Tiem Nang Dau Khi Be Cuu Long

Dự án “Đánh giá tiềm năng dầu khí trên biển và thềm lục địa Việt Nam”
Đề tài nhánh “Đánh giá tiềm năng dầu khí bể Cửu Long”
MỞ ĐẦU
Trong những năm qua, dầu khí luôn là nguồn năng lượng đóng vai trò quan
trọng trong sự phát triển kinh tế ở mỗi quốc gia trong đó có Việt nam. Hiện tại và
tương lai, nhu cầu về dầu khí cho các nghành công nghiệp của nước ta là rất lớn. Ở các
bể trầm tích thuộc thềm lục địa của Việt nam, ngoài các mỏ đã và đang đưa vào khai
thác, các phát hiện mới, còn tồn tại nhiều cấu tạo triển vọng cần được đánh giá.
Bể trầm tích Cửu long là một trong 7 bể trầm tích ở thềm lục địa và được đánh giá
là bể chứa dầu khí quan trọng nhất cho tới thời điểm hiện tại của nước ta. Tính đến cuối
năm 2010 tại bể trầm tích Cửu long đã phân ra 18 lô hợp đồng, đã khảo sát với khối
lượng rất lớn về địa chấn 2D và 3D, khoan tổng cộng hơn 500 giếng khoan thăm dò,
thẩm lượng và khai thác, phát hiện tổng cộng 18 mỏ trong đó có 11 mỏ đang được khai
thác (Bạch Hổ, Sư Tử Đen, Cá Ngừ Vàng, Rồng…) với tổng sản lượng khai thác cộng
dồn đạt 344.8 triệu m3 dầu quy đổi. Ngoài ra tại đây còn tồn tại rất nhiều các phát hiện
và cấu tạo tiềm năng đang được tiến hành thẩm lượng và thăm dò.
Để có phương hướng đảm bảo an toàn năng lượng lâu dài cho sự phát triển của
đất nước, Bộ Tài Nguyên và Môi Trường đã giao cho Viện Dầu Khí nhiệm đánh giá
tổng thể tiềm năng dầu khí các bể trầm tích, thềm lục địa Việt nam trong đó có bể Cửu
long.
Thực hiện nhiệm vụ được giao, trên cơ sở thống kê, minh giải, phân tích và
tổng hợp một khối lượng lớn các tài liệu như: Địa chấn, mẫu bùn khoan, mẫu sườn,
mẫu lõi, Mudlog, Địa vật lý giếng khoan, thử vỉa và các kết quả nghiên cứu trước đây,
đề tài đã giải quyết được các nội dung chính như:
- Thành lập bộ bản đồ cấu trúc theo thời gian và theo độ sâu cho các mặt từ nóc
móng trước Đệ Tam cho tới Miocen trên.
- Thành lập bộ bản đồ đẳng dầy cho các tập E, D, C, BI, BII và BIII.
- Hệ thống hóa cấu trúc địa chất, lịch sử phát triển, địa tầng của bể.
- Tổng hợp, đánh giá hệ thống dầu khí.
- Thống kê trữ lượng dầu khí tại chỗ của các mỏ, các phát hiện và đánh giá tiềm
năng dầu khí tại chỗ của các cấu tạo triển vọng.
- Phân vùng triển vọng và đề xuất phương hướng tìm kiếm thăm dò tiếp theo ở
bể Cửu long.
Cho tới nay, đề tài đã được hoàn thành với các mục tiêu đề ra. Trong quá trình
thực hiện, tập thể tác giả đã nhận được nhiều ý kiến quý báu thông qua các Hội thảo
1
khoa học từ các chuyên gia, cố vấn khoa học, cộng tác viên của Ban Khoa học Công
nghệ, Ban Tìm kiếm Thăm dò - Tập đoàn dầu khí Việt nam, Hội Dầu khí…,
Vietsovpetro, PVEP và lãnh đạo, đồng nghiệp, các phòng, ban chức năng của Viện dầu
khí và Trung tâm tìm kiếm thăm dò và khai thác dầu khí. Nhân dịp này, tập thể tác giả
xin được bày tỏ lòng cám ơn chân thành tới các cá nhân và tập thể nêu trên đã có
những đóng góp quan trọng, góp phần cho sự thành công của đề tài .
2
CHƯƠNG I: TỔNG QUAN VÙNG NGHIÊN CỨU VÀ

CƠ SỞ TÀI LIỆU
I.1 Đặc điểm địa lý tự nhiên
I.1.1. Vị trí địa lý
Bể trầm tích Kainozoi Cửu Long nằm ở vị trí có toạ độ địa lý trong khoảng
9 00 - 11o00’ vĩ độ Bắc và 106 o30’ - 109o00’ kinh độ Đông, nằm chủ yếu trên thềm
o ’
lục địa phía Nam Việt Nam và một phần đất liền thuộc khu vực cửa sông Cửu Long.
