Đánh giá tiềm năng dầu khí lô ab, bể sông hồng và định hướng công tác tìm kiếm thăm dò trong giai đoạn tiếp theo

MỞ ĐẦU
Hiện nay, để mang lại hiệu quả kinh tế cao hơn trong cơng tác tìm kiếm, thăm dị
và khai thác dầu khí khơng chỉ là ứng dụng cơng nghệ kỹ thuật hiện đại mà còn phải
tận dụng hiệu quả các tài liệu sẵn có. Việc nghiên cứu địa chất để tìm kiếm các cấu tạo
có triển vọng là vơ cùng phức tạp đối với thực trạng của ngành dầu khí nước ta hiện
nay. Để làm được điều này, trước hết các nhà địa chất cần có bức tranh tổng thể địa
chất khu vực để xây dựng mơ hình mơ phỏng các cấu tạo. Dữ liệu đầu vào cho việc
mô phỏng trên là sử dụng các tài liệu địa chấn – địa vật lý, sinh địa tầng, thạch học, địa
hóa, thông số PVT và các tài liệu liên quan khác, nhằm cung cấp một cách đầy đủ nhất
các thông tin địa chất cần thiết giúp cho việc tìm kiếm, đánh giá tiềm năng, dự đốn hệ
thống dầu khí, lựa chọn vị trí đặt giếng khoan sao cho tối ưu nhất.
Như chúng ta đã biết dầu khí được xem là nguồn tài ngun thiên nhiên khơng có
khả năng tái tạo (thời gian tái tạo trải qua quá trình địa chất lâu dài so với sự tiến hóa
của lồi người) nên việc tìm kiếm - thăm dị phải hết sức tỉ mĩ để khơng lãng phí
nguồn tài ngun q giá này. Vì vậy, việc đánh giá tiềm năng dầu khí của khu vực
một cách tương đối chính xác và định hướng cho cơng tác tìm kiếm thăm dị tiếp theo
khơng chỉ thể hiện ở mặt khoa học mà cịn là bài tốn kinh tế đối với các quốc gia
đang phát triển trong đó có Việt Nam của chúng ta hiện nay.
Với tầm quan trọng, tính cấp thiết, ý nghĩa khoa học và ứng dụng vào thực tiễn
sản xuất của việc nghiên cứu tổng hợp kết quả phân tích địa chấn – địa tầng, địa vật lý
giếng khoan, địa hóa đá mẹ và các tài liệu liên quan khác, nhằm đánh giá tiềm năng
dầu khí của một vùng nghiên cứu cụ thể. Do đó, đề tài “Đánh giá tiềm năng dầu khí
Lơ A & B, bể Sông Hồng và định hướng công tác tìm kiếm thăm dị trong giai
đoạn tiếp theo” được thực hiện.

1


CHƯƠNG 1
TỔNG QUAN VỀ BỂ SƠNG HỒNG
1.1. Giới thiệu

Bể Sơng Hồng nằm trong khoảng 1050 30- 1100 30 kinh độ Đông, 140 30- 210 00 vĩ
độ Bắc. Về địa lý, bể Sơng Hồng có một phần nhỏ diện tích nằm trên đất liền thuộc
đồng bằng Sơng Hồng, cịn phần lớn diện tích thuộc vùng biển vịnh Bắc Bộ và biển
miền Trung thuộc các tỉnh từ Quảng Ninh đến Bình Định. Đây là một bể có lớp phủ
trầm tích Đệ Tam dày hơn 14 km, có dạng hình thoi kéo dài từ miền võng Hà Nội ra
vịnh Bắc Bộ và biển miền Trung. Dọc rìa phía Tây bể trồi lộ các đá móng PaleozoiMesozoi. Phía Đơng Bắc tiếp giáp bể Tây Lơi Châu (Weizou Basin), phía Đơng lộ
móng Paleozoi-Mesozoi đảo Hải Nam, Đông Nam là bể Đông Nam Hải Nam và bể
Hồng Sa, phía Nam giáp bể trầm tích Phú Khánh.
Trong tổng số diện tích cả bể khoảng 220.000 km2, bể Sơng Hồng về phía Việt
Nam chiếm khoảng 126.000 km2, trong đó phần đất liền miền võng Hà Nội (MVHN)
và vùng biển nơng ven bờ chiếm khoảng hơn 4.000 km2, cịn lại là diện tích ngồi khơi
vịnh Bắc Bộ và một phần ở biển miền Trung Việt Nam. Cơng tác tìm kiếm thăm dị
(TKTD) dầu khí ở bể Sơng Hồng đã được tiến hành từ đầu thập kỷ 60 của thế kỷ
trước, nhưng chủ yếu chỉ được thực hiện trên đất liền và đến năm 1975 đã phát hiện
được mỏ khí Tiền Hải C (TH-C). Từ khi có chính sách đổi mới, nhất là khi có luật đầu
tư nước ngồi, bể Sông Hồng được tăng cường đầu tư nghiên cứu và TKTD cả trên đất
liền và phần ngoài khơi với 12 hợp đồng phân chia sản phẩm (PSC) và cùng điều hành
(JOC).
Trên phần lãnh thổ Việt Nam của bể Sông Hồng đã khảo sát tổng cộng hơn
80.000km tuyến địa chấn 2D và 1200 km2 địa chấn 3D, nhưng phân bố không đều, tập
trung chủ yếu ở các lô đất liền, ven cửa Sông Hồng và biển Miền Trung. Đã khoan
trên 50 giếng tìm kiếm thăm dị (trên đất liền: 27 giếng, ngồi khơi: 24 giếng), có một
phát hiện khí ở đất liền đã và đang khai thác. Ở ngoài khơi tuy đã phát hiện khí, nhưng
chưa có phát hiện thương mại quan trọng để có thể thẩm lượng và phát triển mỏ.
Trong khi đó, phần diện tích thuộc lãnh hải Trung Quốc đã có nhiều phát hiện dầu và
khí, có những phát hiện quan trọng đã đi vào phát triển và khai thác.

2

Bể Sơng Hồng rộng lớn, có cấu trúc địa chất phức tạp thay đổi từ đất liền ra biển
theo hướng Đông Bắc - Tây Nam và Nam, bao gồm các vùng địa chất khác nhau, đối
tượng TKTD cũng vì thế mà khác nhau. Có thể phân thành ba vùng địa chất (Hình
1.1).
Vùng Tây Bắc bao gồm miền võng Hà Nội và một số lơ phía Tây Bắc của vịnh Bắc
Bộ. Đặc điểm cấu trúc nổi bật của vùng này là cấu trúc uốn nếp phức tạp kèm nghịch
đảo kiến tạo trong Miocene.

Hình 1.1. Vị trí và phân vùng cấu trúc địa chất bể Sông Hồng (1) Vùng Tây Bắc;
(2) Vùng Trung Tâm ; (3) Vùng Phía Nam
Vùng trung tâm từ lô 107-108 đến lô 114-115 với mực nước biển dao động từ
20-90m. Vùng này cũng có cấu trúc đa dạng, phức tạp, nhất là tại phụ bể Huế-Đà
Nẵng, nhưng nhìn chung có móng nghiêng thoải dần vào trung tâm (depocentre) với
độ dày trầm tích hơn 14.000 m. Các cấu tạo nói chung có cấu trúc khép kín kế thừa
trên móng ở phía Tây, đến các cấu trúc sét diapir nổi bật ở giữa trung tâm.

