Tóm tắt Luận án Đặc điểm hệ thống dầu khí trầm tích kainozoi khu vực ngoài khơi đông bắc bể Sông Hồng

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO 
TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT 
TRẦN CHÂU GIANG 
ĐẶC ĐIỂM HỆ THỐNG DẦU KHÍ TRẦM TÍCH KAINOZOI KHU 
VỰC NGOÀI KHƠI ĐÔNG BẮC BỂ SÔNG HỒNG 
Ngành: Kỹ thuật địa chất 
Mã số: 62.52.05.01 
TÓM TẮT LUẬN ÁN TIẾN SĨ ĐỊA CHẤT 
HÀ NỘI – 2014 
Công trình được hoàn thành tại: Trường Đại học Mỏ - Địa chất 
Người hướng dẫn khoa học: 
1. GS.TSKH. Mai Thanh Tân – Trường ĐH Mỏ - Địa chất 
2. TS. Lê Tuấn Việt – TCTy Thăm dò Khai thác Dầu khí 
Phản biện 1: PGS.TS Phạm Huy Tiến – Hội Trầm tích Việt nam 
Phản biện 2: TS. Nguyễn Huy Quý – Hội Dầu khí Việt nam 
Phản biện 3: TS. Cù Minh Hoàng – Công ty Điều hành Thăm dò – 
Khai thác Dầu khí nước ngoài (PVEP OVERSEA) 
Luận án sẽ được bảo vệ trước Hội đồng chấm luận án cấp Trường 
họp tại Trường đại học Mỏ - Địa chất vào hồi . 
giờ.ngày..thángnăm. 
Có thể tìm hiểu luận án tại thư viện: Thư viện Quốc Gia, Hà nội 
hoặc Thư viện Trường đại học Mỏ - Địa chất 
1 
MỞ ĐẦU 
Tính cấp thiết 
Bể Sông Hồng là một bể trầm tích có cấu trúc địa chất rất 
phức tạp, bao gồm nhiều đơn vị kiến tạo với tiềm năng dầu khí khác 
nhau. 
Dự án nghiên cứu địa hóa VPI-IDENMITSU (2005-2007) đã 
xác nhận tồn tại hai hệ thống dầu khí trong bể gồm dầu đầm hồ và 
hỗn hợp condensat châu thổ với dầu đầm hồ. Do chưa có kết quả 
kiểm chứng dầu-đá mẹ nên đặc điểm hệ thống dầu khí khu vực ngoài 
khơi Đông Bắc đứt gãy Sông Lô vẫn chưa được khẳng định. 
Năm 2008, đối tượng móng ở bể Sông Hồng được chứng minh 
bằng GK 106-HR-1X. Giếng 106-HR-2X đã khoan hết đới móng 
cacbonat chứa dầu và gặp một tập sét dầy bên dưới. Điều đó đặt ra 
giả thiết tập sét cổ trước Kainozoi này có phải là tầng đá mẹ hay 
không. Cấu tạo 107-PL được khoan năm 2013 có vị trí nằm trong 
khu vực tồn tại đá mẹ giầu VCHC, và cùng hướng cấu trúc với cấu 
tạo 106-HR, nhưng kết quả là giếng khô. Các GK thăm dò mới nhất 
trong khu vực phát hiện khí - condensat, chất lượng rất biến đổi với 
cả H2S và CO2 ô nhiễm trong dầu khí. Thực tế nêu trên cho thấy còn 
rất nhiều vấn đề cần giải quyết như chất lượng và phân bố của đá mẹ, 
hay rủi ro của yếu tố địa chất nào trong hệ thống dầu khí đã ảnh 
hưởng đến kết quả thăm dò ở khu vực ngoài khơi Đông Bắc bể Sông 
Hồng. Do vậy, nghiên cứu sinh đã chọn đề tài “Đặc điểm hệ thống 
dầu khí trầm tích Kainozoi khu vực ngoài khơi Đông Bắc bể Sông 
Hồng” với các mục tiêu và nhiệm vụ nghiên cứu như sau: 
Mục tiêu: Làm sáng tỏ đặc điểm và diện phân bố của đá mẹ 
sinh dầu khí của các trầm tích Kainozoi khu vực ngoài khơi Đông 
Bắc bể Sông Hồng. 
2 
 Góp phần hoàn thiện phương pháp luận trong đánh giá đặc 
điểm hệ thống dầu khí và phân tích rủi ro trong tìm kiếm thăm dò. 
 Nhiệm vụ: 
- Tổng hợp tài liệu địa chất, địa vật lý làm sáng tỏ đặc điểm 
địa chất khu vực nghiên cứu. 
- Nghiên cứu làm rõ đặc điểm, mức độ trưởng thành và thời 
gian di cư HC của đá mẹ, xác định nguồn gốc đá mẹ sinh dầu trong 
khu vực ngoài khơi Đông Bắc bể Sông Hồng. 
- Xác định diện phân bố của đá mẹ và phân vùng triển vọng 
cho khu vực nghiên cứu. 
Đối tượng và phạm vi nghiên cứu: 
Phạm vi nghiên cứu gồm diện tích lô 106, một phần tây bắc lô 
102, và bắc lô 107 nằm ngoài khơi phía đông bắc đứt gẫy Sông Lô ở 
bể Sông Hồng. Đối tượng nghiên cứu là hệ thống dầu khí trầm tích 
Kainozoi. 
Luận điểm bảo vệ: 
Luận điểm 1. Các kết quả nghiên cứu đặc điểm địa hóa xác 
định khu vực ngoài khơi Đông Bắc bể Sông Hồng tồn tại một hệ 
thống dầu khí liên quan đến đá mẹ Oligocen. Loại đá mẹ này được 
thành tạo trong môi trường đầm hồ, có tổng hàm lượng VCHC từ 
trung bình đến tốt, kerogen loại II và hỗn hợp loại II/III, phân bố 
trong các địa hào và bán địa hào hẹp. Với nguồn tài liệu hiện có, các 
tập sét tuổi Miocen và sét cổ trước Kainozoi chưa đủ điều kiện là đá 
mẹ. 
