TIỀM NĂNG DẦU KHÍ BỂ TRẦM TÍCH PHÚ KHÁNH
Bồn trũng Phú Khánh là một trong số bồn trũng tiềm năng chứa dầu khí ở thềm lục địa Việt Nam và là nơi duy nhất chưa có một giếng khoan thăm dò nào. Trong bài báo này, tác giả tổng hợp và phân tích các đặc điểm cấu trúc và địa tầng của bồn trũng, đặc biệt là các tập trầm tích và tiềm năng Hydrocarbon bao gồm các tầng đá mẹ, loại bẫy, vía chứa sản phẩm và các dạng cấu tạo tích lũy dầu khí....
Hội nghị khoa học và công nghệ lần thứ 9, Trường Đại học Bách khoa Tp. HCM, 11/10/2005
TIỀM NĂNG DẦU KHÍ BỂ TRẦM TÍCH PHÚ KHÁNH
OIL AND GAS PROSPECTS OF PHUKHANH SEDIMENTARY BASIN
Nguyễn Xuân Huy
Khoa Kỹ thuật Địa chất & Dầu khí, Đại học Bách khoa Tp. Hồ Chí Minh, Việt Nam
---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
TÓM TẮT
Bồn trũng Phú Khánh là một trong số bồn trũng tiềm năng chứa dầu khí ở thềm lục địa Việt Nam
và là nơi duy nhất chưa có một giếng khoan thăm dò nào. Trong bài báo này, tác giả tổng hợp và phân
tích các đặc điểm cấu trúc và địa tầng của bồn trũng, đặc biệt là các tập trầm tích và tiềm năng
hydrocarbon bao gồm các tầng đá mẹ, loại bẫy, vỉa chứa sản phẩm và các dạng cấu tạo tích lũy dầu
khí.
ABSTRACT
The Phu Khanh basin is one of the most perspective basin on Vietnam’s continental and the only
undrilled basin on the Vietnam margin of East sea. In this study, we report on the structural and
stratigraphic framework of the Phu Khanh basin, emphasizing sequence stratigraphy, and address
hydrocarbon potential, including possible source rocks, trap stypes, reservoirs, and play.
1. QUÁ TRÌNH THĂM DÒ VÀ PHÁT vực bể Phú Khánh và phần phía đông của các bể
TRIỂN BỒN TRŨNG PHÚ KHÁNH Cửu Long, Nam Côn Sơn bắt đầu từ 10/2004.
Phú Khánh là một trong số những bể trầm 2. CẤU TRÚC ĐỊA CHẤT VÀ LỊCH SỬ
tích Kainozoi đã được xác định ranh giới ở thềm PHÁT TRIỂN
lục địa Việt Nam. Diện tích của bể gồm chủ yếu
là các lô 120 - 126, khoảng trên 60 nghìn km2. Bể trầm tích Phú Khánh là một bể căng giãn,
Trong phạm vi các lô này, các hoạt động tìm kéo dài theo hướng Bắc Nam khoảng 300km và
kiếm thăm dò đã triển khai thu nổ 17537 km rộng chừng 100km, thuộc vùng thềm lục địa
tuyến địa chấn 2D, tuy vậy vẫn chưa có mặt Việt Nam – khu vực nằm trong đới chuyển tiếp
giếng khoan tìm kiếm dầu khí nào tính cho đến từ vỏ lục địa Đông Dương và vỏ đại dương Nam
thời điểm hiện nay. Đây là bể trầm tích có mực Trung Hoa (vỏ biển Đông). Bể trầm tích bị chi
nước biển khoảng 50 - 2500m, sâu hơn so với phối bởi hai hệ thống đứt gãy chính:
các bể trầm tích Sông Hồng, Cửu Long, Nam + Hệ thống đứt gãy theo hướng Tây Bắc
Côn Sơn và Malay-Thổ Chu. dọc theo đới phân chia Tuy Hòa (shear)
Bể trầm tích Phú Khánh là một bể rìa thềm, + Hệ thống đứt gãy theo hướng Bắc dọc
nước sâu và mực nước thay đổi nhanh mang đặc theo ngoài rìa thềm Đà Nẵng
điểm của chân lục địa. Các hoạt động tìm kiếm
Cả hai hệ thống đứt gãy này nằm sâu trong
thăm dò còn ít ỏi do những rủi ro tiềm tàng gặp
móng. Bể trầm tích Phú Khánh được giới hạn
CO2 đã được ghi nhận ở các bể Sông Hồng,
bởi các yếu tố cấu trúc chính (Hình 1):
Nam Côn Sơn và Malay-Thổ Chu. Việc mời
thầu khu vực nước sâu có 10 lô gồm toàn bộ khu + Thềm Phan Rang và Đà Nẵng
192
Hội nghị khoa học và công nghệ lần thứ 9, Trường Đại học Bách khoa Tp. HCM, 11/10/2005
+ Bồn trũng Phú Khánh Paleogence muộn và Miocene sớm phủ bất
chỉnh hợp lên móng Mesozoi, và các trầm tích
+ Đới phân chia Tuy Hòa
hậu rift có tuổi Miocene trung – Holocene (Lee
Tương tự như các bể trầm tích khác ở thềm et al., 2001). Chiều dày trầm tích thay đổi từ
lục địa Việt Nam, bể Phú Khánh được hình 500m ở rìa phía Tây đến 8000m ở Trung Tâm
thành từ giai đoạn cuối Paleogence. Tốc độ trầm và có thể đạt tới trên 10500m ở những phần sâu
tích nhanh đặc trưng bởi các trầm tích đồng rift nhất trong bể.