3


Vùng phía Nam từ lơ 115 đến lơ 121, với mực nước thay đổi từ 30-800m nước, có
cấu trúc khác hẳn so với hai vùng nói trên vì có móng nhô cao trên địa luỹ Tri Tôn tạo
thềm carbonat và ám tiêu san hơ, bên cạnh phía Tây là địa hào Quảng Ngãi và phía
Đơng là các bán địa hào Lý Sơn có tuổi Oligocene.
Trong hàng chục năm qua, tài liệu của các nhà thầu dầu khí (mà phần lớn chưa
được cơng bố) đã giúp ích rất nhiều làm sáng rõ cấu trúc địa chất và hệ thống dầu khí
ở bể Sơng Hồng.
1.2. Lịch sử tìm kiếm, thăm dị và khai thác dầu khí
Cơng tác TKTD và khai thác dầu khí bể trầm tích Sơng Hồng được thực hiện trước
tiên ở đồng bằng Sông Hồng.
Lịch sử nghiên cứu, kết quả TKTD & KT có thể chia làm hai giai đoạn chính, trước

1987 và từ 1988 đến nay.
1.2.1. Giai đoạn trước 1987
Giai đoạn này chỉ tập trung khảo sát chủ yếu ở miền võng Hà Nội, là nơi mở rộng
về phía Tây Bắc của bể Sông Hồng vào đất liền, là vùng được nghiên cứu địa chất dầu
khí ngay từ đầu những năm 60 với sự giúp đỡ về tài chính và công nghệ của Liên Xô
cũ.
Từ năm 1961-1985 sử dụng các phương pháp địa vật lý như phương pháp từ hàng
khơng, trọng lực, địa chấn để thăm dị dầu khí nhưng kết quả không đáng tin cậy do
các phương tiện sử dụng trong công tác cũng như cách minh giải tài liệu thủ công, thô
sơ.
Về công tác khoan, từ năm 1967-1968 đã tiến hành khoan 21 lỗ khoan nông, vẽ
bản đồ có chiều sâu từ 30-150m.
Từ năm 1962-1974 đã tiến hành khoan 25 giếng khoan cấu tạo có chiều sâu từ
165-1.200m với tổng khối lượng khoảng trên 22.000m khoan. Kết quả các giếng
khoan và tài liệu địa chất thu được đã bước đầu cho thấy bức tranh cấu trúc và triển
vọng dầu khí của MVHN.
Từ năm 1970-1985 ở MVHN đã khoan 42 giếng khoan tìm kiếm thăm dị và khai
thác khí có chiều sâu từ khoảng 600-4.250m với tổng khối lượng khoảng trên 100
nghìn mét khoan. Trong số 11 diện tích gồm cấu tạo, bán cấu tạo khép vào đứt gãy,

4


cấu tạo dạng mũi, đới vát nhọn địa tầng đã khoan tìm kiếm chỉ phát hiện được một mỏ
khí nhỏ Tiền Hải C (TH-C) vào năm 1975.
Năm 1981 mỏ này được đưa vào khai thác dùng cho phát điện và cơng nghiệp địa
phương tỉnh Thái Bình.
Do khó khăn về vốn và công nghệ bị hạn chế từ năm 1985 công tác thăm dị dầu
khí tạm ngừng, hoạt động ở đây chỉ duy trì khai thác khí ở mỏ Tiền Hải C.
1.2.2. Giai đoạn từ 1988 đến 2004

Từ khi Luật Đầu tư nước ngồi được ban hành cơng tác tìm kiếm thăm dị dầu khí
ở thềm lục địa Việt Nam bước vào giai đoạn hoạt động mở rộng và sôi động trên tồn
thềm, trong đó có bể Sơng Hồng.
Từ năm 1988 đến nay đã có 12 hợp đồng dầu khí được ký kết để TKTD ở bể Sơng
Hồng, trong đó 9 hợp đồng đã kết thúc do khơng có phát hiện thương mại (Total,
Idemitsu, Shell, OMV, Sceptre, IPC, BP, và BHP), hiện còn 3 nhà thầu đang hoạt động
là Petronas (PSC lô 102-106), Vietgasprom (JOC lô 112) và Maurel&Prom (MVHN).
Sau khi ký hợp đồng các nhà thầu đã tích cực triển khai cơng tác khảo sát địa chấn và
khoan thăm dị.
Ở miền võng Hà Nội năm 1994-1997, Công ty Anzoil đã thực hiện thu nổ địa chấn
với kết quả của các đợt khảo sát sau cùng đã chính xác hố được cấu trúc, phát hiện
thêm được các cấu tạo mới như B10, D14, K2 (hình 1.2).
Trên cở sở nghiên cứu các vấn đề kiến tạo, địa tầng, trầm tích, mơi trường và phân
tích hệ thống dầu khí, Anzoil đã phân ra 3 đới triển vọng gắn liền với 3 loại bẫy dầu
khí cần TKTD như : (1) Đới cấu tạo vịm kèm đứt gãy xoay xéo Oligocene (Oligocene
Tilted Fault Blocks) chủ yếu phân bố ở trũng Đông Quan; (2) Đới các cấu tạo chôn vùi
(Burried Hills Trend) với đá carbonat hang hốc và nứt nẻ phân bố ở rìa Đơng Bắc
MVHN; (3) Đới cấu tạo nghịch đảo Miocene phân bố ở trung tâm và Đông Nam
MVHN (trước đây thường được gọi là dải nâng Khối Châu/Tiền Hải/Kiến Xương).
Quan điểm thăm dị của Anzoil là: tìm khí và Condensate ở đới 1&3, tìm dầu ở đới
thứ 2, nhưng tập trung ưu tiên TKTD ở đới 1 & 2. Các giếng khoan đã được Anzoil
tiến hành khoan từ 1996-1999 đã thành công: 7 trong số 8 giếng đã có dấu hiệu tốt đến
rất tốt, có một phát hiện khí (D14-1X) và một phát hiện dầu (B10-1X). Từ năm 2002,
Cơng ty dầu khí Maurel & Prom (Pháp) thay thế Anzoil điều hành tại MVHN, đã
5


khoan thêm hai giếng B26-1X và B10-2X nhằm thăm dò và thẩm lượng đối tượng
carbonat nhưng khơng thành cơng.

Hình 1.2. Bản đồ cấu trúc miền võng Hà Nội (theo Anzoil, 1996 & PIDC, 2004)
Cũng trong năm 2001-2002, PIDC đã khoan tiếp 2 giếng khoan: (1) giếng khoan
trên cấu tạo Phù Cừ (PV-PC-1X) là một cấu tạo nghịch đảo ở dải nâng
Khối Châu-Tiền Hải, đạt chiều sâu 2000m, kết quả khơng như mong đợi; (2) giếng
khoan trên cấu tạo Xuân Trường (PV-XT-1X) đạt chiều sâu 1877m, giếng khoan
khơng gặp móng như dự kiến nhưng giếng có biểu hiện tốt về khí và Condensate, mặt
cắt cho thấy tại đây có đá mẹ Oligocene tốt với tổng hàm lượng carbon hữu cơ rất cao,
có tiềm năng sinh dầu. Cịn ở ngồi khơi (lơ 101 đến 121) từ năm 1989 đến nay, công
tác khảo sát địa vật lý ở bể Sông Hồng chủ yếu do các nhà thầu nước ngoài thực hiện
theo cam kết của hợp đồng dầu khí. Từ năm 1990 đến nay đã khoan 25 giếng, trong đó
các nhà thầu khoan 24 giếng và Tổng cơng ty Dầu khí/PVSC (PIDC) khoan 1 giếng,
6