Bể có hình bầu dục, nằm dọc theo bờ biển Vũng Tàu – Bình Thuận. Bể Cửu Long
được xem là bể trầm tích Kainozoi khép kín điển hình của Việt Nam. Tuy nhiên, nếu
tính theo đường đẳng dày trầm tích 1000m thì bể có xu hướng mở về phía ĐB, phía
Biển Đông hiện tại. Bể Cửu Long tiếp giáp với đất liền về phía Tây Bắc, ngăn cách với
bể Nam Côn Sơn bằng đới nâng Côn Sơn, phía TN là đới nâng Khorat- Natuna và phía
ĐB là đới cắt trượt Tuy Hòa ngăn cách với bể Phú Khánh. Bể có diện tích khoảng
36.000 km 2, bao gồm các lô: 01&02, 01&02/97, 15-1/01, 15-1/05, 15-2, 15-2/10; 16-
1/03, 16-1, 16-2, 09-1, 09-2, 09-2/09, 09-3, 17 và một phần của các lô: 127, 01&02/10,
25 và 31 (Hình 1.1).
Hình 1.1: Vị trí bể Cửu Long

I.1.2. Điều kiện tự nhiên:
Tại bể trầm tích Cửu Long, khí hậu đặc trưng cho vùng xích đạo và chia làm
hai mùa rõ rệt: mùa khô (từ tháng 11 đến tháng 4 năm sau) và mùa mưa (từ tháng 5
đến tháng 10). Nhiệt độ trung bình trên bề mặt vào mùa mưa là 27 0-280C, mùa khô là
290-300C. Tại độ sâu 20 m nước, vào mùa mưa nhiệt độ trung bình là 260-270C và mùa
khô là 280-290C. Nhìn chung khí hậu khô ráo, độ ẩm trung bình 60%.
3
Bể Cửu Long có hai chế độ gió mùa. Chế độ gió mùa Đông đặc trưng bởi gió
mùa Đông Bắc từ đầu tháng 11 năm trước đến cuối tháng 3 năm sau với ba hướng gió
chính: Đông Bắc, Đông và Đông Đông Bắc. Vào tháng 12 và tháng 1, hướng gió
Đông Bắc chiếm ưu thế, còn tháng 3 thì hướng gió Đông chiếm ưu thế. Đầu mùa tốc
độ gió trung bình và cực đại thường nhỏ, sau đó tăng dần lên và lớn nhất vào tháng 1
và tháng 2. Gió mùa hè đặc trưng bởi gió mùa Tây Nam, kéo dài từ cuối tháng 5 đến
giữa tháng 9 với các hướng gió ưu thế là Tây Nam và Tây Tây Nam. Ngoài ra, còn hai
thời kỳ chuyển tiếp từ đầu tháng 4 đến cuối tháng 5 (chuyển từ chế độ gió mùa Đông
Bắc sang chế độ gió mùa Tây Nam) và từ tháng 9 đến đầu tháng 11 và 12 có nhiều khả
năng xảy ra bão. Bão thường di chuyển về hướng Tây hoặc Tây Nam. Tốc độ gió
mạnh nhất trong vòng bão đạt tới 50 m/s. Trong 80 năm qua chỉ xảy ra bốn cơn bão
(trong đó cơn bão số 5 năm 1997 gần đây nhất).
Chế độ sóng ở khu vực này mang tính chất sóng gió rõ rệt. Giữa mùa Đông,
hướng sóng Đông Bắc chiếm ưu thế gần tuyệt đối với độ cao sóng đạt giá trị cao nhất
trong cả năm. Tháng 1 năm 1984, độ cao của sóng đạt cực đại tới 8 m ở khu vực vòm
Trung Tâm mỏ Bạch Hổ. Vào mùa Đông hướng sóng ưu thế là Đông Bắc, Bắc Đông
Bắc và Đông Đông Bắc. Vào mùa hè, hướng sóng chính là Tây Nam (hướng Tây và
Đông Nam cũng xuất hiện với tần xuất tương đối cao).
Dòng chảy được hình thành dưới tác động của gió mùa ở vùng biển Đông.
Hướng và tốc độ dòng chảy xác định được bằng hướng gió và sức gió.