Luận điểm 2. Trên cơ sở nghiên cứu các yếu tố tác động đến 
mức độ rủi ro của hệ thống dầu khí như nguồn gốc, mức độ trưởng 
thành của đá mẹ, bề dầy trầm tích Oligocen và sự phân bố các cấu 
tạo triển vọng, khôi phục lịch sử phát triển địa chất qua các thời kỳ 
3 
cho phép xác định khu vực bán địa hào Thủy Nguyên có rủi ro thăm 
dò thấp nhất. Tiếp đến là địa hào Kiến An. Khu vực nam đảo Bạch 
Long Vĩ và rìa tây bắc lô 102 là những khu vực có rủi ro thăm dò 
cao. 
Những điểm mới của luận án: 
- Trên cơ sở khai thác nguồn tài liệu mới góp phần chính xác 
hóa đặc điểm địa hóa khu vực ngoài khơi Đông Bắc bể Sông Hồng. 
Tập sét có tuổi trước Kainozoi nằm dưới tập cacbonat chứa dầu có 
tướng lục địa, thành tạo trong điều kiện oxy hóa, nghèo VCHC, chưa 
đủ điều kiện được coi là đá mẹ. 
- Trên cơ sở bản đồ cấu trúc mới được xây dựng đã góp phần 
sáng tỏ yếu tố nghịch đảo kiến tạo xảy ra vào cuối Oligocen ảnh 
hưởng tới tiềm năng dầu khí khu vực ngoài khơi Đông Bắc bể Sông 
Hồng. 
Ý nghĩa khoa học và thực tiễn: 
* Ý nghĩa khoa học: Các kết quả nghiên cứu cho phép xác 
định đặc điểm và diện phân bố của đá mẹ ở ngoài khơi Đông Bắc bể 
Sông Hồng, góp phần làm sáng tỏ đặc điểm hệ thống dầu khí của khu 
vực. 
* Ý nghĩa thực tiễn: Các kết quả nghiên cứu góp phần nâng 
cao hiệu quả đánh giá tiềm năng dầu khí khu vực ngoài khơi Đông 
Bắc bể Sông Hồng, phục vụ công tác qui hoạch thăm dò khai thác 
dầu khí. 
Bố cục của luận án: 
Luận án gồm 04 chương chính chưa kể phần mở đầu và kết 
luận, kiến nghị, các công trình khoa học và danh mục tài liệu tham 
khảo. Toàn bộ nội dung luận án được trình bày trong 139 trang, 24 
bảng biểu và 89 hình vẽ. 
4 
Chương 1 
TỔNG QUAN CẤU TRÚC ĐỊA CHẤT KHU VỰC 
ĐÔNG BẮC BỂ SÔNG HỒNG 
1.1. Khái quát địa chất 
1.1.1. Vị trí khu vực nghiên cứu 
Khu vực nghiên cứu thuộc 
phần ngoài khơi phía đông bắc 
đứt gãy Sông Lô của bể Sông 
Hồng. Độ sâu nước biển ở khu 
vực này khoảng 30 - 40 m. (hình 
1.1) 
1.1.2. Lịch sử tìm kiếm thăm dò 
Trong khu vực nghiên 
cứu, công tác thăm dò dầu khí 
được bắt đầu từ năm 1978. Năm 
1988, hợp đồng PSC gồm diện 
tích lô 106, một phần các lô 102, 
103 và 107 được PVN ký với 
TOTAL. Năm 1992, IDEMITSU 
đã ký hợp đồng thăm dò lô 
102/91. 
Hình 1.1: Bản đồ cấu trúc bể SH 
và vị trí khu vực nghiên cứu 
(N.T.Dậu và nnk, 2012) 
Kế tiếp, hai lô 102 và 106 với diện tích là 10700 km2 được 
PVN ký với ATI Petroleum Inc vào năm 2000. Thực tế tổng diện 
tích hợp đồng này chỉ còn 225 km2. Phần diện tích hoàn trả được gọi 
là lô 102/10 và 106/10, nay thuộc quản lý của PVEP. 
Từ năm 1990 đến nay trong khu vực nghiên cứu đã được thu 
nổ hơn 15000 km địa chấn 2D, gần 3000 km2 địa chấn 3D, và hơn 10 
5 
giếng khoan TKTD. Các nhà thầu dầu khí và PVN cũng đã tiến hành 
nhiều nghiên cứu, đáng lưu ý như các đề tài về Mô hình địa hóa bể 
Sông Hồng (N.T. Dậu, L.V. Hiền, 1997), Báo cáo khảo sát thực địa 
đảo Bạch Long Vĩ, Đồ Sơn, Kiến An, Núi Con Voi và đảo Cát Bà 
(P.Q. Trung, 1998), Báo cáo xác định lượng HC đã sinh ra và dịch 
khỏi tầng đá mẹ tới các bẫy chứa dầu khí tại bể Sông Hồng trên cơ 
sở phần mềm SIGMA 2D và BSS (N.T.B. Hà, 2010), và một số kết 
quả dự án hợp tác quốc tế như: Báo cáo Tổng kết về phân tích và mô 
hình bể Sông Hồng (VPI - GEUS, 2001), Báo cáo Đặc điểm hệ thống 
dầu khí ở bể Sông Hồng (VPI-IDENMITSU, 2007). 