bình qn 2.900m/giếng. Giếng nơng nhất là giếng 104-QV-1X trên cấu tạo Quả Vải
(lô 104 của OMV) đạt 1.050m, giếng sâu nhất là 112-BT-1RX của Shell trên cấu tạo
Bạch Trĩ đạt 4.114m. Bình qn có 2,1 giếng khoan trên một lô hợp đồng. Mật độ
khoan là 1 giếng/6.100km2. Trong số 25 giếng khoan được thi công ở bể Sông Hồng,
ngoại trừ một giếng hỏng (112-BT-1X) thì 65% số các giếng đều có biểu hiện khí từ
trung bình đến tốt, có 15 giếng được tiến hành thử vỉa trong đó có 6 giếng được coi là
có phát hiện nhưng khơng thương mại (103-TH-1X, 115-A-1X, 117-STB-1X, 118CVX-1X, 119-CH-1X, VGP112-BT-1X), tỷ lệ phát hiện là 25%. Đáng kể nhất là
giếng 103-TH-1X thuộc lô hợp đồng của Total, đã tiến hành thử 4 khoảng, 3 khoảng
cho dòng với tổng lưu lượng 5,87 triệu feet khối khí ngày (165.000 m3/ngày) và 123
thùng Condensate/ngày (11,6m3/ngày).
Tình hình đầu tư và kết quả hoạt động tìm kiếm thăm dò nêu trên cho thấy mức độ
tài liệu và hoạt động TKTD (địa chấn, khoan) không đồng đều giữa các lơ. Vùng Đơng
lơ 106 và lơ 101 cịn chưa được nghiên cứu, các lơ 107-110 chủ yếu mới có tài liệu
khảo sát địa chấn khu vực, cịn vùng nước nơng dưới 10m nước và vùng cửa vịnh, nơi
có nhiều cấu tạo triển vọng nhưng vẫn chưa được khoan thăm dò, vùng Đông lô
118-119 do nước sâu trên 800 m nên cịn chưa được lưu ý thích đáng.

Mặc dù diện tích ngồi khơi bể Sơng Hồng là khu vực rất rộng lớn, cịn nhiều bí ẩn
về tiềm năng dầu khí, song cơng tác TKTD nói chung chỉ được đẩy mạnh từ những
năm 90, chưa có những bước sơi động như thềm lục địa phía Nam. Để đẩy mạnh và
nâng cao hiệu quả thăm dị ở bể Sơng Hồng cần thiết phải đầu tư nghiên cứu chính xác
cấu trúc địa chất và hệ thống dầu khí, đồng thời phải nghiên cứu áp dụng các công
nghệ mới (địa chấn, khoan) phù hợp với điều kiện địa chất phức tạp của bể Sông
Hồng.
1.3. Các yếu tố cấu trúc và kiến tạo
Bể Sông Hồng là một bể trầm tích Đệ Tam được hình thành từ một địa hào dạng
kéo tách (pull-apart) có hướng Tây Bắc - Đông Nam, được khống chế ở hai cánh bằng
các đứt gãy thuận trượt bằng ngang (hình 1.3). Sự khởi đầu hoạt động của các đứt gãy
này là do va chạm của mảng Ấn Độ vào mảng Âu-Á vào thời kỳ Eocen-Oligocene
sớm.

7


Hoạt động trượt bằng trái và kéo tách chính là yếu tố địa động lực chủ yếu tạo bể
Sông Hồng. Sau quá trình nghịch đảo kiến tạo trong Miocene giữa-muộn, bể trầm tích
tiếp tục trải qua quá trính sụt lún nhiệt cho đến ngày nay.

Hình 1.3. Hình thái cấu trúc Bể Sơng Hồng (theo OMV, 2001)
Là một bể trầm tích có lịch sử phát triển địa chất phức tạp từ Paleogen đến nay, bể
Sông Hồng với nhiều pha căng giãn-nén ép, nghịch đảo kiến tạo, nâng lên-hạ xuống,
bào mòn-cắt xén, uốn võng do nhiệt, kèm sự thăng giáng mực nước biển, vì thế, theo
khơng gian và thời gian, cấu trúc địa chất và môi trường trầm đọng không đồng nhất
mà biến đổi từ Bắc vào Nam, từ đất liền ra biển, từ móng trước Đệ Tam đến trầm tích
hiện đại. Cũng vì thế, bể Sơng Hồng bao gồm nhiều đơn vị cấu trúc khác nhau, ẩn
chứa tiềm năng dầu khí khác nhau.
Có 12 đơn vị cấu trúc, lần lượt từ phần Tây-Bắc xuống phần trung tâm đến cuối

phía Nam của bể Sơng Hồng (hình 1.4). Tuy nhiên, cần nhấn mạnh rằng, cách phân
đới cấu trúc này khơng hồn tồn nhất quán theo một quan điểm nào đó, mà chủ yếu là
dựa vào hình thái cấu trúc hiện đại có xét đến tiềm năng triển vọng dầu khí liên quan.
.

8


Hình 1.4. Bản đồ cấu trúc móng và các đới cấu trúc chính bể Sơng Hồng (Theo
N.M. Huyền, 1998, hiệu chỉnh năm 2004)
1.3.1. Trũng Đông Quan
Đây là phần trũng sâu trong đất liền thuộc MVHN, được giới hạn với phần rìa
Đơng Bắc bởi hệ đứt gãy Sơng Lơ về phía Đông Bắc và với đới nghịch đảo kiến tạo
bởi đứt gãy Vĩnh Ninh về phía Tây, và cịn kéo dài ra vùng biển nông thuộc lô 102.
Đặc điểm nổi bật của của đới này là các trầm tích Miocene dày 3.000m, uốn võng
nhưng ổn định, ít hoạt động kiến tạo, và nằm bất chỉnh hợp lên trầm tích EocenOligocene, dày hơn 4.000m, đã bị nâng lên, bào mòn-cắt xén cuối thời kỳ Oligocene.
Hoạt động kiến tạo nâng lên, kèm với việc dịch chuyển trái vào thời kỳ đó đã tạo nên
một mặt cắt Oligocene có nhiều khối-đứt gãy thuận-xoay xéo (normal-tilted fault
block).

9


Các khối-đứt gãy- xoay xéo này là những bẫy dầu khí quan trọng, mà một trong số đó
đã được phát hiện là mỏ khí D14 (hình 1.5).

Hình 1.5. Mỏ khí Tiền Hải-C trong đới nghịch đảo kiến tạo Miocene (A) và mỏ
khí D14 ở đới trũng Đơng
1.3.2. Đới nghịch đảo Miocene Tây Bắc bể Sông Hồng
Thực chất đới này trước đó nằm trong một địa hào sâu, chiều sâu móng sâu trên