I.2 Lịch sử tìm kiếm thăm dò và khai thác dầu khí
Quá trình tìm kiếm thăm dò và khai thác (TKTD & KT) dầu khí được bắt đầu
từ những năm trước 1975 với các hoạt động khảo sát, thăm dò khu vực. Cho đến thời
điểm hiện nay, quá trình tìm kiếm thăm dò và khai thác dầu khí đã phát triển mạnh mẽ
tại tất cả các bể trầm tích thuộc thềm lục địa Việt Nam. Căn cứ vào mốc lịch sử và kết
quả TKTD&KT dầu khí, có thể chia lịch sử TKTD&KT ở khu vực này thành 4 giai
đoạn như sau :
I.2.1. Giai đoạn trước năm 1975
Giai đoạn trước năm 1975 là giai đoạn tạo nền tảng phát triển cho quá trình tìm
kiếm thăm dò và khai thác dầu khí. Thời kỳ này bắt đầu khảo sát địa vật lý mang tính
chất khu vực như từ, trọng lực và địa chấn để phân chia các lô, chuẩn bị cho công tác
đấu thầu và ký kết các hợp đồng dầu khí.
Năm 1967: văn phòng US Navy Oceanographic đã đo ghi, khảo sát từ hàng
không.
Năm 1967-1968: đã đo ghi 19.500 km tuyến địa chấn ở phía Nam Biển Đông,
trong đó có tuyến cắt qua bể Cửu Long.
Năm 1969: đo địa vật lý biển bằng tàu N.V.Robray I do công ty Ray
Geophysical Mandrel đo ở vùng thềm lục địa Miền Nam và vùng phía Nam của Biển
Đông với tổng số 3.482 km tuyến trong đó có tuyến cắt qua bể Cửu Long
4
Năm 1969: US Navy Oceanographic cũng tiến hành đo song song 20.000 km
tuyến địa chấn bằng hai tàu R/V E.V Hunt ở vịnh Thái Lan và phía Nam Biển Đông
trong đó có tuyến cắt qua bể Cửu Long.
Đến đầu năm 1970, Công ty Ray Geophysical Mandrel lại tiến hành đo đợt hai
ở Nam Biển Đông và dọc bờ biển 8.639 km tuyến địa chấn 2D với mạng lưới 30x50
km, kết hợp với khảo sát từ, trọng lực và hàng không trong đó có tuyến cắt qua bể
Cửu Long.
Năm 1973-1974: đã đấu thầu trên 11 lô, trong đó có 3 lô thuộc bể Cửu Long là
lô 09, lô 15 và lô 16.
Năm 1974: Công ty Mobil trúng thầu trên lô 09 và tiến hành khảo sát địa vật lý,
chủ yếu là địa chấn phản xạ, cùng với từ và trọng lực với khối lượng là 3.000 km
tuyến. Cuối năm 1974 và đầu năm 1975, Công ty Mobil đã khoan giếng khoan tìm
kiếm đầu tiên BH-1X trong bể Cửu Long ở phần đỉnh của cấu tạo Bạch Hổ. Kết quả
thử vỉa tại đối tượng cát kết Miocen dưới ở chiều sâu 2.755-2.819m đã cho dòng dầu
công nghiệp, lưu lượng dầu đạt 342m3/ngày. Kết quả này đã khẳng định triển vọng và
tiềm năng dầu khí của bể Cửu Long.
I.2.2. Giai đoạn 1975-1980
Năm 1976, được đánh dấu bằng việc công ty địa vật lý CGG của Pháp đã tiến
hành khảo sát 1.210,9 km theo các con sông của đồng bằng sông Cửu Long và vùng
ven biển Vũng Tàu-Côn Sơn. Kết quả xác định được các tầng phản xạ chính: từ CL 20
đến CL 80 và khẳng định sự tồn tại của bể Cửu Long với một lát cắt dày của trầm tích
Đệ Tam .
Năm 1978, Công ty Geco của Nauy đã thu nổ 11.898,5 km tuyến địa chấn 2D
trên các lô 09, 10, 16, 19, 20, 21 và làm chi tiết trên cấu tạo Bạch Hổ với mạng lưới
tuyến 2x2 km và 1x1 km. Riêng đối với lô 15, Công ty Deminex đã hợp đồng với
Geco khảo sát 3.221,7 km tuyến địa chấn với mạng lưới 3,5x3,5 km trên lô 15 và cấu
tạo Cửu Long (nay là Rạng Đông). Căn cứ vào kết quả minh giải tài liệu địa chấn này
Deminex đã khoan 4 giếng khoan tìm kiếm trên các cấu tạo triển vọng nhất là Trà Tân
(15-A-1X), Sông Ba (15-B-1X), Cửu Long (15-C-1X) và Đồng Nai (15-G-1X). Kết
quả khoan đã cho thấy các giếng này đều gặp các biểu hiện dầu khí trong cát kết tuổi
Miocen sớm và Oligocen, nhưng với dòng dầu yếu, không có ý nghĩa công nghiệp.