Hình 1: Vị trí và các yếu tố cấu trúc chính ở bể Phú Khánh và khu vực xung quanh
(bổ sung theo IHS, 2003)
3. CÁC PHÁT HIỆN DẦU KHÍ LÂN CẬN Hổ - bể trầm tích Cửu Long (1988). Giai đoạn
BỂ PHÚ KHÁNH sau đó (1989 - 2000) đã có nhiều giếng khoan
Khả năng có dầu khí trong đá móng trên vào đá móng phát hiện dầu khí thương mại trong
thềm lục địa Việt Nam đã được nghiên cứu, bàn khu vực các lô phía Bắc bể trầm tích Cửu Long
thảo và tranh cãi nhiều sau khi VietsovPetro chẳng hạn mỏ Rồng, Rạng Đông, Ruby,…và
phát hiện dầu trong đá móng ở khu vực mỏ Bạch
193
Hội nghị khoa học và công nghệ lần thứ 9, Trường Đại học Bách khoa Tp. HCM, 11/10/2005
gần đây phát hiện dầu khí với trữ lượng lớn ở Hổ, cho thấy rằng các đá móng trong phạm vi bể
mỏ Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng, Sư Tử Nâu,…. Phú Khánh có khả năng bị nứt vỡ rất cao, đặc
biệt là trong phạm vi các lô 123 – 126 và phía
Ngoài ra, một số giếng khoan vào đá móng
Bắc 2 bể Cửu Long và Nam Côn Sơn (lô 127 và
trong khu vực các lô phía Nam bể sông Hồng
128). Các lô này nằm trong đới kiến tạo chuyển
như: 110, 111, 112, 114, 115, 116, 117, 118,
tiếp, chịu ứng suất kiến tạo do đứt gãy trượt
120, 121,... và lô 106 – cấu tạo Yên Tử thuộc
bằng ngang (hệ thống đứt gãy kinh tuyến 1100)
phần phía Bắc của bể. Một số nhà thầu đã công
biến đổi và xoay theo chiều kim đồng hồ
bố phát hiện dầu khí. Tuy nhiên, vẫn chưa có
(Tapponier).
thông tin chính thức xác nhận phát hiện thấy dầu
thương mại. 4. ĐẶC ĐIỂM HỆ THỐNG DẦU KHÍ
Phía đông phần phía Nam vịnh Bắc Bộ, Các tiền đề để tìm kiếm dầu khí được xác
Trung Quốc đã phát hiện mỏ khí Ya131 ở khu minh trên cơ sở tiến hành khoan giếng thăm dò
vực ranh giới các bể Yinggehai/Qiongdongnan sau đó tiến hành việc đánh giá các yếu tố đá
vào năm 1984. Mỏ này có trữ lượng khoảng 100 sinh, chứa, chắn, bẫy chứa hay còn gọi là nghiên
tỷ m3 – theo Geng et al. (1998). Đây là một mỏ cứu, đánh giá hệ thống dầu khí theo các tài liệu
khí được phát hiện trong khu vực bể trầm tích có thu thập từ giếng khoan.