8km trong phạm vi từ đất liền ra đến lơ 102, 103, 107 nhưng sau đó bị nghịch đảo
trong thời kỳ từ Miocene giữa đến cuối Miocene muộn, ở vài nơi nghịch đảo kiến tạo
còn hoạt động trong cả đầu thời kỳ Pliocene . Đới nghịch đảo nằm kẹp giữa đứt gãy
Sông Chảy ở Tây Nam và đứt gãy Vĩnh Ninh ở Đông Bắc, kéo dài từ đất liền ra biển.
Các cấu tạo đặc trưng cho nghịch đảo kiến tạo Miocene là cấu tạo Tiền Hải (đất liền),
Hoa Đào, Cây Quất, Hồng Long, Bạch Long... ở các lơ 102, 103, 106, 107. Hoạt
động nghịch đảo này giảm dần, tạo thành mũi nhô Đông Sơn kéo dài đến lô 108, 109.
Nguồn gốc của nghịch đảo kiến tạo là do dịch chuyển trượt bằng phải của hệ thống đứt
gãy Sông Hồng vào thời kỳ cuối Miocene. Vì vậy, mặt cắt trầm tích Miocene bị nén
ép, nâng lên, bị bào mịn cắt xén mạnh, mất trầm tích từ vài trăm và có thể đến hàng
nghìn mét, thời gian thiếu vắng trầm tích từ một đến vài triệu năm. Càng về phía Tây –
Nam của MVHN, hiện tượng bào mòn cắt cụt càng mạnh hơn, do ở đây vừa có dịch
10


chuyển ngang vừa có hiện tượng quay theo chiều kim đồng hồ. Tuy đây là một đối
tượng TKTD hết sức quan trọng, nhưng do cấu tạo được hình thành muộn hơn pha tạo
dầu chính và lại bị bào mịn cắt xén quá mạnh nên khả năng tích tụ dầu khí bị hạn chế.
Vì thế đây có thể xem là rủi ro thứ nhất của các bẫy dầu khí loại này. Rủi ro thứ hai
liên quan đến chất lượng chứa, vì trước đó, trầm tích Miocene đã nằm rất sâu trong địa
hào (cổ) nên đất đá đã từng bị nén ép chặt bởi áp suất tĩnh, cho dù sau khi bị nghịch
đảo mặt cắt được nâng lên nhưng đất đá này vẫn giữ độ rỗng nguyên sinh thấp có từ
trước, rồi lại chịu thêm các quá trình biến đổi thứ sinh nên độ rỗng lại càng kém đi.
Phương hướng tìm kiếm thăm dò cho các cấu tạo loại này là chọn các cấu tạo bình ổn
về mặt kiến tạo, ít bị bào mịn và có thời gian bào mịn ngắn nhất trong Miocene.
1.3.3. Trũng Trung Tâm bể Sông Hồng
Trũng Trung Tâm là phần trầm tích khá bình ổn về mặt kiến tạo, móng nằm sâu
hơn 14km, nằm ở ngay chính giữa vịnh Bắc Bộ, chạy theo hướng Tây Bắc - Đông
Nam, trong phạm vi rất rộng từ các lô 108 đến 115. Tại tâm bồn trũng (depocentre),
thành phần hạt mịn là chủ yếu, có các diapir sét phát triển và trên đó các trầm tích

Miocene trên- Pliocene bị nâng với biên độ nhỏ. Vào cuối Miocene đầu Pliocene , do
ảnh hưởng của kiến tạo nghịch đảo ở phần Tây Bắc vịnh Bắc Bộ như đã nói ở trên nên
trầm tích Pliocene bị nâng lên chút ít tạo thành đới nâng Đơng Sơn kéo dài từ lô 108
đến lô 111. Do hướng đổ vật liệu từ Tây Bắc xuống Đông Nam và hướng á vĩ tuyến từ
đất liền ra biển, nên có nhiều thân cát dạng nón phóng vật và các tập turbidit có tuổi
Miocene muộn - Pliocene sớm. Các đối tượng tìm kiếm thăm dị ở Trũng Trung Tâm
bao gồm: cấu tạo khép kín có biên độ nhỏ trên đới nâng Đơng Sơn và các cấu tạo khép
kín bốn chiều phát triển trên các diapir sét như các phát hiện ở Dong Fang và Ledong
của Trung Quốc (hình 1.6) và các quạt cát dạng turbidit ở phía Đơng các lơ 110, 111,
112 và 113, 115 (hình 1.7).
1.3.4. Thềm Hạ Long (Ha Long Shelf)
Thềm Hạ Long (có tác giả gọi là Đới Đơng Bắc đứt gãy Sơng Lơ) ở phía Đơng Bắc
đứt gãy Sông Lô phát triển từ đất liền ra biển đến các lô 101 và Bắc lô 106. Tại đây có
lớp móng carbonat (K.8, K.14, K.81, B10-1X) và đá phiến sét-sericit, cát kết dạng
quarzit (B10-1X, B26-1X, ) Paleozoi muộn. Móng của phần rìa nổi dần lên cao và lộ
ra nhiều nơi như Đồ Sơn, Kiến An, Vịnh Hạ Long (hình 1.8) với các thành tạo
11


carbonat và lục nguyên Paleozoi muộn (Devon-Carbon-Permi). Giới hạn rìa Đơng Bắc
của móng Paleozoi là đứt gãy đường 18 (Phả Lại - Đơng Triều), đó cũng là ranh giới
của cấu trúc nền sau-Caledoni và trũng Mesozoi.
Lớp phủ trầm tích Kainozoi không quá 2000m trong một số địa hào rất hẹp và
mỏng dần về phía Bắc, Tây Bắc. Trên bản đồ địa chất Việt Nam, có thể thấy đây là
miền móng đơn nghiêng mà phổ biến hơn cả là đá vôi Carbon - Permi (hệ tầng Bắc
Sơn), đá vôi và phiến silic Devon giữa - trên (hệ tầng Lỗ Sơn) hoặc cát kết đá phiến
màu đỏ và cuội kết Devon dưới (hệ tầng S).

Hình 1.6. Mơ hình cấu tạo khép kín bồn chiều phát triển trên diapir sét lô 113 (a)
và mặt cắt địa chất thực tế (b)

Hình 1.7. Lát cắt khu vực qua tâm bồn trũng và các quạt cát/turbidit - lô 111
(theo OMV, 2001)
12


Hình 1.8. Các đảo đá vơi Vịnh Hạ Long và các đới nứt nẻ
trong đá vôi Paleozoi muộn
Dọc theo hệ thống đứt gãy Sơng Lơ, cạnh rìa thềm Hạ Long là một địa hào nhỏ
hẹp, trong đó có các khối móng nhơ cao như n Tử - Chí Linh (là đối tượng TKTD),
tồn tại các khối đá vôi tuổi Carbon-Permi được chơn vùi dưới trầm tích
Oligocene - Miocene, có nứt nẻ, có khả năng chứa dầu khí. Các đối tượng tìm kiếm
dầu khí là địa hình vùi lấp carbonat, chiếm một diện tích nhỏ trong các địa hào nhỏ
hẹp kéo dài từ đất liền ra góc Đơng-Nam lơ 106 và góc Đơng-Bắc lơ 102. Phần lớn
diện tích lơ 101 thuộc thềm Hạ Long là một đơn nghiêng chưa được nghiên cứu.
1.3.5. Đới nghịch đảo Bạch Long Vĩ
Một địa hào nhỏ hẹp từ giữa lô 107 theo hướng Đông Bắc - Tây Nam đến góc
Đơng - Nam của lơ 106 và ven theo rìa phía Tây-Bắc của đảo Bạch Long Vĩ, chịu ảnh
hưởng của hoạt động kiến tạo nghịch đảo vào thời kỳ Oligocene muộn - Miocene sớm.
Chế độ kiến tạo này chỉ xảy ra ở vùng giao nhau của hai hệ thống đứt gãy khác hướng
Tây Bắc - Đông Nam với Tây Nam - Đông Bắc. Các cấu tạo chỉ được phát triển trong
trầm tích Oligocene-Miocene dưới nằm trong các địa hào hẹp với nguồn sinh nhỏ. Địa
hào này là phần đuôi của bể Tây Lôi Châu nối với bể Sông Hồng, mà ở bể Tây Lôi
Châu Trung Quốc đã phát hiện dầu trong trầm tích vụn Eocen.