I.2.3. Giai đoạn 1980- 1988
Đây là giai đoạn mà công tác tìm kiếm, thăm dò dầu khí ở thềm lục địa Việt
Nam triển khai rộng khắp, nhưng tập trung chủ yếu vào một đơn vị là xí nghiệp liên
doanh dầu khí Việt - Xô. Năm 1980 tàu nghiên cứu POISK đã tiến hành khảo sát
4.057 km tuyến địa chấn điểm sâu chung, từ và 3.250 km tuyến trọng lực. Kết quả của
đợt khảo sát này đã phân chia ra được tập địa chấn B (CL4-1, CL4-2), C (CL5-1), D
(CL5-2), E (CL5-3) và F (CL6-2), đã xây dựng được một số sơ đồ cấu tạo dị thường từ
và trọng lực Bouguer.
5
Năm 1981 tàu nghiên cứu Iskatel đã tiến hành khảo sát địa vật lý với mạng lưới
2x2,2 - 3x2-3 km địa chấn MOB-ORT-48, trọng lực, từ ở phạm vi lô 09, 15 và 16 với
tổng số 2.248 km.
Năm 1983-1984 tàu viện sĩ Gamburxev đã tiến hành khảo sát 4.000 km tuyến
địa chấn để nghiên cứu phần sâu nhất của bể Cửu Long.
Trong thời gian này xí nghiệp liên doanh dầu khí Việt - Xô đã khoan 4 giếng
trên các cấu tạo Bạch Hổ và Rồng: R-1X, BH-3X, BH-4X, BH-5X và giếng khoan
TĐ-1X trên cấu tạo Tam Đảo. Trừ giếng khoan TĐ-1X, tất cả 4 giếng còn lại đều phát
hiện vỉa dầu công nghiệp từ các vỉa cát kết Miocen dưới và Oligocen (BH-4X).
Cuối giai đoạn 1980-1988 được đánh dấu bằng việc Vietsovpetro đã khai thác
những tấn dầu đầu tiên từ hai đối tượng Miocen, Oligocen dưới của mỏ Bạch Hổ vào
năm 1986 và phát hiện ra dầu trong đá móng granite nứt nẻ vào tháng 9 năm 1988.
I.2.4. Giai đoạn 1988- ngày nay
Giai đoạn từ năm 1988 cho tới ngày nay là giai đoạn phát triển mạnh mẽ nhất
của công tác tìm kiếm, thăm dò và khai thác dầu khí ở bể Cửu Long. Song song với đó
với sự ra đời của Luật Đầu tư nước ngoài và Luật Dầu khí, hàng loạt các công ty dầu
nước ngoài đã ký hợp đồng phân chia sản phẩm hoặc cùng đầu tư vào các lô mở và có
triển vọng tại bể Cửu Long.
Triển khai các hợp đồng đã ký về công tác khảo sát địa vật lý thăm dò, các công
ty dầu khí đã ký hợp đồng với các công ty dịch vụ khảo sát địa chấn có nhiều kinh
nghiệm trên thế giới như: CGG, Geco-Prakla, Western Geophysical Company, PGS
v.v. Hầu hết các lô trong bể đã được khảo sát địa chấn tỉ mỉ không chỉ phục vụ cho
công tác thăm dò mà cả cho việc chính xác mô hình vỉa chứa. Khảo sát địa chấn 3D
được tiến hành trên hầu hết các diện tích có triển vọng và trên tất cả các vùng mỏ đã
phát hiện.
Trong lĩnh vực xử lý tài liệu địa chấn 3D có những tiến bộ rõ rệt khi áp dụng
quy trình xử lý dịch chuyển thời gian và độ sâu trước cộng (PSTM, PSDM).
Năm 2001, Vietsovpetro đã kỷ niệm khai thác tấn dầu thô thứ 100 triệu. Đây là
một dấu ấn quan trọng trong bước tiến của ngành công nghiệp dầu khí Việt Nam.
Cho đến hết năm 2003, tổng số giếng khoan thăm dò, thẩm lượng và khai thác
đã khoan ở bể Cửu Long khoảng 300 giếng, trong đó riêng Vietsopetro chiếm 70 %.