chiều dày lớn. Tài liệu khoan và địa chấn đã
Với hoạt động thăm dò còn hạn chế và chưa
chứng minh rằng chiều dày trầm tích có thể đạt
có giếng khoan nào trong khu vực bể, nên chưa
tới 5000 – 8000m. Mỏ này cách Yacheng, đảo
thể liên kết dầu thô với đá sinh. Các đặc trưng
Hải Nam –Trung Quốc 100 km về phía Nam.
của đá sinh, đá chứa, đá chắn và bẫy chứa mà
Ở các khu vực này, ngoài các tầng chứa mới chỉ có thể đánh giá dựa trên các dấu hiệu
tiềm năng có tuổi Đệ Tam (trầm tích vụn, đá vôi tương tự từ những bể bên cạnh và trên các tài
sinh vật), người ta thường quan tâm đến cả các liệu địa chấn, địa vật lý có sẵn.
tầng đá móng trước Đệ Tam. Đá móng ở đây,
4.1. Địa hóa đá mẹ
theo như đã phát hiện ở một số giếng khoan có
thể gồm một số loại khác nhau: Carbonate Sự rò rỉ dầu vẫn còn hoạt động trong các đá
Devon, granite và biến chất. Tuy nhiên, chỉ các magma nứt nẻ và được mô tả ở trên đất liền, khu
đối tượng đá móng nứt nẻ nhô cao (dạng blocks) vực đầm Thị Nại – Quy Nhơn. Sự rò rỉ này được
thì thường mới được xem xét như là các tầng giải thích do dịch chuyển dầu khí theo phương
chứa triển vọng. Tuy vậy khi thử vỉa thì lại là ngang từ các thành hệ Đệ Tam ngoài khơi bể
giếng khô, giếng cho CO2, và không gặp dầu khí Phú Khánh (Traynor and Sladen, 1997) (Hình
mặc dầu ở một vài giếng đã bắt gặp các biểu 2). Các dầu này bị phân hủy sinh vật với mức độ
hiện có dầu khí trong quá trình khoan như mất cao vì không thấy có mặt alkanes mạch thẳng và
dung dịch, hoặc có thấy các mẫu vụn (cutting) mạch nhánh isoprenoids. Tuy vậy, quá trình
thấm dầu. phân hủy không ảnh hưởng đến các vết sterane
và triterapane. Sự tồn tại của oleanane cho thấy
Xem xét một số điều kiện về kiến tạo trong
có sự tham gia của thực vật bậc cao loài hạt kín,
phạm vi của bể Phú Khánh và so sánh với cơ
Loài này xuất hiện từ các đá các đá có tuổi Creta
chế nứt vỡ kiến tạo dưới ảnh hưởng của hệ
muộn đến hiện nay trong khu vực xung quanh
thống đứt gãy chờm nghịch hình thành nên độ
và có thể cả ở khu vực bể Phú Khánh.
rỗng thứ sinh cho đá móng ở khu vực mỏ Bạch
194
Hội nghị khoa học và công nghệ lần thứ 9, Trường Đại học Bách khoa Tp. HCM, 11/10/2005
Hình 2: Tài liệu địa chấn bể Phú Khánh. Sự rò rỉ dầu ven bờ nằm ở ngay phía Tây mặt cắt, cho
biết đường dịch chuyển lên phía trên của các hydrocarbon được thành tạo từ vùng sinh tiềm năng
trong bể (theo Traynor và Sladen, 1997).
Sau đó, Hou et al. (2003) đưa ra những dạng bể phần lớn là đá sinh Oligocene (Hình 3)
kerogen và các tính chất địa hóa tạm thời cho
4.2 Tầng chắn
mỗi phân vị địa tầng trong khu vực bể Phú
Khánh trong phần Basin Study System (BSS) Tầng chắn bao gồm: các tầng chắn cục bộ
của họ, dựa trên tài liệu giếng khoan ở khu vực và tầng chắn khu vực.
bên cạnh, minh giải địa chấn và sử dụng các + Tầng chắn cục bộ trên nóc hoặc sườn các
phần mềm phân tích khác nhau. Sét kết sông – cấu tạo dương, chủ yếu là các tầng sét có tuổi
châu thổ, đầm hồ và than đá trong các phân vị Đệ Tam, hoặc các lớp sét kết, bột kết xen kẽ.