13


1.3.6. Thềm đơn nghiêng Thanh - Nghệ (Thanh-Nghe Monocline)
Thềm đơn nghiêng Thanh Nghệ chạy dọc theo đường bờ từ rìa Tây-Nam MVHN

qua các lô 103, 104 xuống Bắc lô 111. Rìa Tây-Nam MVHN là phần nhơ cao của
móng kết tinh Proterozoi thuộc đới cắt trượt Sông Hồng và cấu trúc Mesozoi Ninh
Bình - Sơng Đà (Meso-Tethys Sơng Đà). Móng trước-Kainozoi không chỉ là các phức
hệ biến chất kết tinh Proterozoi và phổ biến hơn còn là các thành tạo carbonat,
carbonat-sét và lục nguyên Mesozoi. Các thành tạo gneis Proterozoi và carbonat
Mesozoi chiếm vị trí nhơ cao của mặt móng, cịn các trầm tích lục ngun và sét-vơi
Mesozoi thường nằm trong lõm sâu mà trên đó các trầm tích Kainozoi có thể dày tới
2.000m. Về phía Nam, nhìn chung thềm đơn nghiêng Thanh-Nghệ có xu thế nghiêng
đổ dốc ra biển, gồm nhiều loại đá trầm tích tuổi khác nhau từ Paleozoi (Ordovic muộn
- Silur, Carbon-Permi) đến Mesozoi (Trias, Creta) và các thành tạo xâm nhập granitbiotit, granit hai mica có tuổi Paleozoi. Trong phạm vi thềm có một vài cấu tạo dạng
vùi lấp (như Quả Vải, Quả Táo, Quả Lê lô 104, hình 1.9) với lớp phủ trầm tích mỏng
(500-1.000 m) có tuổi từ Miocene đến hiện đại.

Hình 1.9. Cấu tạo quả Vải (lô 104) trên thềm đơn nghiêng Thanh - Nghệ
(theo MV, 1999)

14


Dưới chân thềm cổ này có một vài bẫy địa tầng dạng kề áp lên móng nhưng với
tiềm năng khơng lớn do đá chứa có độ rỗng nhỏ. Đối tượng đáng quan tâm hơn là các
bẫy địa tầng cát kết có tuổi Oligocene-Miocene sớm.
1.3.7. Thềm Đà Nẵng (Da Nang Shelf)
Thềm Đà Nẵng là phần thềm nghiêng từ góc phía Nam lơ 111 chạy dọc theo đường
bờ về phía Nam tới thềm Phan Rang phía Tây bể Phú Khánh. Móng trước Đệ Tam của
thềm được đặc trưng bởi trầm tích phân lớp có tuổi Paleozoi đến Mezozoi. Nhiều nơi,
thềm được phủ bằng lớp carbonat thềm có tuổi Miocene giữa -muộn. Nhìn chung rất ít
các cấu tạo có triển vọng dầu khí trong phạm vi phát triển của thềm do lớp phủ trầm
tích Kainozoi mỏng.
1.3.8. Phụ bể Huế- Đà Nẵng

Phụ bể Huế - Đà Nẵng chịu sự chi phối của các hệ thống đứt gãy Sông Cả - Rào
Nậy - Huế trong phạm vi các lô 112 và 114. Vào cuối Oligocene các đứt gãy ở đây là
các đứt gãy trượt bằng trái, đã tạo nên các cặp địa hào-đĩa lũy dạng bậc thang (enechallon). Trong phụ bể này quan trọng nhất là địa hào Anh Vũ - Đà Nẵng và đới nâng
Hải Yến - Bạch Trĩ - Thần Nông. Phần lớn các khối móng ở đây được nâng lên trước
Oligocene sớm và tiếp tục được phát triển đồng trầm tích trong Miocene sớm. Một đơi
nơi, trong các địa hào hẹp, có hoạt động nghịch đảo kiến tạo cuối Oligocene-Miocene
sớm. Trên các đới nâng là các cấu tạo phát triển kế thừa trên móng đá vơi tuổi Devon
giữa-muộn có khả năng chứa dầu khí. Ngồi ra trong phụ bể Huế-Đà Nẵng cịn có
nhiều cấu tạo khép kín bốn chiều trong trầm tích Miocene và một vài cấu tạo ám tiêu
carbonat nhỏ.
1.3.9. Đới nâng Tri Tôn
Đới nâng Tri Tôn là đới nhô cao của móng ở phía Nam bể Sơng Hồng, mà trên đó
có lớp phủ là trầm tích vụn Oligocene, đá vơi nền (platform carbonate) và khối xây
carbonat - ám tiêu san hô (carbonate build-ups/reefal carbonate) tuổi Miocene giữa muộn. Theo các kết quả nghiên cứu của Nguyễn Mạnh Huyền năm 1998 và mới đây
năm 2002 đới này có chiều dài khoảng hơn 500 km, phần phát triển rộng nhất và cao
nhất là ở lô 121-120, sau khi qua các lô 119-118-117 (hình 1.10) thì nhỏ dần và chìm
dần về phía lơ 113.

15


Hình 1.10. Cấu tạo carbonat Cá Voi Xanh, lơ 118, đới nâng Tri Tôn (theo BP, 1992)
Thực tế, khi liên kết và tổng hợp các tài liệu địa chấn vùng lô 115, lô 113, Đông lô
111, tài liệu kế cận của Trung Quốc và đặc biệt là tài liệu trọng lực vệ tinh cho thấy
đới nâng Tri Tôn không dừng lại ở phía Nam lơ 115 như một số cơng bố trước đây, mà
thực tế còn phát triển tiếp tục khá rõ đến lơ 113 (hình 1.11), thậm chí có thể cịn tồn tại
ảnh hưởng của carbonat ở Đơng lơ 111 và tiếp tục ven rìa Đơng lơ 110. Phía Đông các
lô 113, 111, 110 đới nâng này phát triển kề cận một thềm dốc hiện đại có tuổi Pliocene
- Đệ Tứ, nghiêng từ thềm Dinh cơ (đảo Hải Nam) ra tâm bể (có cấu trúc tương tự như
phía Đơng các lơ 120 - 121 ở phía Nam). Do phần này của đới nâng nằm ở độ sâu lớn

với môi trường biển sâu (trong quá khứ), nên trầm tích carbonat khơng cịn dày, hơn
thế nữa trên đới nâng bị phủ một lớp sét Pliocene - Đệ Tứ quá dày (khoảng hơn 2000
m) nên việc quan sát nó trên mặt cắt địa chấn sẽ khó khăn hơn nhiều so với vùng phía
Nam.Một loạt các phát hiện khí trên các cấu tạo khối xây carbonat/san hô ám tiêu ở
đới nâng Tri Tôn cho thấy các tầng chứa có chất lượng rất tốt với độ rỗng trung bình
20-30% như đã thấy ở các giếng khoan 115-A-1X, 118-STB-1X, 118-CVX-1X, 119CH-1X.