Bằng kết quả khoan, nhiều phát hiện dầu khí đã được phát hiện: Rạng Đông (lô
15-2), Topaz North, Diamond, Pearl, Emerald (lô 01), Cá Ngừ Vàng (lô 09-2), Voi
Trắng (lô 16-1), Đông Rồng, Đông Nam Rồng (lô 09-1). Trong số phát hiện tính đến
năm 2005 đã có năm mỏ dầu: Bạch Hổ, Rồng (bao gồm cả Đông Rồng và Đông Nam
Rồng), Rạng Đông, Sư Tử Đen, Hồng Ngọc được khai thác với tổng sản lượng đạt
khoảng 45.000 tấn/ngày. Tổng lượng dầu đã thu hồi từ 5 mỏ kể từ khi đưa vào khai
thác cho đến đầu năm 2005 là khoảng 170 triệu tấn.
6
Tính đến cuối năm 2010 tại bể trầm tích Cửu Long đã phân ra 18 lô hợp đồng,
khoan tổng cộng hơn 500 giếng khoan thăm dò, thẩm lượng và khai thác, phát hiện
tổng cộng 18 mỏ trong đó có 11 mỏ đang được khai thác(Bạch Hổ, Sư Tử Đen, Cá
Ngừ Vàng, Rồng…) với tổng sản lượng khai thác cộng dồn đạt 344.8 triệu m3 dầu quy
đổi, nhiều phát hiện và các cấu tạo triển vọng (hình 1.2)
Tuyế n địa chấn
Hình 1.2: Sơ đồ các mỏ dầu, khí, các phát hiện trong bể Cửu Long
I.3. Cơ sở tài liệu

I.3.1. Tài liệu địachấn
Hoạt động dầu khí trên khu vực Bể Cửu Long là rất sôi động. Tại hầu hết các lô
trong bể đã được khảo sát địa chấn 2D với mật độ tuyến 30km x 50km; 4km x 4km
hoặc dày hơn. Tại một số lô có phát hiện dầu khí , đặc biệt là trên phần diện tích của
các mỏ đã tiến hành khảo sát địa chấn 3D (Hình 1.3). Khối lượng tài liệu địa chấn
khảo sát ở bể Cửu Long phục vụ cho nghiên cứu này được trình bày ở các bảng 1.1 và
bảng 1.2
7
Bảng 1.1: Các khảo sát địa chấn 2D

Chiều dài
Tên khảo sát (km)
De74_15 4.139,50
De78_15 3.270,90
Eo89_17 2.349,00
Eo94_17 384,00
JV95_15_2 519,50
Mo74_cl 6.252,20
Pn91_01 7.048,50
Pn93_01 5.356,00
Pn95_01 3.362,40
Pv78_cl 4.974,70
Vinhchau_25_31 1.914,70
Vs81_15 873,80
Vs84_cl 4.064,30
Vs85_BH 553,40
Vs87_1 1.340,90
Vs87_bd 959,50
Vs87_td 206,90
Vs88_9bh 312,60
Vs93_9 1.174,00
Vs96_9r 249,00
PK03 7.006,31
Tổng 56.312,11
Bảng 1.2 : Các khảo sát địa chấn 3D
Diện tích
Tên khảo sát (Km2)
VS92-BH-3D 332,465
VS93-96-DR-3D 425,985
CL99_15-1 900,144
PNAS95-3D 357,992
VSP07_04.3C_3D 218,8
CL_LS04_15_1_01_97_3D 765,8
CUULONG01_15_1_3D 400,00
HOANVU01_09_2_3D 650,00
THANGLONG05_15_2_3D 1.210,35
VSP03_09_1_3D 81,30
VSP04_17_3D 460
VRJ02_09_3_SOI_3D 277,5
8
VRJ02_09_3_DOIMOI_3D 121,5
HOANGLONG_CONOCO00_16_1_1 1336
PHUQUY08_15_1_3D 1716
PHUQUY08_16_2_3D 1716
THANGLONG08_15_2_3D 686,5
Tổng 11.656,34
Các khảo sát địa chấn tại bể Cửu Long bắt đầu từ những năm 1970 của công ty
Ray Geophysical Mandrel dọc bờ biển với mạng lưới 30x50km. Khảo sát năm 1974
của Mobil tại lô 09 với mạng lưới 8x8km. Năm 1978 công ty Geco (Na Uy) thu nổ địa
chấn 2D trên lô 09, 16, với tổng số 11898,5 km và làm chi tiết trên cấu tạo Bạch Hổ
với mạng lưới tuyến 2 x 2 và 1x1 km. Riêng đối với lô 15, công ty Deminex đã hợp
đồng với Geco khảo sát địa chấn với mạng lưới 3,5 x 3,5 km trên lô 15 và cấu tạo Cửu
Long (nay là Rạng Đông). Từ năm 1989 đến nay đã có thêm rất nhiều các khảo sát 3D
trên hầu hết các diện tích có triển vọng và trên tất cả các vùng mỏ đã phát hiện.
