và cả khí CO2 có 
m ặt ở m ột sô m ỏ m ặc dù hàm lư ợn g thâp cho thấy ở 
n hữ n g nơi đ ó ch ú ng có liên quan tới đứt gãy sâu hay 
d o tái h oạt đ ộn g yếu của m agm a hoặc hậu núi lửa.

Khí su líu rh yd ro (H2S) có mặt trong m ột s ố m ỏ,

rất đ ộc hại cho sứ c khỏe con n gười, đ ổn g thời gây ra 
h iện tư ợng ăn m òn đ ư ờ n g ống, thiết bị gây n gu y 
hiểm đ ến m ôi trường. N gồi ra trong q trình c h ế 
biến đòi hòi phải sử d ụ n g côn g n gh ệ đặc biệt đ ê tách

ch ú ng ra khỏi dầu khí.

Đặc điểm dầu thô

ờ

Việt Nam 
Dầu thô

Trong phạm v i bổn C ửu Long loại p hô biến là 
dầu paraíin với hàm lư ợn g từ 18% đ ến 25,3% và hàm 
lư ợn g lưu huỳn h râ't thâp (0,02 - 0,15%) - thuộc loại 
dầu n gọt. Trong các vỉa dấu M iocen và O ligocen 
thượng thường thây hàm lượng nhựa tăng cao 
(11 -13,4%), asphalten cũng cao (1,29 - 2,62%). Tỷ trọng 
thuộc loại trung bình và nặng Y = 0,86 - 0,92 g/cm 3. 
Trong các via dầu ở O ligocen hạ và m ó n g - nhựa

thư ờn g ít hơn (6,5 - 8,6%) và ít asp h alten hon 
(0,65 - 1,28%), tỷ trọng thư ờn g n hỏ - thu ộc loại dẩu 
nhẹ (y = 0,82 - 0,83 g/cm 3). Trong các via dầu M iocen 
hạ, O ligocen thượng, hàm lư ợn g lưu h u ỳn h tuy 
thâp, so n g vẫn cao hơn so vớ i các vía dầu ớ O ligocen 
hạ và m óng. N g ư ợ c lại, tỷ s ố HC n o/H C thơm lại 
thâp, chỉ đạt 7,36 - 8,53, trong khi đ ó ở các tầng dưới 
tỷ lệ này đạt 10,12 - 14,10 [Bảng 4]. H àm lư ợ n g vi 
n g u y ê n tó (V, N i) trong dầu rât thâp - V = 0,08 - 
3,55 ppm , N i = 2,5 - 3,6ppm , rất ít khi đạt 26,96ppm 
[ppm = phần triệu - parts per m illion]. Các giá trị lớn 
thường gặp ở dầu đ ư ợ c sinh ra ở m ức đ ộ b iến chất 
thấp của VCHC. Các đặc đ iếm n êu trên ch o thây 
phần lớn VC H C sinh ra dầu đ ư ợ c trầm đ ọ n g ờ vù n g 
cửa sôn g, ch u yển tiếp (nước lợ) có xen vật liệu than 
paralit, v ù n g b iển n ông (biển m ở) và k h ơn g có

VCHC trong đá carbonat.

Kết quả xác định đ ổng v ị carbon trong dầu Bạch 
H ô được thực hiện ở các Phịng thí nghiệm khác nhau 
n hư VVarden

p.c.

(Anh Quốc, 1989); Viện Tatnipineít 
(1992) và Trường Đại học D ẩu khí Gubkin (1990; 1994) 
cho thây giá trị ò 13c dao đ ộn g trong khoảng từ 25 đến 
31,50%. N h ư vậy các giá trị đ ổn g vị của dầu, cũng 
n h ư các thành phẩn nhóm của chúng ch ử n g tỏ dầu ờ 
m ỏ Bạch H ơ và có th ế ở toàn bộ bổn Cửu Long cùng 
có các giá trị tư ong tự, phù hợp với VCHC có nguồn 
gốc vi khuẩn, rong tảo, cỏ biến và m ột phẩn n h ỏ thực

Bảng 4. Các chỉ tiêu lý hóa và địa hóa cơ bản của kerogen và dầu thô của bồn dầu Cửu Long.