1.2. Đặc điểm cấu trúc địa chất 
1.2.1 Đặc điểm địa tầng trầm tích 
Bể Sông Hồng gồm các 
phân vị địa tầng: (i) Móng trước 
Kainozoi; (ii) Hệ tầng Phù 
Tiên; (iii) Hệ tầng Đình Cao; 
(iv) Hệ tầng Phong Châu; (v) 
Hệ tầng Phù Cừ; (vi) Hệ tầng 
Tiên Hưng; (vii) Hệ tầng Vĩnh 
Bảo; (viii) Hệ tầng Hải Dương 
– Kiến Xương (Hình 1.2). 
1.2.2. Đặc điểm cấu kiến tạo 
Hệ thống đứt gãy trong 
khu vực nghiên cứu chủ yếu là 
các đứt gẫy phương TB-ĐN, 
ĐB-TN tạo nên kiểu cấu trúc 
sụt bậc nghiêng về phía Trung 
tâm bể và làm hình thành các 
Hình 1. 2: Cột địa tầng tổng hợp 
khu vực ngoài khơi Đông Bắc 
bể Sông Hồng (Hiệu chỉnh sau 
6 
địa hào, bán địa hào xen kẽ. N.T.Dậu và nnk, 2012) 
Các đơn vị cấu trúc đã được xác định trong khu vực gồm 
(Hình 1.3): 
Thềm Hải 
Phòng: nằm ở phần 
Đông Bắc chiếm 
một diện tích lớn 
thuộc lô 106 và lô 
101. 
Đơn nghiêng 
Thanh Nghệ: Nằm ở 
phía Tây của đứt gãy 
Sông Chảy. 
Hình 1. 3: Hệ thống đứt gẫy và đơn vị cấu 
tạo chính khu vực nghiên và vùng lân cận 
Trũng Trung Tâm: gồm các đới cấu trúc: 
a) Đới nghịch đảo Miocen 
b) Trũng Đông Quan 
Đới phân dị Đông Bắc đứt gãy Sông Lô: gồm hàng loạt các địa 
hào và bán địa hào, cấu tạo và các khối nhô móng. Cụ thể: 
a) Địa hào Kiến An 
b) Cấu tạo Tiên Lãng - Chí Linh 
c) Bán địa hào Thủy Nguyên 
d) Mũi nhô Tràng Kênh 
e) Trũng Tây Bạch Long Vĩ 
f) Cấu tạo Yên Tử 
g) Trũng Nam Bạch Long Vĩ 
Lịch sử phát triển kiến tạo của khu vực nghiên cứu được tái 
hiện trên một số mặt cắt phục hồi cho thấy có những điểm tương 
đồng và khác biệt qua các thời kỳ phát triển của khu vực nằm ở hai 
7 
cánh đứt gãy Sông Lô. Giai đoạn Paleocen-Eocen đến Oligocen sớm, 
và Pliocen – Đệ tứ ở hai vùng có sự tương đồng còn thời kỳ 
Oligocen muộn đến Miocen muộn thì có sự khác biệt. 
1.3. Cơ sở tài liệu 
Tài liệu sử dụng trong luận án bao gồm hơn 15 nghìn km địa 
chấn 2D, các bản đồ từ, trọng lực của khu vực Bắc Bộ, bản đồ địa 
chất Việt Nam, tài liệu ĐVLGK và các báo cáo phân tích mẫu thạch 
học, địa hóa, cổ sinh... hiện có trong vùng, đặc biệt là tài liệu 500 
mét mẫu khoan của giếng ENRECA 3 trên đảo Bạch Long Vĩ nhằm 
xác định thành phần thạch học, đặc điểm đá mẹ, môi trường lắng 
đọng trầm tích Oligocen. 
Chương 2 
CÁC PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU 
2.1. Hệ thống dầu khí và ý nghĩa trong tìm kiếm thăm dò dầu khí 
Khái niệm hệ thống dầu khí xuất hiện với nhiều định nghĩa 
khác nhau. Thuật ngữ hệ thống bao gồm đá mẹ và đá chứa, liên kết 
dầu - đá mẹ, được coi là yếu tố then chốt trong việc xác định hệ 
thống (Dow W.G, 1972). Tổng hợp các khái niệm đưa ra bởi nhiều 
tác giả, hệ thống dầu khí được hiểu là một hệ thống tự nhiên ở nơi có 
đá mẹ sinh dầu khí với tất cả các yếu tố địa chất, quá trình liên quan 
đến khả năng tích tụ dầu khí có thể xuất hiện. 
Năm 1988, Magoon L.B đã thành lập bảng phân loại các hệ 
thống, trong đó có phân biệt hệ thống dầu khí đối với bể trầm tích, 
tập hợp triển vọng (play) và cấu tạo triển vọng (prospect). Tùy thuộc 
vào mức độ nghiên cứu, hệ thống dầu khí được đánh giá tổng quan 
đến chi tiết như không gian lãnh thổ, bể trầm tích, tập hợp cấu tạo 
triển vọng đến từng cấu tạo độc lập. 
Các phương pháp đánh giá cơ bản có thể tóm tắt như sau: 
8 
+ Đánh giá hệ thống dầu khí trên cơ sở đánh giá lượng sinh 
thành HC của vùng/thể tích thành hệ đá do Exxon phát triển. 
+ Đánh giá hệ thống dầu khí trên các tiên đoán địa chất 
(Phương pháp Delphi) dựa trên kinh nghiệm của các chuyên gia. 
+ Đánh giá hệ thống dầu khí dựa trên sự cân bằng vật chất địa 
hóa dựa trên các tính toán về lượng dầu khí sinh ra từ đá mẹ cũng 
như lượng dầu khí được dịch chuyển và có thể tích tụ được trong 
bẫy. 
+ Đánh giá hệ thống dầu khí dựa trên ngoại suy trên cơ sở tài 
liệu lịch sử khai thác. 