Eocene thượng – Oligocene thượng có thể chứa
+ Tầng chắn khu vực: Các lớp sét biển dày
nhiều hơn 0.6% TOC. Trong bể Cửu Long bên
có tuổi Miocene thượng - Holocene, được thành
cạnh, hàm lượng TOC của các đá sinh tương tự
tạo trong quá trình lún chìm đẳng tĩnh của bể.
nằm trong khoảng 0.6 – 8.46%, trung bình
khoảng 1.70%. Các đá sinh cổ nhất trong bể Phú Các màn sét kết và bột kết Đệ Tam có thể là
Khánh có thể chứa kerogen loại I, có tiềm năng các tầng chắn đỉnh, chắn sườn đối với đá chứa là
sinh cao. Các sét biển Miocene hạ có thể chứa móng nứt nẻ. Các lớp bột kết và sét kết phân lớp
hàm lượng TOC khoảng 2%, chủ yếu là kerogen xen kẽ trong các loạt đồng rift là những lớp chắn
loại II. Các đá sinh trẻ hơn này có thể có tiềm cho cả thành hệ, và những lớp sét kết biển tiến
năng sinh dầu từ trung bình đến cao. Các thành đồng rift cục bộ có thể là những lớp chắn đỉnh
hệ sét biển Miocene trung – Holocene được coi đổi với các vỉa chứa địa phương trong các loạt
là chưa trưởng thành và chưa được xem xét về đồng trầm tích này. Sét kết và bột kết ở nơi nước
tiềm năng sinh dầu khí. sâu có thể là những tầng chắn thành hệ hoặc
chắn đỉnh đối với các vỉa chứa địa phương vụn
Với gradient địa nhiệt 38 – 39.50C/km, các
và carbonate trong các loạt trầm tích hậu rift.
đá sinh có thể có cửa sổ tạo dầu ở trong khoảng
Các sét kết biển tuổi Miocene muộn–Holocene
3200 – 4000 m, giai đoạn tạo dầu mạnh nhất ở
đóng vai trò là các tầng chắn khu vực. Các xi
độ sâu 4200 – 5500m và kết thúc pha sinh dầu
măng sét phát triển dọc theo đứt gãy cũng có
bắt đầu chuyển sinh khí condensat ở hơn 6800m
khả năng nâng cao khả năng chắn của đứt gãy.
(H.D.Tien, 2003). Như vậy, sự phân bố của quá
trình thành tạo hydrocarbon trên khắp khu vực
195
Hội nghị khoa học và công nghệ lần thứ 9, Trường Đại học Bách khoa Tp. HCM, 11/10/2005
Hình 3: Thành tạo hydrocarbon của đáy đá sinh Oligocene diễn ra trong giai đoạn Miocene muộn bể
Phú Khánh (theo PetroVietnam & Nopec, 1994)
4.3. Bẫy chứa nâng toàn khu vực tạo nên; bẫy đá vôi carbonate
Hệ thống đứt gãy hình hoa cũng là một thềm, đá vôi ám tiêu san hô,…
trong những điều kiện lý tưởng để thành tạo bẫy 4.4 Các vỉa chứa (Reservoirs)
chứa. Trong trường hợp này, mặt trượt đứt gãy
Các vỉa tiềm năng trong bể bao gồm các đá
kết hợp với lớp sét dày có thể là những màn
móng nứt nẻ, các đá cát kết có tuổi Eocene
chắn rất lý tưởng cho các thân cát kết.
thượng – Miocene, và carbonate tuổi Miocene
Ngoài ra còn có thể có các loại bẫy tiềm trung.