Các tài liệu này do các công ty thu nổ tại các thời điểm khác nhau trên các hệ
định vị khác nhau đã được chuyển đổi về cùng một hệ định vị chung là SPHERIOD
WGS 84, hệ chiếu TM kinh tuyến 1080E. Khi qui đổi về cùng một hệ tọa độ, nhìn
chung các loạt tài liệu này không bị sai lệch về pha cũng như thời gian nên không gây
khó khăn cho quá trình liên kết. Các khảo sát liệt kê trên có chiều sâu thu nổ thay đổi
từ 5s (Mandrel, Pn91_01, Pn93_01, Pn95_01…); 6s (CuuLong, Pv78_cl…) cho tới 7s
(PK03…) và chất lượng từ kém đến tốt.
Nhìn chung khảo sát địa chấn 2D và 3D đáp ứng được mục tiêu của công tác
tìm kiếm thăm dò. Công tác xử lý và minh giải tài liệu địa chấn đã được hoàn thiện.
Các xử lý đặc biệt (PSDM, CBM) được sử dụng phổ biến là cơ sở làm nâng cao chất
lượng minh giải tài liệu địa chấn, góp phần chính xác hóa tiềm năng dầu khí ở khu vực
này.
9
Hình 1.3: Sơ đồ tuyến khảo sát địa chấn của bể Cửu Long
Ngoài các tài liệu địa chấn nêu trên, các bản đồ cấu trúc do nhà thầu dầu khí
thành lập ở từng lô cũng đã được sử dụng nhằm tham khảo trong quá trình minh giải
cũng như ghép nối thành bản đồ cấu trúc cho cả bể.
1.3.2. Tài liệu giếng khoan
Trong khu vực nghiên cứu, một lượng lớn các loại mẫu như mẫu thạch học, cổ
sinh, địa hóa và mẫu lõi đã được lấy và phân tích. Cùng với đó là các tài liệu giếng
khoan (tổ hợp các đường cong các địa vật lý giếng khoan, master log và thử vỉa) rất
đầy đủ và chi tiết trong từng lô, từng giếng. Số lượng mẫu sử dụng cho đề tài này được
trình bày trong các bảng 1.3 đến 1.8. Nhìn chung các tài liệu này có chất lượng tốt.
Cùng với tài liệu địa chấn, đây là nguồn tài liệu quan trọng và cơ bản, đặc biệt là tài
liệu mudlog, mẫu lõi, Địa vật lý giếng khoan, và thử vỉa, quyết định con số tính trữ
lượng dầu khí tại chỗ và tiềm năng.
1.3.3. Tài liệu khác
Bên cạnh tài liệu địa chấn và tài liệu giếng khoan, các báo cáo tính trữ lượng
dầu khí tại chỗ của các mỏ đã được chính phủ phê duyệt, báo cáo tính trữ lượng dầu
khí tại chỗ của các phát hiện đã được nhà thầu đánh giá, các nghiên cứu đánh giá tiềm
năng dầu khí của bể từ trước đến nay cũng là nguồn tài liệu phục vụ cho nội dung
nghiên cứu của đề tài này (bảng 1.9).