16


Hình 1.11. Cấu tạo C (carbonat), lơ 113 (theo PVSC, 1998)
1.3.10. Địa hào Quảng Ngãi
Địa hào Quảng Ngãi là một địa hào hẹp, là phần đi phía Nam của bể Sông Hồng,
nằm kẹp giữa thềm Đà Nẵng và đới nâng Tri Tôn từ lô 116 đến lô 121 và thông với bể
nước sâu Phú Khánh ở phía Nam. Trầm tích trong địa hào có thể dày đến 8-9 km, bao
gồm trầm tích từ Eocen đến hiện đại. Đặc biệt pha phun trào cuối Miocene - Pliocene
hoạt động mạnh tại đây, nhất là phần phía Tây lơ 120. Địa hào này có cấu trúc đơn
giản với hình cắt ngang như một lõm sâu oằn võng. Trong đó khơng có những cấu tạo
khép kín 3 hoặc 4 chiều, nhưng có nhiều quạt cát tuổi Miocene có chất lượng chứa tốt.
Địa hào Quảng Ngãi là một trong những khu vực sinh chính của phần phía Nam bể
Sơng Hồng.
1.3.11. Địa hào Lý Sơn
Địa hào Lý Sơn (cách đấy không xa là đảo Lý Sơn, huyện Lý Sơn, tỉnh Quảng
Ngãi) nằm phía Đơng đới nâng Tri Tơn, chủ yếu trong phạm vi phía Đơng các lơ 118BT-1X 118-BT-1X203-117-118 và phía Tây các lơ 141-142, cịn phía Nam và Đơng
Nam tiếp giáp với Đới nâng Hồng Sa. Địa hào Lý Sơn cịn có nhiều tên khác, có tác
giả gọi là Trũng Tri Tơn hoặc địa hào Đơng Tri Tơn, cịn cơng ty BP đã có lúc gọi nó
là đới Rift Đơng-Bắc (NE Rift Province-NERP). Trầm tích là các mảnh vụn lấp đầy
các địa hào và bán địa hào hình thành trong thời kỳ tạo Rift Eocen-Oligocene. Hiện tại
đới này nằm rất sâu dưới mực nước biển từ 500 đến 1.500 m. Về cấu trúc địa hào Lý
17

Sơn phân bố theo hướng tây nam - đông bắc (như hướng cấu trúc của đới nâng Trường
Sa). Có thể trong các địa hào này nguồn đá mẹ đầm hồ sẽ rất tốt, nhưng hiện tại chưa
được nghiên cứu và đặc biệt trong đới này có rất nhiều cấu tạo triển vọng. Năm 1996,
Công ty BP đã bổ sung vào đây mạng lưới địa chấn đủ dày, phát hiện được nhiều cấu
tạo triển vọng hoàn chỉnh, nhưng do mực nước sâu nên chưa có điều kiện khoan thăm
dị.
1.3.12. Thềm đơn nghiêng Tây Hải Nam
Nằm ở bờ phía Đơng Vịnh Bắc Bộ, chạy dọc phía Tây đảo Hải Nam là Thềm đơn
nghiêng Tây Hải Nam (còn gọi là thềm Dinh Cơ). Thềm nghiêng thoải từ đảo Hải
Nam rồi đổ dốc về phía Tây vào trung tâm bể Sơng Hồng. Đá móng tạo thềm cũng bao
gồm các loại trầm tích Paleozoi - Mesozoi (gần giống với thềm Thanh - Nghệ) và lớp
phủ trầm tích chủ yếu là Miocene - Đệ Tứ mỏng dưới 1.000 m, nằm trong lãnh hải
Trung Quốc.

18


CHƯƠNG 2
HIỆN TRẠNG TÌM KIẾM THĂM DỊ DẦU KHÍ
Ở KHU VỰC NGHIÊN CỨU
2.1. Lịch sử nghiên cứu địa chất – địa vật lý
Công tác nghiên cứu địa chất - địa vật lý khu vực Bắc Bể Sơng Hồng thuộc phần
phía Bắc Vịnh Bắc Bộ được tiến hành từ những năm đầu thập kỷ 80 thế kỷ trước. Qua
từng giai đoạn, khu vực Bắc Bể Sông Hồng tại các lô A, 103, B, 107 nói chung, Lơ A,
B nói riêng đã được Tổng cục Dầu khí Việt Nam, nay là Tập đồn Dầu khí Việt Nam
(1978-1987) và các Nhà thầu nước ngoài như Total (1989-1991), Idemitsu (19931995), PCOSB (2003-3/2009), PVEP (2011- nay) tiến hành thu nổ một khối lượng lớn
địa chấn 2D, 3D với mật độ khác nhau để nghiên cứu cấu trúc địa chất lớp phủ trầm
tích Đệ Tam, khoanh vùng cấu tạo và đã khoan thăm dò trên các đối tượng khác nhau

nhằm phát hiện và khai thác dầu khí ở khu vực này. Khối lượng và kết quả cơng tác
thăm dị có thể tóm lược như sau (Hình 2.1, Bảng 2.1):
2.1.1. Cơng tác thăm dị địa chấn
Giai đoạn 1983-1984: Tổng cục Dầu khí Việt Nam tiến hành thu nổ địa chấn 2D
theo mạng lưới tuyến nghiên cứu khu vực tỷ lệ 16x16 km tại các Lô A, 103, B, 107;
mạng lưới tuyến 2x2 km thuộc khu vực trung tâm các lô A, 103 và khoảng 800 km
tuyến tại một phần Lô B với bội quan sát 48, bằng tàu địa chấn Poisk và Iskachel của
Liên Xô cũ. Kết quả minh giải đã vẽ được Bản đồ cấu trúc địa chất cho phép đánh giá
bề dày, các yếu tố cấu - kiến tạo chủ yếu của trầm tích Đệ Tam thuộc vùng biển Vịnh
Bắc Bộ. Đây là cơ sở để đánh giá tiềm năng dầu khí và triển khai cơng tác thăm dị dầu
khí tiếp theo tại khu vực Thềm lục địa phía Bắc Việt Nam.
Giai đoạn 1989-1990: Nhà thầu Total đã tiến hành thu nổ địa chấn 2D với mạng
lưới từ 1x1,5 km, 2x2 km đến 4x6 km tại Lô 103, Lô B và một phần Lô A, Lô 107 với
khối lượng tổng cộng khoảng 9200 km tuyến, bội quan sát 60. Kết quả nghiên cứu đã
giúp nhà thầu Total phát hiện được một loạt cấu tạo uốn nếp trong lát cắt trầm tích
Miocen - Oligocen. Total chọn ba cấu tạo: H (Lô 103), G (nằm vắt qua lơ A, 103) là
dạng bẫy khép kín 4 chiều trong lát cắt Miocen và cấu tạo PA (lô 107) khép kín 4
chiều trong lát cắt Oligocen để khoan thăm dị.

19


Giai đoạn 1991-1993: Nhà thầu Idemitsu đã tiến hành thu nổ khoảng 2270 km
tuyến địa chấn 2D, bội quan sát 120, mạng lưới thăm dò từ 2x2 km đến 1x1 km tại khu
vực góc Tây Bắc lơ 103 và khu vực liền kề thuộc lô A nhằm nghiên cứu chi tiết các
cấu tạo được phát hiện trước đây. Tài liệu địa chấn 2D đã cho phép Idemitsu vẽ bản đồ
cấu trúc chi tiết các cấu tạo Q, Hoa Đào trong lát cắt trầm tích Miocen - Oligocen trên
phạm vi lơ A và đã khoan thăm dò tại hai cấu tạo này.
Giai đoạn 2001- 3/2009: Nhà thầu PCOSB đã tiến hành cơng tác thăm dị chi tiết
địa chấn 3D, bổ sung địa chấn 2D trên các cấu tạo được đánh giá triển vọng dầu khí

với khối lượng tổng cộng 1050 km2 địa chấn 3D và gần 2200 km tuyến địa chấn 2D.
Tài liệu địa chấn 2D và đặc biệt địa chấn 3D của PCOSB đã cho phép chi tiết hóa
những cấu tạo hình thành trong điều kiện trầm tích và hoạt động kiến tạo phức tạp như
cấu tạo Thái Bình, H (Lơ A) và cụm cấu tạo trong móng carbonat nứt nẻ Hàm Rồng –
G (Lô B) đặc trưng cho dạng bẫy khép kín.
Giai đoạn hiện tại: Sau khi trở thành nhà điều hành Lô A/10&B/10, năm 2012
PVEP đã tiến hành thu nổ 1170 km2 địa chấn 3D (Hình 1.1) trên các khu vực cấu tạo
L – L Bắc và trên khu vực P – VT – VĐ– BB. Sau khi có tài liệu minh giải địa chấn
3D mới, PVEP đã tiến hành khoan lần lượt 3 giếng khoan HN-1X, P-1X và HD-1X, 2
giếng HN-1X và HD-1X cho kết quả tốt.