L o ạ i tu ổ i

T ro n g ke ro g e n T ro n g dầu

C o n d e n s a t

N / E3 2 E3 1 N11 E3 2 E3 1 + Mz

HC satM % 52,0 70,1 80,2 7 5 - 8 2 7 8 - 8 8 78 - 90,2 9 5 - 9 8

HC arom., % 6,0 7,1 7.5 6 - 8 6 - 8 7 ,7 - 8 ,8 2 - 5

Wax, % - - - 1 4 -2 1 1 5 - 1 9 1 8 -2 5 ,3

-Tỷ trọng, g/cm 3 - - - 0,84 - 0,92 0,84 - 0,86 0,82 - 0,83 0,75 - 0,82

Lưu huỳnh, % - - - 0,1 -0 ,1 6 0 ,0 8 - 0 ,1 6 0 ,0 2 - 0 ,1 5

-Nhựa, % 36,2 20,5 10,7 1 2 -1 3 ,4 1 1 ,0 -1 3 ,0 6 ,5 - 8 ,6 0,25 - 0,68
Asphalten, % 6 - 8 , 7 2,13 1,6 1 ,2 -2 ,6 2 1,1 - 2 ,3 0 ,6 5 - 1 ,2 8 0 ,0 5 -0 ,1 1
B1=8p(H)drim an

0 ,2 5 - 1 ,9 2 ,7 -1 3 ,5 1 0 ,2 -1 5 ,8 - - 1 2 3 ,9 -9 5 6 ,3 306 - 334
C30 hopan

M4 3 3 - 3 8 3 5 - 7 0 6 6 - 9 8 3 3 - 5 4 4 4 - 5 6 80 - 235 9 3 - 9 5
S8 8 - 4 5 41 - 1 2 3 1 2 0 -3 7 6 4 8 - 8 9 5 6 - 9 0 88 - 223,3 1 3 3 - 1 8 3
H11=25tricyclic

0,72 - 6,8 1 ,5 6 -7 4 ,0 9 7 - 1 1 2 1 6 ,5 - 105,0 30 - 105 1 0 5 - 1 2 5 3 2 - 5 7
C30 hopan

H15=Oleana

2 ,5 - 7 ,9 8 - 2 5 1 0 ,5 6 -3 7 ,0 3 ,4 -1 0 ,2 5 ,6 -1 1 1 5 - 1 7 4 ,1 2 - 10,7
C30 hopan

C27, % 48,05 46,3 22,10 19,27 24,21 21 46,10

C28, % 22,4 28,74 46,6 48,61 47,21 45 16,43

C29, % 39,55 35,96 31,3 32,12 28,58 34 37,47

</div>
(4)<div class='page_container' data-page=4>

DẦU KHÍ 131

vặt trên cạn. N ói chung, các via dầu của bổn Cửu Long

đ ược tích tụ vói áp suất bão hịa thuộc loại trung bình 
đạt tử 16 đến 24 MPa, râ't ít khi đạt 29,0 - 30,0 MPa. 
H àm lượng khí thường từ 40m 3 đ ến 200m 3, ít khi đạt 
tói 300m 7m 3 dầu hoặc cao hơn. H ệ s ố nén thường đạt 
1,8-2,6 E-6/MPa.

Đặc điểm condensat

Các vỉa condensat gặp ở các m ỏ Rồng, Rạng Đ ông, 
Sư Tử Trắng có tỳ trọng khá thấp 0,76-0,82 g/cm 3. 
Trong đ ó có m ột s ố vỉa bao gổm cả các phân đoạn 
nhẹ của dầu n h ư ở đ ô n g bắc m ỏ Rồng. Lượng HC 
bão hòa chiếm phẩn lớn (95 - 98%), lư ợn g nhựa râ't 
n h ỏ (< 0,68%) và asphalten cũ n g T ấ tn hỏ (< 0,3%)- Chi 
s ố alkanes đạt cao nhât (81 - 85%), son g h ệ s ố biến 
chât của ch ú n g H 6 = Ts/(Ts+Tm) cũ n g chỉ đạt m ức 
trung bình (0,64 - 0,68), M P I-lchỉ đạt 0,86 -1 ,1 0 .

Tài liệu tham khảo

Barry Kaiz, 1994. Petroleum Source Rock: 407-621.

Bailey N.J.L., Evans C.R., and C.VV.D.Milner, 1974. Applying 
Petroleum Geochemistry to Search for oil: Examples from 
VVestem Canada Basin.A .A .P .G Bulletin. 58: 2284-2294.
HVNT, J.M., 1979. Petroeleum Geochemistry and Geology.