+ Đánh giá hệ thống dầu khí 
theo quan điểm Play (Phương 
pháp tổng hợp mô hình địa chất và 
thống kê) cho phép xác định sự 
thay đổi của các yếu tố địa chất 
liên quan đến các tích tụ dầu khí 
trong một khu vực đang xem xét. 
Hình 2.1: Sơ đồ giải thích khái 
niệm Play 
Luận án sử dụng phương pháp đánh giá theo quan điểm Play 
để giải quyết các vấn đề còn tồn tại của hệ thống dầu khí ở khu vực 
ngoài khơi Đông Bắc bể Sông Hồng. 
2.2. Phương pháp địa hóa xác định đặc điểm đá mẹ 
 Tổ hợp các chỉ tiêu địa hóa đánh giá khả năng sinh HC của các 
tập trầm tích được sử dụng trong nghiên cứu đánh giá đá mẹ từ nhiều 
phép phân tích được sử dụng trong luận án gồm: 
 + Phương pháp đốt mẫu bằng lò nung 
 + Phương pháp nhiệt phân tiêu chuẩn Rock-Eval (RE) 
 + Phương pháp chiết bitum 
 + Phương pháp sắc ký (GC) 
9 
 + Phương pháp phân tích phổ khối (GC-MS) 
 + Độ phản xạ của vitrinite (Ro, %) 
2.3. Phương pháp nghiên cứu mô hình địa hóa 
Quá trình sinh, di cư và tích 
tụ dầu khí, thời gian sinh, và 
hướng di cư dầu khí ở ngoài khơi 
Đông Bắc bể Sông Hồng được 
khảo sát mô phỏng bằng phần 
mềm Sigma-2D. Quy trình làm 
việc của phần mềm được biểu diễn 
trên hình 2.2. 
2.4. Phân tích hệ thống dầu khí 
Theo Magoon và Dow 
(1994) để nghiên cứu một hệ thống 
dầu khí phải tiến hành phân tích 
bốn yếu tố cơ bản là: đá mẹ, đá 
chứa, đá chắn và lớp đá phủ bên 
trên, cùng với ba quá trình kết hợp 
Hình 2.2: SIGMA 2D 
các yếu tố trên là: sự thành tạo của bẫy chứa dầu khí, sự sinh thành 
hydrocarbon di cư tích tụ và bảo tồn của các bẫy dầu khí. 
2.5. Phương pháp đánh giá rủi ro địa chất 
Mục đích của việc phân tích đặc điểm hệ thống dầu khí trong 
TKTDDK chính là tính xác suất phát hiện trước khi khoan của một 
đối tượng triển vọng. Xác suất phát hiện được định nghĩa là tích của 
các tham số xác suất chính, mà mỗi tham số này đòi hỏi phải được 
phân tích đánh giá với mức độ có tồn tại và hiệu quả. 
Theo hướng dẫn của Ủy ban điều phối các chương trình khoa 
học địa chất khu vực Đông và Đông Nam Á (CCOP), luận án áp 
10 
dụng cách biện luận 04 tham số địa chất chính gồm: đá chứa (P1), 
bẫy chứa (P2), hệ thống nạp bẫy (P3) và khả năng bảo tồn (P4), tất 
cả các tham số này chắc chắn phải xảy ra đồng thời để tạo nên một 
phát hiện. Xác suất phát hiện được tính theo công thức: 
P = P1*P2*P3*P4 (2.1) 
Trong đó: 
P: Xác suất phát hiện 
dầu khí (hay xác suất đồng 
thời xảy ra của các sự kiện độc 
lập liên quan với nhau) 
P1: Xác suất về sự hiện 
diện của đá chứa được xem 
xét gồm i) P1a là xác suất tồn 
tại của tướng đá chứa và ii) P1b 
là xác suất mô tả mức độ hiệu 
quả của đá chứa 
P2: Xác suất về sự hiện 
diện của một bẫy được xem 
xét gồm: i) P2a là xác suất tồn 
tại cấu trúc vẽ được bản đồ và 
ii) P2b là xác suất cơ chế hình 
thành hiệu quả của đá chắn 
với cấu tạo vẽ được bản đồ 
P3: Xác suất của hệ 
thống nạp bẫy được xem xét 
Bảng 2.1: Xác suất mô tả mức độ 
hiệu quả theo tướng đá chứa 
Bảng 2.2: Xác suất mô tả mức độ 
hiệu quả của đá chứa trong mối 
quan hệ với chiều sâu vỉa và tính 
chất biến đổi của đá 
 [Theo CCOP] 
gồm: i) P3a là xác suất tồn tại đá mẹ hiệu quả và ii) P3b xác suất kết 
hợp của thời di cư và thời tạo bẫy 
P4: Xác suất về tính bảo tồn của một bẫy 
11 
Thực chất xác suất phát hiện của một đối tượng là: 
P = P1a* P1b* P2a* P2b* P3a* P3b*P4 (2.2) 
Giá trị xác suất của mỗi tham số được xác định dựa vào kiến 
thức chủ quan trên cơ sở phán đoán ngoại suy từ phân tích địa chất 
vùng và dữ liệu thống kê theo hướng dẫn của CCOP. Ví dụ các bảng 
2.1 và 2.2 mô tả mức xác suất tương ứng của tham số P1a và P1b. 
Chương 3 
ĐẶC ĐIỂM ĐÁ MẸ KHU VỰC NGOÀI KHƠI ĐÔNG BẮC BỂ 
SÔNG HỒNG 
3.1. Hàm lượng VCHC trong đá mẹ 
+ Trầm tích trước Kainozoi: rất nghèo VCHC và chưa được 
coi là một đá mẹ có khả năng sinh dầu khí. Giá trị TOC từ 0,03-0,05 
% trọng lượng. Không đo được các chỉ số S1, S2, PI, HI và giá trị 
phản xạ Vitrinite. 