năng khác như đá móng nứt nẻ, phong hóa,..có
Ở bể Cửu Long bên cạnh, các giếng khoan
thể được các lớp sét Đệ tam chắn đỉnh, chắn
đã xuyên sâu hơn 500m vào trong đá móng nứt
sườn để tạo bẫy; các bẫy địa tầng: vát nhọn, cắt
nẻ chứa dầu. Móng có thành phần gồm chủ yếu
cụt do bào mòn cắt xén ở giai đoạn kiến tạo
là các acid magmatics như granite, granodiorite
và quartzose granite có tuổi Jura giữa – Kreta
196
Hội nghị khoa học và công nghệ lần thứ 9, Trường Đại học Bách khoa Tp. HCM, 11/10/2005
giữa và muộn (Areshev et al., 1991). Một số Tổng chiều dày cát kết Miocene hạ có thể
granites và granodiorites có đới phong hóa, đới thay đổi 5 – 40m ở phần phía Nam của bể. Cát
vỡ vụn, mylonitisation và thấm lọc tới chiều dày kết có thể dày hơn, đạt tới trên 40m ở phần
vài trăm m, có ý nghĩa rất quan trọng về độ rỗng trung tâm phía Bắc. Phần Trung Tâm bể, cát kết
thứ sinh. có thể dày hơn 40m. Độ rỗng trung bình của cát
kết Miocene hạ có thể thay đổi 10 – 25%. Theo
Các bể trong đới chuyển tiếp ở rìa thềm lục
Nguyen (2004), cát kết có tuổi Oligocene –
địa Nam Việt Nam có xu thế giống nhau về lịch
Miocene có độ thấm trung bình lớn hơn 10mD,
sử địa chất. Vì thế, móng bể Phú Khánh có thể
ở độ sâu khoảng 2000 – 4000m.
có những đới biến đổi tương tác ngoại sinh và
nội sinh (Lac et al., 1997). Các tương tác nội Carbonate thềm và san hô phát triển trong
sinh là các nứt nẻ nguyên sinh, được hình thành các phân vị Miocene trung - thượng cũng là các
chủ yếu nhờ vào quá trình kết tinh của các đá. vỉa tiềm năng. Nói chung, carbonate thềm phát
Nứt nẻ trong các đá này về bản chất có thể theo triển theo dải hẹp ở phần phía Bắc, trong khi đó
phương ngang hoặc phương thẳng đứng. Các ở phần phía Nam thì phát triển rộng và dày hơn
đới ngoại sinh là những khu vực đá móng bị nứt (PetroVietnam & Nopec, 1994). Theo Nguyen
nẻ do lực nén ép cục bộ của các thể đất đá trẻ (2004), carbonate thềm và san hô dolomite, có
hơn. Các quá trình thủy nhiệt và các quá trình độ rỗng trung bình 25% và độ thấm >100mD có
metasomatism, holfelisification thường được thể ở độ sâu 2000 – 3500m. Dựa vào những dấu
phát triển cùng với các đới tương tác ngoại sinh hiệu tương tự từ các bể lân cận, các ám tiêu san
làm cho khoáng vật thứ sinh lấp đầy vào các nứt hô thường có chất lượng vỉa chứa tốt hơn so với
nẻ. Cấu hình cuối cùng của các hệ thống nứt nẻ carbonate thềm.
này có thể bị khống chế bởi các hệ thống đứt
Các hệ thống nêm lấn rìa thềm có tuổi
gãy đồng trầm tích, chủ yếu có hướng Tây Bắc –
Miocene trung - thượng, các hỗn hợp quạt cát
Đông Nam, Bắc – Nam, và Đông Bắc – Tây
ngầm đáy bể và các thể turbidites sườn bể là
Nam. Các đá móng có thể ở độ sâu 3500 –
những đá chứa triển vọng có tuổi trẻ nhất.
4500m (Nguyen, 2004).
4.5. Quá trình hình thành bẫy chứa, sinh và
Để dự đoán sự phân bố của các đá chứa cát
di cư Hydrocacbon
kết tiềm năng trong các hệ tầng Oligocene và
Miocene, Hou et al. (2003) sử dụng kỹ thuật Mô hình lịch sử chôn vùi của Hou et al.
phân tích Geology Driven Integration (GDI). (2003) cho thấy quá trình thành tạo và đẩy
Nghiên cứu này tiến hành ở phần nửa phía Bắc hydrocarbon xảy ra theo các thời điểm và địa
của bể, đã cho biết rằng tổng chiều dày của cát điểm khác nhau trong khu vực bể. Nhìn chung,
kết Oligocene thay đổi 5 – 40m. Ở phần trung quá trình thành tạo và đẩy dầu ra khỏi đá sinh
tâm phía Bắc của bể, chiều dày có thể đạt tới bắt đầu từ giai đoạn Oligocene muộn với đỉnh
hơn 35 – 40m, trong khi ở phần Trung Tâm của thành tạo vào giai đoạn đầu của Miocene muộn
bể, chiều dày thay đổi từ 5 – 35m. Nhìn chung, đối với các đá sinh Eocene – Oligocene. Quá
các cát kết Oligocene trở nên mỏng hơn về cả trình thành tạo và đẩy dầu đi từ các đá sinh
hai phía đông và tây của trục Trung Tâm bể. Độ Miocene hạ bắt đầu từ giai đoạn Miocene giữa
rỗng trung bình cát kết Oligocene ở phần phía với đỉnh thành tạo vào cuối Miocene muộn –
Bắc trong khoảng 8 – 30%. Độ rỗng cao nhất Pliocene. Thành tạo và đẩy khí bắt đầu từ thời
(>30%) có thể ở phần phía Tây nửa phía Nam gian Miocene muộn đối với các đá sinh có tuổi
của bể, với độ hạt giảm dần về phía Đông, làm Eocene – Oligocene và Miocene hạ, và hiện nay
cho độ rỗng có thể giảm thấp nhất tới < 12%. chúng vẫn đang tiếp tục hoạt động.