Block 102-106/10

Gas discovery well

Oil discovery well

Gas showed well

Dry well

3D Seismic Area

Block 102-106/10

1170 km2 3D acquired by PVEP 2011

Hình 2.1. Khối lượng tài liệu địa chấn, khoan đã thực hiện ở Lô A/10&B/10

20

Bảng 2.1. Khối lượng tài liệu địa chấn Lô A&B và khu vực liền kề
Nhà điều Giai đoạn
T

hành

thu nổ

Khối lượng thu nổ
địa chấn
2D (Km)

Khu vực thu nổ
3D (km2)

PVN

1983-1984

800

0 Lô A, 103, B, 107

Total

1989-1990

9.200

0 Lô A, 103, B, 107

Idemitsu

1993

2.270

0 Lô A

PCOSB

2003

0

450 Lô B

PCOSB

2005

0

284 Lô B

PCOSB

2005

0

320 Lô A

PCOSB

2007

2.206

PVEP

2012

Tổng

0 Lô A , Lô B (Cấu tạo V, S, L)
1.170 P – CL – VĐ

14.476

2.224

2.1.2. Cơng tác khoan thăm dị và các phát hiện dầu khí
Tại khu vực lơ A/10&B/10 đã khoan 11 giếng, trong đó 3 giếng khoan vào các đối
tượng cát kết trong trầm tích Miocene – Oligocene và 8 giếng nhằm vào đối tượng
móng đá vơi trước Đệ Tam (Bảng 2.2).
2.1.2.1. Cơng tác khoan thăm dị
Idemitsu (1993-1994): khoan giếng A-CQ-1X trên cấu tạo Q lô A và giếng A-HD1X trên cấu tạo Hoa Đào nằm vắt qua Lô 103 và A nhằm phát hiện dầu khí trong lát

cắt Miocen – Oligocen. Trong q trình khoan có biểu hiện dầu khí nhưng Nhà thầu
không thử vỉa do chất lượng tầng chứa kém.
PCOSB (2001-3/2009): trên cơ sở kết quả minh giải tài liệu địa chấn 3D và đánh
giá triển vọng dầu khí PCOSB đã tiến hành khoan 06 giếng tại lô A&B trên cấu tạo
Thái Bình đối tượng là trầm tích Miocene – Oligocene (lô A) và trên các cấu tạo Yên
Tử, Hạ Long, Hàm Rồng, S đối tượng là đá vôi phong hóa, nứt nẻ tuổi trước Kainozoi
(lơ B).
-

Giếng khoan A-TB-1X sâu 2900m, thử vỉa đã nhận được dịng khí-condensat
và khí khơ với lưu lượng lớn 23- 24 triệu bộ khối/ngày ở DST#1 và DST#2 từ
các vỉa cát tại khoảng chiều sâu 980m-1750m thuộc Miocene giữa – dưới.

21


-

Giếng khoan B-YT-1X sâu 1967m tại cấu tạo Yên Tử đã phát hiện dấu hiệu dầu
thô qua nghiên cứu MDT tại chiều sâu 1317m (trong Miocene giữa) lấy được
3125 ml dầu thơ và 4,5m3 (160 bộ khối) khí. Giếng đã khoan vào móng đá vơi
350m với hiện tượng mất dung dịch rất lớn, có biểu hiện dầu khí theo tài liệu
địa vật lý giếng khoan. Đã tiến hành thử vỉa tuy nhiên do lượng H2S cao (2000
ppm) nên bắt buộc phải đóng giếng.

-

Giếng khoan B-YT-2X sâu 2636m để thẩm lượng tầng chứa cát kết Miocene và
thăm dị tầng móng đá vôi nứt nẻ tuổi trước Đệ Tam. Kết quả giếng khoan YT2X có biểu hiện dầu khí trong cát kết Miocene. Tuy nhiên chất lượng đá chứa
trong Miocene này kém, cịn đối tượng tầng móng khơng có biểu hiện dầu khí,

đá chứa carbonat chặt xít nên đã hủy giếng.

-

Tại cấu tạo Hạ Long, giếng khoan B-HL-1X đã khoan vào móng đá vôi khoảng
550m tới độ sâu 1930m. Lát cắt trầm tích Miocene giữa có biểu hiện dầu khí
yếu. Móng đá vơi khơng có biểu hiện dầu khí có thể do khơng có chắn (thiếu
vắng trầm tích Oligocene).

-

Giếng khoan B-HR-1X sâu 3767m trên cấu tạo Hàm Rồng. Giếng khoan đã
khoan chạm vào nóc cacbonat mất dung dịch và khơng khoan được tiếp. Sau đó
nhà điều hành đã tiến hành thử vỉa tại thân HR-1X-ST4 cho dòng gần dầu 4860
thùng/ngày và 6 triệu bộ khối khí/ngày. Giếng khoan B-HR-2X đã được khoan
và thẩm lượng đối tượng cacbonat của cấu tạo Hàm Rồng. Giếng sâu 3920m và
đã khoan vào móng 400m. Kết quả thử vỉa cho lưu lượng dòng 3400
thùng/ngày.

-

Giếng khoan B-DS-1X nhằm vào đối tượng móng cacbonat. Giếng khoan gặp
móng ở chiều sâu 2610m, có dấu hiệu dầu trong mẫu mùn khoan, nhưng thử vỉa
trong khoảng độ sâu từ 2600m tới đáy giếng khoan chỉ thu được nước.

PVEP (2012-nay): Với tư cách là Nhà điều hành Lô A/10&B/10, PVEP đã triển
khai khoan 3 giếng thăm dò là HN-1X, SP-1X và HD-1X.
-

Giếng khoan A/10-SP-1X mở lỗ ngày 16/3/2014, đối tượng là cát kết

Oligocene-Miocene, chiều sâu giếng khoan 2605m, biểu hiện dầu khí kém,
khơng thực hiện công tác thử vỉa.
22


-

Giếng khoan B/10-HN-1X mở lỗ ngày 26/11/2013, đối tượng đá móng
cacbonat nứt nẻ, chiều sâu giếng khoan 4148m. Giếng khoan đã thử vỉa trong
khoảng móng cacbonat 3437-3536m cho dịng cực đại 22,9 triệu bộ khối khí/
ngày và 2390 thùng condensat (H2S 2000ppm, CO2 9-13%).

-

Với kết quả khoan giếng HN-1X như trên, PVEP đã quyết định khoan giếng
HD-1X ngay sau khi kết thúc giếng khoan SP-1X. Giếng khoan B/10-HD-1X
mở lỗ ngày 22/4/2014, đối tượng là đá móng cacbonat nứt nẻ, chiều sâu giếng
khoan 4038m. Giếng khoan có biểu hiện dầu khí tốt trong Oligocene và trong
móng cacbonat. Kết quả thử vỉa trong tập Oligocene cho dòng cực đại là 30,5
triệu bộ khối khí/ngày và 2391 thùng condensat ở khoảng thử vỉa 3502-3543m
(H2S ~ 8500ppm, CO2 9%). Giếng cũng tiến hành thử thân trần trong móng
cacbonat (3724-4038m) cho dịng khí cực đại là 13,7 triệu bộ khối khí/ngày và
895 thùng condensat (H2S ~ 7000ppm, CO2 10%).
Bảng 2.2.