+ Trầm tích Eocen: trong phạm vi nghiên cứu chưa GK nào 
xác định đã gặp trầm tích Eocen. 
+  ... địa, lắng đọng trong 
môi trường khử. Sự có mặt của cấu tử Oleanane một dấu hiệu đánh 
giá nguồn VCHC từ thực vật bậc cao. Dãy tricyclic terpanes xuất 
hiện rõ nét từ T2 đến T8 phản ánh VCHC đầm hồ có đóng góp trong 
đá mẹ này. 
(a) 
(b) 
Hình 3.8: Dải phân bố GC-MS 
phân đoạn hydrocacbon bão hòa 
C15+ mẫu dầu thô giếng 106-
HR-1X 
(a) 
(b) 
Hình 3.9: Dải phân bố GC-MS 
phân đoạn hydrocacbon bão hòa 
C15+ mẫu dầu thô giếng 106-
HR-2X 
Trên dải m/z 217 (hình 3.8b và 3.9b), tính trội của C29 so với 
C27 và C28 cho thấy liên quan đến đá mẹ chứa VCHC lục địa. Đặc 
biệt sự có mặt của cấu tử 4-Methyl C30 (peak 42) Steranes khẳng 
định đá mẹ sinh ra dầu này có chứa VCHC đầm hồ. 
17 
Liên kết dầu – đá mẹ xác định nguồn gốc dầu được sinh ra từ 
VCHC rong tảo đầm hồ phù hợp với tính chất đá mẹ Oligocen tồn tại 
trong khu vực nghiên cứu. 
3.6. Nguồn gốc H2S trong dầu vỉa 
Trên thế giới các đầm hồ có nguồn gốc rift tuổi Paleocen và 
Eocen – Oligocen đã gặp ở Tây Ban Nha, miền nam nước Pháp, hay 
ở Utah Colorado (Mỹ). Chúng thành tạo trên mặt móng đá vôi 
Cacbon-Pecmi hay Devon bị phong hóa, việc thẩm thấu vật liệu đá 
vôi của móng vào hồ tạo điều kiện thuận lợi cho các thể cacbonat 
phát triển dọc theo các đới bốc hơi của hồ. 
Trong khu vực nghiên cứu giếng khoan thăm dò đã bắt gặp các 
vỉa cacbonat xen kẹp trong trầm tích Oligocen. Theo lý thuyết, H2S 
cùng với CO2 ô nhiễm trong dầu vỉa ở các mỏ Hàm Rồng được cho 
là sản phẩm của quá trình khử sunphat nhiệt của CaSO4 trong đá 
cacbonat dưới tác động của điều kiện nhiệt độ cao (146oC tại 3456m 
GK 106-HRN-1X) thể hiện qua công thức hóa học (Angler-Gofer 
Scheme): 
 CaSO4 + CH4 = CaS + CO2 + 2H2O (3.1) 
 CaS + CO2 + H2O = CaCO3 + H2S (3.2) 
Chương 4 
ĐẶC ĐIỂM PHÂN BỐ ĐÁ MẸ VÀ ĐÁNH GIÁ 
TRIỂN VỌNG DẦU KHÍ KHU VỰC NGOÀI KHƠI 
 ĐÔNG BẮC BỂ SÔNG HỒNG 
4.1. Đặc điểm phân bố và tiến hóa trầm tích Oligocen 
Trên cơ sở tài liệu địa chấn và kết quả các giếng khoan mới, 
nghiên cứu sinh đã tham gia minh giải lại một số tuyến địa chấn. Kết 
quả nghiên cứu sinh địa tầng được sử dụng để định danh và minh 
giải các tầng phản xạ địa chấn bao gồm: 
18 
- Móng trước Kainozoi 
- Nóc BCH trong Oligocen dưới (nóc U500) 
- Nóc BCH gần nóc Oligocen dưới (nóc U400) 
- Nóc BCH Oligocen (nóc U300) 
- Nóc BCH trong Miocen giữa (nóc U220) 
- Nóc BCH Miocen trên (nóc U100) 
Một số mặt phản xạ chỉ liên kết được trên một diện tích nhỏ. 
Khu vực trung tâm lô 106 có thể phân chia chi tiết tập trầm tích 
Oligocen thành hai phụ tập bởi một mặt phản xạ U400 tương đối liên 
tục. Giếng 107-TPA-1X được cho là đã khoan đến Eocen?/Oligocen 
(U500). Liên kết với tài liệu địa chấn trầm tích này chỉ phân bố ở các 
trũng nhỏ thuộc phần Đông Bắc đứt gãy Sông Lô và phía Nam đảo 
Bạch Long Vĩ. Bản đồ cấu trúc các mặt phản xạ Móng Kainozoi, 
U400, U300, và đẳng dầy trầm tích Oligocen tỷ lệ 1/200.000 đã được 
xây dựng. 
Các bản đồ đẳng dày trầm tích Oligocen dưới (U400-Bsmt) và 
đẳng dầy Oligocen (U300-Bsmt) (hình 4.1 và 4.2) thể hiện rõ diện 
phân bố của trầm tích Oligocen biến đổi mạnh trong khu vực ngoài 
khơi Đông Bắc bể Sông Hồng. Hình 4.1 cho thấy, vào cuối thời kỳ 
Oligocen sớm, 02 hệ thống hồ kín phát triển theo hướng Đông Bắc-
Tây Nam và Tây Bắc-Đông Nam đã được hình thành trong phạm vi 
khu vực nghiên cứu. Khối móng ở các phát hiện dầu khí ở cụm mỏ 
Hàm Rồng là đới nâng ngăn cách các hồ này. Tại khu vực phía bắc 
lô 107, thuộc trũng Nam Bạch Long Vĩ cũng phát triển một hồ khá 
sâu. Các hồ nằm ở rìa Đông Nam lô 106 và Bắc lô 107 có xu thế mở 
về phía Đông Nam, trong khi các hồ kín ở phần Tây Bắc lô 102-106 
và Đông Bắc cấu tạo Yên Tử vẫn phát triển khá ổn định. 