197
Hội nghị khoa học và công nghệ lần thứ 9, Trường Đại học Bách khoa Tp. HCM, 11/10/2005
Yếu tố cấu trúc chính của bể xảy ra trong nóc và bên sườn. Quá trình hình thành bẫy bắt
suốt Oligocene đến Miocene sớm. Tầng phản xạ đầu từ giai đoạn đầu phát triển đứt gẫy móng
địa chấn đánh dấu (a makker seismic reflector) trong thời kỳ Eocene, tiếp theo là bị các loạt
nằm trên đỉnh của Miocene trung được nhận biết trầm tích Eocene thượng – Oligocene hạ phủ lên
rõ trên toàn bộ khu vực. Dấu hiệu này xảy ra sau trên và kề áp vào sườn. Các trầm tích này tạo
yếu tố cấu trúc chính của bể, vì thế hầu hết các thành những tầng chắn phía trên những bề mặt
bẫy đã được thành tạo trước thời điểm thành tạo móng bất chỉnh hợp. Sự tiếp xúc với đá móng
dầu và khí mạnh nhất. Các bẫy chứa phát triển theo phương ngang của các trầm tích đồng tạo
trong Eocene – Miocene hạ thường được lấp đầy rift góp phần hình thành nên đường dịch chuyển
nhờ các dịch chuyển dầu khí nguyên sinh và thứ của các hydrocarbon từ đá sinh đi vào móng nứt
sinh qua các lớp trung gian/chuyển tiếp (nằm nẻ
ngang) và đứt gãy (thẳng đứng). Các bẫy trong
Play cấu trúc Eocene thượng – Oligocene
Miocene trung thường được nạp do dịch chuyển
là các loại bẫy cấu trúc khác nhau, được phát
dầu khí thứ sinh hoặc dịch chuyển tam cấp.
triển trong các loạt trầm tích đồng rift. Chúng là
4.6 Cấu tạo triển vọng (Plays) những nếp lồi, có tính kế thừa trên bề mặt địa
hình nhô cao của móng mà được các trầm tích
Trong khu vực bể Phú Khánh sẽ có các dạng
Eocene thượng – Oligocene hạ phủ lên, hoặc
plays (Hình 4).
những nếp lồi cuốn bị chia cắt do các đứt gẫy
Play cấu trúc móng trước Đệ tam gồm thuận cắt chéo, các khối đứt dãy sụt bậc, và có
những bẫy chứa phát triển trên mặt móng, bị tính khép kín theo 3 hoặc 4 phương trên các nếp
nâng lên và tiếp xúc ngang với các loạt Eocene- lồi mà phát triển bên trên các đứt gãy listric
Oligocene, được phủ bởi các trầm tích mịn trên trong khu vực bể. Các loại bẫy này có thể ở
Hình 4: Một số dạng play trong khu vực bể Phú Khánh (theo Nguyen, 2004).
198
Hội nghị khoa học và công nghệ lần thứ 9, Trường Đại học Bách khoa Tp. HCM, 11/10/2005
trong phần phía trên của các loạt Eocene thượng nhiều chu kỳ. Nhìn chung, đá vôi thềm phát
– Oligocene, được chắn bởi các lớp sét biển tiến triển thành các đới hẹp ở phần phía bắc bể, trong
cục bộ, và chắn theo phương ngang nhờ các đứt khi về phía nam chúng phát triển rộng và dày
gẫy kề sát nhau có thể có các bẫy dạng nghịch hơn. Các bẫy chứa có thể có mặt ở những nơi có
đảo vào miocene trung. tầng chắn là sét kết chắn, hoặc đá vôi chặt xít.