10
Bảng 1.3: Thống kê tài liệu mẫu và tài liệu giếng khoan theo lô
Tổ hợp các Thử
Số lượng mẫu thạch Số lượng Master
Lô đường cong vỉa
học mẫu lõi Log
ĐVLGK (DST)
AO10, AO30,
1. Lát mỏng 510
AO90, CAL
15-1 299 X DRHO, DTCO, X
2. XRAY 380
ECGR
3. SEM 109 NPHI, RHOM, PE
GR, SP, CALI,
1. Lát mỏng 55
LLD
15-2 2. XRAY 27 32 X LLS, CNL, RHOB X
3. SEM 30 DT, PEF
AO10, AO30,
1. Lát mỏng 577
AO90, CAL
16-1 589 X DRHO, DTCO, X
2. XRAY 801
ECGR
1. Lát mỏng 38 GR, SP, HGK, BK
16-2 2. XRAY 38 X Res, DT, A2M5 X
3. SEM 38 CAL, GRC
GR, CAL, SP,
1. Lát mỏng 187
AK, BK
09 2. XRAY 32 113 X MBK. LLD, NPHI X
3. SEM 11 RHOB
AO10, AO30,
1. Lát mỏng 105
AO90, CAL
01&02 130 X DRHO, DTCO, X
2. XRAY 105
ECGR
AO10, AO30,
1. Lát mỏng 146
AO90, CAL
01&02/97 - X DRHO, DTCO, X
2. XRAY 146
ECGR
GR, SP, LLD,
1. Lát mỏng 5
LLS
17 2. XRAY - - - MSFL, DT X
3. SEM -
11
Bảng 1.4: Thống kê tài liệu mẫu và tài liệu giếng khoan theo tập
Tổ hợp các
Số lượng mẫu thạch học Số lượng Master đường
Tập
mẫu lõi Log cong
Lát mỏng XRD SEM ĐVLGK
BII 20 10 20 GR, AO 10,
AO 90, DT,
BI 596 312 132 300 NPHI,
C 181 129 40 210 RHOB,
D 98 107 33 161 CAL, PE,
LLSC,
E 121 140 37 242 RHOM,
X
RMLL, SFR
F 67 72 25 107 10C, SFR
50C, CNC,
ZDEN, CR,
Móng 310 - - 30 SP, FMI, S
40C, S30C,
S12C
Bảng 1.6 Mẫu phân tích địa hóa
Số lượng mẫu Số lượng mẫu

GK GK
phân tích RE phân tích RE
Diamond-1 37
Emerald-1 17 15-2-GD-1X 56
Pearl-1 9 15-A-1X 21
Ruby-1 4 15-B-1X 20
Ruby-2 7 15-C-1X 16
Ruby-3 6 R-2 14
15-1-ST 20 R-3 30
15-1-SD-1X 19 R4 37
15-1-SD-2X 16 16-2-BG 12
15-2-PD-1X 18 16-2-TD 24
15-2-RD-1X 102 16-VV-1X 38
15-2-RD-2X 18 16-1-NO 21
15-2-RD-3X 20 16-1-TGT 63
15-2-RD-4X 11 16-2-BD 56
15-2-RD-5X 8 16-2-BV-1X 34
15-2-RD-6X 20 17-DD-1X 14
15-2-VD-
63 17-VT 47
1XR
12
Bảng 1.5 Mẫu phân tích thạch học

Số mẫu đã Khoảng độ Số mẫu Số mẫu Số mẫu
STT Tên giếng khoan
phân tích sâu thạch học XRD SEM
1 15-2-VD-2X 39 3300-4000 39 39
2 15-2-VD-2X 22 3335-3960 22 22
3 PV-XT-1X 13 400-1805.0 13 13
4 15-2-VD-1XR 12 3120-3380 12 12
5 15-2-RD-11P 33 3700-4546 33 33
6 Ruby 10PL 7 3080-3535 7
7 15-2-RD-12P 48 3470.0-4170.0 48 48
8 15-1-SD-1X 64 1650-2495 59 41 9
9 15-1-SD-1X 35 2510-3011 35 22
10 16-1-TGC-1X 22 2125-3670 22 19 10
11 16-1-TGV-1X 46 2170-3900 46 46 7
12 16-1-TGX-1X 34 2140-3500 34 34 6
2748.68-
13 15-2/01/HST-1X 21 3057.84 21 16 16
14 02/97-TL-2X 34 1775.5-2290 34 22 20
15 02/97-DD-1X 55 1425-2180 55 32 22
2191.21-
16 Diamond-3X 9 2205.13 9
17 Jade-2XST 31 1965.5-3792.0 31 4
18 15-1-SD-6X 3 1740-1780 3 3 3
19 16.1-TGH-1X 16 2185-3665 16 16 4
01- Moonstone-
20 1X/1XST1 10 2994.0-4520.0 10
21 16.1-TGD-1X 35 3190- 4620 35 35 14
22 15-1-SN-2X 17 2790-3300 17 6
23 15.1-SV-4X 6 3380-3407 6 6
24 16.1-VN-1X 20 2340-3125 20 13
25 16.1-TGL-1X 46 2160-3695 46 46 23
26 01/97-HXS-1X 23 1855-3362 23 20 20