19 
Hình 4.1: Bản đồ đẳng dầy trầm 
tích Oligocen dưới (U400-Bstm) 
Hình 4.2: Bản đồ đẳng dầy trầm 
tích Oligocen (U300-Bstm) 
Ba (03) mặt cắt địa chất – địa vật lý được chọn cắt qua các đới 
cấu trúc chính trong khu vực nghiên cứu nhằm khảo sát mức độ phát 
triển của trầm tích Oligocen trong lát cắt từ nóc Móng Kainozoi đến 
nóc trầm tích Oligocen (U300). 
Mặt cắt tiến hóa trầm tích tuyến 89-1-100 cho thấy ngay giai 
đoạn đầu của thời kỳ tạo bể, khu vực phía đông lô 106 đã phát triển 
các hệ thống địa hào và bán địa hào được lấp đầy bởi các trầm tích 
Oligocen. Vào khoảng 28 Tr.n.t khu vực này chịu một pha nén ép, vò 
nhàu dẫn đến một lượng lớn trầm tích bị nâng lên, bóc mòn trong 
khoảng thời gian 5 triệu năm. Trên tuyến này cho thấy từ Oligocen 
sớm đến Oligocen muộn diện tích các địa hào bị thu hẹp. 
Trên tuyến 89-1-36a cho thấy tồn tại các địa hào đầu tiên ở 
khu vực phía tây bắc lô 102-106, chúng nhỏ hơn so với các địa hào ở 
phía đông lô 106. Trong suốt giai đoạn trầm tích, khu vực không bị 
ảnh hưởng của pha nén ép cuối Oligocen, các địa hào cùng với quá 
trình trầm tích được phát triển mở rộng. 
Trên tuyến 89-1-54 cho thấy khu vực tây nam lô 102 đã tiếp 
nhận một lượng lớn trầm tích dẫn đến hiện tượng sụt lún mạnh và 
phát triển hàng loại các địa hào sâu phát triển kế thừa từ Oligocen 
đến tận Miocen muộn. Trong khi đó tại phần trung tâm lô 106 kéo 
20 
dài đến thềm Hải Phòng, các địa hào chỉ phát triển đến hết thời kỳ 
Oligocen muộn, sau đó khu vực bị lún chìm và ít bị ảnh hưởng của 
các hoạt động kiến tạo đứt gãy. 
4.2. Các yếu tố đánh giá triển vọng của hệ thống dầu khí 
4.2.1 Quá trình trưởng thành và sinh HC 
 Thời điểm sinh HC của đá mẹ Oligocen có sự chênh lệch đáng 
kể theo vị trí các điểm khảo sát mô phỏng. Đá mẹ Oligocen sinh HC 
sớm nhất vào khoảng 20 tr.n.t quan sát thấy ở trũng đông nam lô 
106. Hiện tại đá mẹ này vẫn đang sinh dầu và khí. Phần đáy của lát 
cắt Oligocen hiện vào pha sinh khí khô. Ở khu vực tây bắc lô 106, 
với lát cắt Oligocen dưới HC bắt đầu được sinh vào khoảng 14 tr.n.t, 
Oligocen trên khoảng 11 tr.n.t. 
4.2.2 Đặc điểm đá chứa 
Chín (09) giếng khoan thăm dò trong khu vực nghiên cứu đã 
khoan đến móng và gặp đá chứa cacbonat. Các tài liệu phân tích mẫu 
sườn, kết quả phân tích FMI và số liệu đo ĐVLGK tại các giếng trên 
dải cấu tạo Hàm Rồng cho thấy độ rỗng đá móng gồm hai loại. Độ 
rỗng nứt nẻ (gồm độ rỗng của khung đá, và các khe nứt) và độ rỗng 
hang hốc. Giá trị độ rỗng đo được trên các mẫu sườn đều có giá trị 
nhỏ hơn 1%. Độ rỗng trung bình của đá là 7% xác định theo tài liệu 
địa vật lý giếng khoan. Giá trị tính được qui cho độ rỗng nứt nẻ và độ 
rỗng của khung đá. Còn độ rỗng hang hốc là 100%. Tỷ số giữa chiều 
dầy hiệu dụng và chiều dầy tổng cũng được phân thành 2 nhóm. Đối 
với khối móng có độ rỗng nứt nẻ tỷ số NTG thay đổi từ 0,45-0,7, còn 
ở loại hang hốc giá trị này thay đổi trong khoảng từ 0,002-0,03. Kết 
quả thử vỉa đo được độ thấm trung bình trong đá móng khoảng 10 
mD trước xử lý axit và 40mD sau xử lý axit, với độ thấm ngang 
tương ứng đo được là 8474 mD.ft và 21000 mD.ft. 
21 
4.2.3 Đặc điểm đá chắn 
Các vỉa sét Oligocen, Miocen đóng vai trò tầng chắn địa 
phương cho các bẫy khối móng chôn vùi ở khu vực nghiên cứu. 
Chiều dày của các lớp sét từ 20-150 m với hàm lượng sét cao, (Illit > 
50%, Kaolinit <30%). Đóng vai trò tầng chắn khu vực là lớp sét biển 
tiến Pliocen dầy từ 300m đến hơn 500 m phủ đều khắp vùng. Tuy 
nhiên trầm tích thuộc lát cắt Pliocen khá bở rời, có độ gắn kết kém. 