Đá vôi ám tiêu phát triển trên các cấu trúc
Play địa tầng Eocene thượng – Oligocene
dương có tuổi cổ hơn. Bẫy chứa có thể có ở
gồm những khép kín địa tầng do những vỉa cát
những nơi mà đá vôi ám tiêu được chắn về cả
kết vát nhọn địa tầng kề áp vào sườn các địa lũy
bốn phương nhờ các lớp màn chắn sét tuổi
khu vực, hoặc kề áp vào những nếp lồi, hệ thống
Pliocene. Nhờ dấu hiệu tương tự từ những bể
nếp lồi lớn. Các mặt cắt địa chấn hiện có cho
xung quanh trong khu vực, các bẫy chứa ám tiêu
thấy các đới vát nhọn có hướng phát triển về
san hô được cho là có chất lượng chứa tốt hơn là
phía tây trong khu vực bể. Các bẫy địa tầng này
các bẫy đá vôi tướng thềm.
phát triển chủ yếu trong lát cắt đồng tạo rift và
có liên quan đến các hệ thống trầm tích Play địa tầng Miocene trung - thượng gồm
Oligocene thượng bị biến dạng yếu. Các bẫy địa các bẫy vát nhọn, hỗn hợp quạt đáy tập và các
tầng ở đây chủ yếu được nạp sản phẩm nhờ sự thể turbidite sườn. Các loạt Miocene trung -
rò rỉ từ những đứt gãy chính sang các tầng bên thượng có các hệ thống nêm lấn rìa thềm. Phần
cạnh theo phương ngang nhờ dịch chuyển dưới cùng của Miocene trung có đặc trưng là các
nguyên sinh, và theo phương thẳng đứng nhờ đới vát nhọn kề áp về phía tây. Các bẫy trẻ hơn
dịch chuyển thứ sinh. thường có thể tích lớn do có liên quan đến tính
phi cấu tạo.
Play cấu trúc Miocene hạ và cổ hơn có liên
quan đến các bẫy chứa được hình thành trong 4.7 Trữ lượng dầu khí
pha nghịch đảo và nâng lên trong khu vực bể ở
Dựa trên mặt cắt địa chấn khảo sát cho
thời điểm cuối Miocene giữa. Giai đoạn nghịch
thấy: tổng chiều dày trung bình trầm tích đạt
đảo và nâng lên có thể đã làm tăng tính cấu trúc
3000 – 4000m có thể thành tạo vào đẩy ra khỏi
của các nếp lồi đã được thành tạo do các loạt
đá mẹ được khoảng 400 – 500 triệu thùng
trầm tích Miocene hạ phủ trên vùng nghiên cứu
dầu/km2. Đối với các lớp trầm tích được phát
trong pha đồng tạo rift. Các cấu tạo được cải
triển ở rìa thềm đến sườn thềm lục địa gần trục
thiện này bị chia cắt bởi các đứt gãy thuận có
trung tâm của bể thì những phần sâu nhất của bể
liên quan đến móng tái hoạt động, các đứt gãy
có thể thành tạo tới 550 triệu thùng. Thể tích khí
này có thể đem lại con đường dịch chuyển
được thành tạo và đẩy ra trong bể có thể đạt tới
hydrocarbon theo phương thẳng đứng. Các cấu
50 – 1000 tỷ ft3/km2 phụ thuộc vào chiều dày
tạo khác như các nếp lồi cuốn phát triển trong
của các tầng trầm tích. Nhìn chung, lượng
các đứt gãy trượt trọng lực và các nếp lồi phát
hydrocarbon được thành tạo và đẩy ra khỏi đá
triển trong các đứt gãy có mặt đối xứng cũng có
mẹ tăng dần về phía Đông của bể, tương ứng với
thể hình thành nên bẫy chứa. Cát kết biển nông
sự tăng dần chiều dày tầng trầm tích.