TT

Tên GK

Khối lượng khoan thăm dò khu vực lơ A&B

Chiều sâu (m)

Đối tượng Lơ

Ghi chú

1

A-CQ-1X

3021

Mio-Oli

A

Idemitsu/1994

2

B-YT-1X

1967

Carb-Móng

B

PCOSB/2004, phát hiện dầu

3

B-YT-2X

2636

Carb-Móng

B

PCOSB/2009

4

B-HL-1X

1930

Carb-Móng

B

PCOSB/2006

5

B-HR-1X

3767

Carb-Móng

B

PCOSB/2008, phát hiện dầu

6

A-TB-1X

2900

Mio-Oli

A

PCOSB/2006, phát hiện khí

7

B-DS-1X

3201

Carb-Móng

B

PCOSB/2009

8

B-HR-2X

3920

Carb-Móng

B

PCOSB/2009, phát hiện dầu

9

B/10-HN-1X

4148

Carb-Móng

B

10

A/10-SP-1X

2605

Mio-Oli

A

11

B/10-HD-1X

4038

Carb-Móng

B

PVEP/2013, phát hiện thân
dầu chứa mũ khí
PVEP/2014, khơ
PVEP/2014, phát hiện khícondensate

23


2.1.2.2. Các phát hiện dầu khí
a) Các phát hiện khí:
Cấu tạo Thái Bình (Petronas – 2006): Cấu tạo có dạng vịm khép kín 4 chiều
trong lát cắt Miocene – Oligocene.
Khí đã được phát hiện trong trầm tích Miocene giữa – dưới ở 6 khoảng vỉa. Thử
vỉa được tiến hành trong vỉa 5 và vỉa 3.
Kết quả thử vỉa DST#1 tại vỉa 5 cho dịng khí tự nhiên là 14 triệu bộ khối/ngày,
DST#2 tại vỉa 5 là lên đến 24 triệu bộ khối/ngày.
Trữ lượng khí tại chỗ (2P): 139,8 tỷ bộ khối.

Cấu tạo HĐ: Cấu tạo nằm trong lô B, cách phát hiện Hàm Rồng 7 km về phía
Đơng Nam và cách phát hiện HN 8km về phía Đơng. Giếng khoan HD-1X đã cho kết
quả tốt trong tầng chứa cacbonat tuổi trước Đệ Tam và tầng chứa cát kết tuổi
Oligocene. Kết quả thử vỉa trong tầng Oligocene từ khoảng 3503,5-3512,5mMD
3513,5-3520,5mMD cho dịng với lưu lượng 30,5 triệu bộ khối khí/ngày và 2391
thùng condensate/ngày với kích thước cơn là 80/64. Kết quả thử vỉa trong đá móng từ
khoảng 3724-4038mMD, cho 13,7 triệu bộ khối khí/ngày và 895 thùng
condensate/ngày, khơng có nước vỉa ở độ mở cơn là 56/64”
Trữ lượng khí tại chỗ ước tính trong móng cacbonat 55 tỷ bộ khối khí và 3,67 triệu
thùng condensat và trong Oligocene 138 tỷ bộ khối khí và 12,1 triệu thùng condensat.
b) Các phát hiện dầu:
Cấu tạo Yên Tử (Petronas – 2006): Đối tượng có dạng bẫy địa tầng trong trầm
tích Miocene giữa và dạng móng cacbonat trước Kainozoi.
Dầu đã được phát hiện trong cát kết Miocene giữa. Lấy mẫu MDT thu được
3125ml dầu và 4,5m3 (160 bộ khối) khí ở chiều sâu 1317m. Đã tiến hành thử vỉa
nhưng do lượng H2S cao (2000ppm) nên bắt buộc phải dừng lại và tiến hành hủy
giếng.
Tiềm năng dầu tại chỗ ước tính cho đối tượng cát kết Miocene giữa (U210A) là 15
triệu thùng.
Cấu tạo Hàm Rồng Trung tâm (Petronas – 2009): Cấu tạo này là khối nhô móng
đá vơi trước Đệ Tam được phủ bởi trầm tích Oligocene. Giếng khoan thăm dò HR-1X
được khoan vào năm 2008, gặp sự cố và đã phải tiến hành khoan side-track 4 lần. Tuy
24


nhiên mới chỉ chạm vào nóc móng cacbonat và phải dừng lại. Thử vỉa thành cơng cho
dịng dầu đạt 4.859 thùng/ngày từ đối tượng móng cacbonat trước Đệ Tam. Giếng
khoan HR-2X được khoan vào năm 2009 với mục đích tiếp tục đánh giá tầng đá vôi
cacbonat gặp trong giếng HR-1X. Giếng đã khoan qua gần 400m vào thân đá chứa
cacbonat nứt nẻ trước Đệ Tam, sau đó gặp một vỉa sét dày 94m nằm ngay dưới đáy

cacbonat. Kết quả thử vỉa cho dòng dầu đạt 3401 thùng/ngày.
Trữ lượng dầu tại chỗ (2P) là 138,11 triệu thùng (theo báo cáo RAR 2010).
Cấu tạo HN: Cấu tạo đã được khoan thăm dò vào ngày 26/11/2013 vào đối tượng
móng cacbonat nứt nẻ hang hốc trước Đệ Tam. Chiều sâu giếng khoan 4148m. Giếng
khoan đã có biểu hiện dầu khí khá liên tục trong móng cacbonat với đỉnh khí đạt 11%
và trong tập Oligocene với tổng khí từ 0,35 đến 1,95%. Sau khi có kết quả phân tích
địa vật lý giếng khoan cho thấy các tập vỉa chứa trong Oligocene có độ bão hịa nước
cao (90%). Thử vỉa trong tập đá vơi cho dịng khí và condensat đạt 13,7 triệu bộ khối
khí/ngày và 895 thùng condensat. Đây là một mỏ dầu có mũ khí. Trữ lượng tại chỗ
ước tính 76 tỷ bộ khối khí và 32 triệu thùng dầu.
2.2. Các thành tạo địa chất
Các thành tạo địa chất Lơ A/10&B/10 bao gồm đá móng trước Đệ Tam và trầm
tích Đệ Tam.
2.2.1. Đá móng trước Đệ Tam (Hình 2.2)
Thạch học đá móng trước Đệ Tam gồm nhiều loại từ trầm tích biến chất đến granit,
cacbonat nứt nẻ tuổi Mesozoi – Paleozoi đến tiền Cambri. Ngoài đá vơi phân lớp, đá
vơi dạng khối, dolomit, cịn gặp các thành phần khác như sau:
- Trên nóc móng cacbonat đã gặp quartzit ở các giếng khoan B-DS-1X, B-HR1X, B-YT-1X.
- Xen kẹp trong móng cacbonat cịn có cát bột kết màu nâu đỏ gặp trong giếng
khoan HR-2X, tập đá xâm nhập (?) gặp trong giếng HN-1X và 2 tập đá biến chất (?)
gặp trong giếng HD-1X.
Trong khu vực lô A&B, giếng khoan B-HR-2X đã khoan vào đới móng cacbonat
nứt nẻ trước Đệ Tam. Độ rỗng giữa hạt và độ rỗng nứt nẻ từ kém đến trung bình. Càng
về phía trên đá vôi bị biến đổi thành dolomit. Giếng khoan đã gặp trầm tích phiến sét

25