4.2.3 Đặc điểm bẫy khối móng chôn vùi 
Các bẫy khối móng chôn vùi có phát hiện dầu khí ở khu vực 
nghiên cứu đều nằm trong các địa hào cổ, nơi lớp trầm tích Oligocen 
dầy phủ trực tiếp trên nóc móng và hai cánh cấu tạo, vừa đóng vai trò 
là tầng chắn địa phương và là tầng đá mẹ quan trọng đã được xác 
minh. Diện tích các cấu tạo có phát hiện nhỏ hơn 10 km2. Biên độ 
cấu tạo thay đổi trong khoảng từ 200-400 m. 
4.2.5 Thời gian sinh thành di cư và hoàn thiện bẫy 
Đặc điểm thời 
gian kết nối các yếu 
tố sinh, di cư và nạp 
bẫy của hệ thống dầu 
khí khu vực ngoài 
khơi Đông Bắc bể 
Sông Hồng được 
biểu diễn ở bảng 4.1. 
Bảng 4.1: Sơ đồ mô tả các sự kiện của hệ 
thống dầu khí đầm hồ khu vực ngoài khơi 
Đông Bắc bể Sông Hồng 
4.3. Đánh giá rủi ro và phân vùng triển vọng 
Kết quả minh giải địa chấn và vẽ bản đồ cho thấy các cấu tạo 
móng vùi lấp còn lại chưa khoan trong khu vực nghiên cứu phân bố 
ở vùng nước nông đới rìa tây bắc lô 102 (cấu tạo Tiên Lãng), khu 
22 
vực địa hào Kiến An và đới nâng Chí Linh, bán địa hào Thủy 
Nguyên và một số nằm ở phía Nam đảo Bạch Long Vĩ (bắc lô 107). 
Tất cả cấu tạo này đều nằm gần các giếng khoan đã thăm dò trong 
đối tượng móng (Play Móng). Việc xem xét lại chi tiết kết quả các 
GK để xác định yếu tố nào là rủi ro sẽ cải thiện chu trình phân tích 
rủi ro trong khu vực nghiên cứu. Việc phân tích được thực hiện trên 
cơ sở đánh giá các quá trình địa chất liên quan và các sự kiện theo 
thời gian địa chất. Quá trình địa chất được bắt đầu với sự hình thành 
của đá chứa, sự tiếp nối với việc hình thành một bẫy được chắn kín 
trong mối quan hệ với sự trưởng thành của đá mẹ, sự di cư của HC từ 
đá mẹ đến đá chứa, sự tích tụ các HC này vào bẫy và cuối cùng diễn 
tiến sau tích tụ của bẫy và các hydrocacbon chứa trong nó. Mục đích 
chính là chỉ ra được ở 
đâu, vị trí nào các tham 
số này thuận lợi hay 
không thuận lợi cho Play 
móng và biện luận các 
mức xác suất. Trên cơ sở 
hướng dẫn của Ủy ban 
điều phối các chương 
trình khoan học địa chất 
khu vực Đông và Đông 
Hình 4.3: Phân vùng triển vọng Play 
Móng khu vực ngoài khơi Đông Bắc bể 
Sông Hồng 
Nam Á (CCOP). Bốn tham số địa chất là: đá chứa (P1), bẫy chứa 
(P2), hệ thống nạp bẫy (P3) và khả năng bảo tồn (P4) để ước tính cơ 
hội thành công về mặt địa chất, dự đoán sự thay đổi hoàn toàn hay 
từng phần của các yếu tố địa chất trong hệ thống dầu khí khu vực 
ngoài khơi Đông Bắc bể Sông Hồng, phân vùng triển vọng (hình 
4.3). 
23 
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 
Kết quả nghiên cứu cho phép rút ra một số các kết luận: 
- Trầm tích Oligocen có tướng đầm hồ được xác định là đá mẹ 
quan trọng tồn tại trong khu vực nghiên cứu. Đá mẹ chủ yếu chứa 
kerogen loại II và hỗn hợp loại II/III, hàm lượng VCHC từ trung 
bình đến tốt, đạt mức trưởng thành sớm đến cửa sổ tạo dầu, ở khu 
vực Đông Nam lô 106, hiện tại đá mẹ đã vào pha sinh khí ẩm. Khu 
vực đảo Bạch Long Vĩ đá mẹ Oligocen chứa chủ yếu kerogen loại 
II/I có khả năng sinh HC thuộc loại rất tốt, tuy nhiên chưa đạt mức 
trưởng thành. Đá mẹ Oligocen trải qua hai pha sinh dầu: Pha sớm 
nhất có thể từ 20 -14 tr.n.t, pha thứ hai từ 11-7 tr.n.t thay đổi theo 
từng vị trí khảo sát và biến đổi theo các đơn vị cấu trúc phân chia 
trong khu vực. Trong các trũng sâu, đá mẹ này hiện tại vẫn đang tiếp 
tục sinh dầu khí. 
- Dầu chứa trong đá móng ở GK 106-HR có nguồn gốc VCHC 
phân hủy từ rong tảo, sống trong môi trường hồ. Các mẫu dầu ở mỏ 
Hàm Rồng phân tích cho kết quả dấu hiệu nhận diện sinh học tương 
ứng với các mẫu chất chiết thu được từ đá mẹ Oligocen ở khu vực 
nghiên cứu. 
- Kết quả phân tích địa hóa các mẫu sét Miocen, và sét cổ 
trước Kainozoi trong khu vực nghiên cứu cho thấy chúng chưa được 
coi là đá mẹ sinh dầu khí. 
- Nghiên cứu lịch sử tiến hóa trầm tích Oligocen và khôi phục 
lịch sử kiến tạo cho thấy hoạt động nén ép, nghịch đảo xảy ra trong 
khu vực làm một lượng lớn trầm tích bị bóc mòn từ cuối Oligocen 
đến cuối Miocen muộn như quan sát thấy ở phía nam đảo Bạch Long 
Vĩ. Đây là yếu tố gây nên rủi ro cho thời gian di cư và thời gian hoàn 
thiện bẫy không phù hợp cho hệ thống dầu khí ở khu vực nghiên cứu. 