trong các loạt Miocene hạ có thể bao gồm đá
chứa, được chắn đỉnh nhờ các lớp sét phân lớp 5. KẾT LUẬN
xen kẽ và được chắn ngang nhờ sự kề áp của các 1. Với thực tế phát hiện, khai thác dầu khí
đứt gãy. từ đá móng ở phía Bắc bể Cửu Long như mỏ
Play carbonate Miocene trung - thượng Bạch Hổ, Rạng Đông, Ruby, Sư Tử Đen,… và
gồm cả đá vôi thềm phát triển ở khu vực rìa các dấu hiệu dầu khí phần phía Nam bể trầm
thềm lục địa và đá vôi ám tiêu phát triển trong tích sông Hồng (lô 106, 112), cùng với phát hiện
199
Hội nghị khoa học và công nghệ lần thứ 9, Trường Đại học Bách khoa Tp. HCM, 11/10/2005
dầu khí thương mại của Trung Quốc ngay bên
cạnh khu vực vịnh Bắc Bộ, do đó có nhiều hy
TÀI LIỆU THAM KHẢO
vọng về sự tồn tại của dầu khí trong các khối đá
móng nhô cao, nứt nẻ ở khu vực bể Phú Khánh. 1. Bojesen-Koefoed, J.A., Nytoft, H.P., Dau,
Ngoài ra, các cấu tạo triển vọng, bẫy địa tầng N.T., Ha, N.T.B., Hien, L.V.,Quy, Nielsen,
trầm tích vụn, carbonate sinh vật cũng là những L.H. & Petersen, H.I.2003: Geochemical
đối tượng chứa có tiềm năng rất lớn trong khu characteristics of seep oils from Dam Thi
vực bể này. Nai (Quy Nhon), Central Vietnam-
implication for exploration in the offshore
2. Đá mẹ sinh dầu bể trầm tích Phú Khánh
Phú Khanh basin. 21st International meeting
bao gồm 2 loại chính:
on Organic Geochemistry, Krakov, Poland,
+ Tầng Eocene – Oligocene chủ yếu là các 8 – 12 September, Abstracts 2 (2002), pp.
trầm tích sét kết sông – châu thổ, đầm hồ và 193 – 194.
than đá có hàm lượng TOC nhiều hơn 0.6%, có
2. Chungkham, P. Phu Khanh basin, a frontier
thể chứa kerogen loại III và loại II, tiềm năng
deepwater basin in Vietnam: Part 2 of 2,
sinh dầu và khí cao.
Petroleum Exploration Society of Great
+ Tầng sét biển Miocene hạ có thể chứa Britain, January (2005). pp. 58 – 67.
hàm lượng TOC khoảng 2%, chủ yếu là kerogen
3. Hoàng Đình Tiến, Nguyễn Việt Kỳ. Giáo
loại II.
trình Địa hóa dầu khí. Trường Đại Học Bách
Quá trình sinh và đẩy dầu ra khỏi đá mẹ Khoa Tp.HCM (2003).
Eocene – Oligocene bắt đầu từ giai đoạn cuối
4. Hoàng Đình Tiến, Nguyễn Thúy Quỳnh.
Oligocene muộn và cực đại sinh dầu vào giai
Đặc điểm địa hóa các bể trầm tích thềm lục
đoạn giữa của Miocene muộn, kết thúc sinh dầu
địa Việt Nam. Tạp chí dầu khí số 7 (2003),
và bắt đầu sinh khí từ cuối Miocene muộn cho
pp. 9 - 17.
đến nay.
5. Gwang H.Lee and Joel S.Watkins. seismic
3. Ngoài sự tồn tại, tích lũy dầu khí chủ
sequence stratigraphy and hydrocarbon
yếu trong các khối đá móng nứt nẻ, còn nhiều
potential of the Phu Khanh basin, offshore
cấu tạo triển vọng khác, bẫy địa tầng trầm tích
central Vietnam, South China Sea. AAPG
vụn, carbonate sinh vật cũng là những đối tượng
Bulletin V.82, No.9 (1998), pp. 1711-1735.
chứa có tiềm năng rất lớn trong khu vực của bể.
6. Lars Henrik Nielsen, Loannis Abatzis.
4. Theo ước tính ban đầu thì trữ lượng
Petroleum potential of sedimentary basins in
hydrocacbon tiềm năng của bể trầm tích Phú
Vietnam: long-term geoscientific co-
Khánh có xấp xỉ từ 10 – 12 tỉ thùng quy đổi dầu,
operation with the Vietnam Petroleum
chiếm khoảng 16% trữ lượng dầu khí ở thềm lục
Institute. Geological survey of Denmark and
địa Việt Nam (Trần Đức Chính, 2004).
Greenland Bulletin 4 (2004), pp. 97-100.
200