W.H.Freematiand Company. 617 pgs. San Francisco. CA.
Tissot B.p. &Weete D.H, 1978. Petroleum Formation and

Occurrence. Springer-Verlay: 8: 147 - 170. Berlin, Heidelberg, 
NevvYork.

VVaples D., 1981. Organic Geochemistry for Exploration 
G eologist. Burgess Publishing Company. 151 pgs. Minneapolis.
H oàng Đình Tiến, N gu yễn Thúy Quỳnh, 2003. Đặc điếm địa

hóa các bồn trầm tích thềm lục địa Việt Nam. Tạp chí 
Dẩu Khí. Sơ' 7: 8 -1 7 .

Bồn trầm tích dầu khí

N g ơ Thường San. Hội Dầu khí V iệt Nam.
N guyễn Trọng Tín. Hội Dầu khí Việt Nam.

Giới thiệu

Bổn trầm tích d ầu khí là m ột b ồn trầm tích có 
đ ầ y đ ủ các y ế u t ố của h ệ th ốn g d ầu khí n h ư đá 
sin h , đá chứa, đá chắn, bẫy, di cư và bảo tồn dầu 
khí; đã h oặc sẽ p hát h iện các tích tụ dầu khí trong 
q trình triển khai cô n g tác thăm d ò địa vật lý và 
k h oan (xem thêm mục từ "Hệ thống dâu khí"). N g h iê n 
cứ u v ể b ổn trầm tích d ầu khí đ ư ợ c bắt đ ẩu từ 
n h ữ n g n ăm 50 và p hát triển m ạn h v à o n h ừ n g năm 
80 của t h ế kỷ trước, gắn liền v ớ i sự b ù n g n ổ của 
cô n g n g h ệ khảo sát địa vật lý, k hoan, xử lý và m inh 
g iả i tài liệu , p h ân tích m ẫu các loại. Ớ V iệt N am , 
b ổn trầm tích d ầu khí th ư ờ n g có g ió i hạn đ ư ờ n g 
đ ẳ n g d à y trầm tích lớn h ơn l.OOOm.

Phân loại bồn trầm tích dầu khí

Bổn trầm tích dầu khí đ ư ợ c phân loại n h ư phân 
loại bổn trầm tích nói chung, có b ổ su n g thêm chi 
tiêu v ể đặc trưng dầu khí [Bảng 1].

Từ trước tới n ay có n hiều k iểu phân loại bổn 
trầm tích như phân loại trên cơ sở c h ế đ ộ kiến tạo 
của K ingston (năm 1983), A llen (năm 1990) phân loại 
dựa trên quan đ iếm k iến tạo m ảng của Bally và 
S nelson (năm 1980), của D ick in son (năm 1974), hoặc

phân loại dựa vào hình thái lấp đẩy trầm tích của 
K lem m e (năm 1980).

Trong đó, phân loại của K ingston và A llen được 
ứ n g d ụ n g rộng rãi hơn cả. Phân loại này dựa trên 
n g u y ên tắc phân chia kiểu thạch q uyển, m ối tương 
tác ch u yển đ ộ n g m ảng và vị trí của bổn trên m ảng.

Từ phân loại n êu trên, tủy thuộc vào triển v ọ n g 
và tiềm năng dầu khí - m ức đ ộ thăm dò, n gh iên cứu, 
trữ lượng, lư ợn g dầu khí đã khai thác, h iệu quả kinh 
tế, v .v ... các bổn trầm tích dầu khí đư ợc phân ra các 
loại - bồn chưa trưởng thành, bổn trưởng thành và 
bổn quá trưởng thành.

Bổn chưa trưởng thành là b ổn trầm tích m ó i bắt 
đ ầu triển khai cô n g tác tìm k iếm thăm d ò d ầu khí 
n h ư n g đ ư ợ c d ự báo là có triển v ọ n g d ầu khí trên cơ

sở đ ô i sánh tư ơng quan địa chất vớ i các bổn dầu 
khí lân cận.

Bổn trường thành là bổn có các m ỏ dầu khí đang 
khai thác, đ ổn g thời vẫn đang tiếp tục triển khai hoạt 
đ ộ n g thăm dò.

</div>