24 
- Trên cơ sở kết quả nghiên cứu mức độ trưởng thành của đá 
mẹ, đặc điểm di cư HC và các thông số khác của hệ thống dầu khí đã 
cho phép áp dụng có hiệu quả các phương pháp xác suất trong phân 
tích rủi ro, thành lập được các bản đồ phân vùng triển vọng cho khu 
vực ngoài khơi Đông Bắc bể Sông Hồng. Kết quả cho thấy đới triển 
vọng cao nhất nằm ở khu vực bán địa hào Thủy Nguyên, tiếp đến là 
khu vực gần địa hào Kiến An thuộc đới móng Chí Linh. Các khu vực 
rìa Tây Bắc lô 102 và phía Nam đảo Bạch Long Vĩ được cho là đới 
kém triển vọng. 
Từ các kết quả nghiên cứu đã nói ở trên, nghiên cứu sinh có 
kiến nghị: 
1) Để nâng cao hiệu quả đánh giá đá mẹ cần tiếp tục các nghiên 
cứu phân tích địa hóa cho các vỉa sét cổ trước KZ cũng như tăng 
cường lượng mẫu phân tích cho các vỉa sét thuộc lát cắt KZ. 
2) Nghiên cứu thêm về địa nhiệt và cổ nhiệt độ nhằm chính xác 
hóa thời gian sinh và di cư dầu khí. 
3) Bổ sung nghiên cứu đồng vị lưu huỳnh và cacbon cũng như 
phân tích Biomarker cho các mẫu lưu thể vỉa. 
4) Cần có giếng khoan thông số có mẫu lõi, xác định tuổi tuyệt 
đối và tổ hợp ĐVLGK đầy đủ để chính xác hóa toàn bộ lát cắt KZ 
tiến tới chính xác hóa mô hình địa chất khu vực nghiên cứu. 
5) Cần nghiên cứu đầy đủ hơn các đối tượng bẫy địa tầng để 
chính xác hóa tiềm năng dầu khí khu vực ngoài khơi Đông Bắc bể 
Sông Hồng. 
6) Tái xử lý tài liệu địa chấn kết hợp khu vực lô 102-106 với lô 
hợp đồng MVHN02, 103-107, và 100-101/4 nhằm nâng cao hiệu quả 
phân tích rủi ro của hệ thống dầu khí cho khu vực. 
25 
DANH MỤC CÔNG TRÌNH KHOA HỌC 
CỦA TÁC GIẢ LIÊN QUAN ĐẾN LUẬN ÁN 
1. Trần Hữu Thân, Trần Châu Giang,Trần Nhật Dũng, Nguyễn Đình 
Tỵ, Nguyễn Trọng Tín, Ngọ Văn Hưng, 2005, Vai trò và ảnh hưởng 
của pha nén Miocen giữa đến tiềm năng dầu khí khu vực Tây Nam 
đứt gẫy Vĩnh Ninh, Tuyển tập Báo cáo Hội nghị khoa học công nghệ 
30 năm thành lập Tổng Công ty Dầu khí Việt Nam, tr. 228-238. 
2. Trần Châu Giang và nnk, 2006, Hoạt động dầu khí và địa chất các bể 
trầm tích Kainozoi chính của Việt Nam, Báo cáo tổng kết nhiệm vụ 
nghiên cứu hợp tác VIP- KIGAM (Viện nghiên cứu khoa học trái đất 
và tài nguyên khoáng sản Hàn Quốc). Lưu trữ Viện Dầu khí Việt 
Nam. 
3. Trần Châu Giang và nnk, 2007, Đặc điểm địa chất và tiềm năng dầu 
khí bể Sông Hồng. Báo cáo tổng kết nhiệm vụ nghiên cứu hợp tác 
VPI-NIPPON OIL. Lưu trữ Viện Dầu khí Việt Nam. 
4. Phan Tiến Viễn, Nguyễn Trọng Tín, Hoàng Ngọc Đang, Trịnh Xuân 
Cường, Nguyễn Anh Đức, Trần Châu Giang và nnk, 2012, Đánh giá 
tiềm năng dầu khí trên vùng biển và thềm lục địa Việt Nam, thuộc 
“Đề án tổng thể về điều tra cơ bản và quản lý tài nguyên môi trường 
biển đến năm 2010, tầm nhìn đến năm 2020” được Thủ tướng Chính 
phủ phê duyệt ngày 01 tháng 3 năm 2006 theo Quyết định số 
47/2006/QĐ-TTg., Lưu trữ Viện Dầu khí Việt Nam. 
5. Trần Châu Giang, 2008, Tìm hiểu nguồn gốc khí CO2 trong các vỉa 
dầu khí ở thềm lục địa Việt Nam, Tuyển tập Báo cáo Hội nghị khoa 
học công nghệ 30 năm thành lập Viện Dầu khí Việt Nam, tr. 433-
443. 
6. Trần Châu Giang, Lê Tuấn Việt, Mai Thanh Tân, 2010, Tìm hiểu 
nguồn gốc H2S trong dầu thô cấu tạo Yên Tử - Hạ Long, Tạp chí Dầu 
khí số tháng 11/2010, tr. 35-38. 
7. Trần Châu Giang 2013, Phân tích rủi ro trong đánh giá hệ thống dầu 
khí, Tạp chí Dầu khí số tháng 7 năm 2013, tr. 19-25. 
8. Trần Châu Giang, 2013, Ứng dụng định lý Bayer trong tính xác suất 
điều kiện cho các đối tượng triển vọng phụ thuộc lẫn nhau, Tạp chí 
Dầu khí số tháng 12 năm 2013, tr. 48-53. 
26