27 15-1-SN-1X 17 1595-3340 17
28 16.1-TGT-3X 47 2272-2854.05 47 22 4
29 15-1-ST-1X 53 2615-4425 53 30 30
30 15-2-RD-8X 17 3280-4275 17
31 15-2-RD-9X 24 2189-3253.5 24 24 24
32 15.2/01-HSD-2X 19 3456-3747 19 19
33 16-1-TGT-7X 42 2641-3415 42 24 21
34 01&02/97-HT-1X 49 1415-2505 49 24 24
35 02/97-DD-2X 37 1430.5-2157.0 37 31 31
36 15-2-RD-4X 9 2196.5-3124.0 9 9 9
37 15-2-RD-2X 16 3399-4090 16 16
38 Ruby-4X 29 1775.3-3123.3 29 7 6
39 15-2-RD-3X 12 3230-3540 12 12
40 15-2-RD-5X 6 2168.95-2184.8 6 6 6
41 Emerald-1X 27 3597-4084 27
42 Opal-1 9 1657.5-2189 9
43 15-2-PD-1X 15 2050-3049 15 15
44 09-2-CNV-1P-ST1 21 4005-4845 21
45 09-2-COD-1X 54 2280-4468 54 54 29
13
Bảng 1.7 Mẫu cổ sinh

Tên giếng Số mẫu đã Khoảng độ Số mẫu vi cổ sinh Tảo Số mẩu bào
STT
khoan phân tích sâu micropaleontology nanofosil tử phấn
1 PV-XT-1X 35 3300-4000 35 35 32
2 15-1-SD-3X 165 1600-2690 58 154
3 15-1-SD-2X-ST 137 1100-3135 64 137
4 15-1-ST-2X 145 1785-3003 65 145
5 BH-18 15 3160-3400 15 15 15
6 Rong-10 70 2274-4317 70 70 70
7 15-1-SD-4X 31 18 31
8 09-2-CNV-1X 117 1000-3721 117 117 117
9 16-1-NO-1X 54 1905-3065 54 54 54
10 15-1-SC-1X 79 1705-3080 26 79
11 16-2-BG-1X 92 1300-3370 18 18 92
12 15-1-SV-1X 69 1700-2840 24 69
13 15-1-SD-2P 170 1320-2620 52 170
14 16-1-VV-1X 81 1890-3440 81 81 81
15 09-2-COD-1X 168 600-4615 168 168 168
16 16-1-VT-1X 36 1620-2157 36 36 36
17 15-1-SV-2X 53 1700-2830 14 53
18 Rong-23 35 2740-3520 35 35 35
02/97-AmSW-
19 1X 37 1680-2245 37 37 37
20 15-1-SV-3X 27 2200-2980 27 27 27
21 15-2-PD-2X 42 2510-3330 42
22 09-3-SOI-2X 116 600-2279 112 112
23 02/97-DD-1X 33 1220-2048.2 33 33 33
24 15-1-SN-1X 45 1440-3367 15 15 45
25 15-1-ST-4X 83 2570-4880 83
26 02-Jade-2X/ST 43 1925-3685 43
01-Moonstone-
27 1X/ST 30 1730-4525 6 30
2120.5-
28 16-1-TGD-1X 161 3608.5 161 161 161
29 16.1-TGT-6X 99 2190-3437 99 99 99
30 16-1-VN-1X 56 1819-2655 56 56 56
31 16-1-TGH-1X 80 2115-3680 80 80 80
01/97-HD-1X-
32 ST 72 1465-3340 72 72 72
33 02-97-DD-2X 28 1322.5-2126 28 28 28
34 09.3-DM-3X 317 1600-3550 317
35 15.1-SN-2X 134 1572-3249 17 17 134
36 15.2-HSTT-1X 44 2119.8-3510 44 44 44
37 15.1-ST-NW-1X 35 1 35
1725.1-
38 Diamond-1 36 3503.1 6 36
39 Ruby-2 50 1810-3375 50 50
40 15-2-PD-1X 60 700-3130 60
41 Emerald 01-1X 61 810-3857 61 61
42 15-2-VD-1XR 117 690-3030 117 79
14
43 15-2-RD-1X 143 160-3090 143 85

1666.5-
44 01-B-1X 28 2702.2 28 28
45 15-2-GD-1X 85 2100-3720 85 85
46 Agate-1 5 1020-1419.5 2 2 5
Bảng 1.8 Thống kê tài liệu thử vỉa
Giếng khoan
Nhà Thầu
Năm
Lô
Khoảng thử vỉa
HOANGLONG 2841.5-2857.5
16.1 -TGT-5X 2006 DST#2
16-1 JOC 2862.5-2866.2
DST#1 3021.5-3053.5
THANH LONG 3098-3832
15-2/01 HSD-1X 2007 DST#1
JOC basment
3750-5401
DST#2
basment
2324-2340
DST#3
Miocen
3125-3137 ( Oligocen C
Lower)
15- 3023-3043 (Oligocen C
2/01 DST#1
Upper)
DST#2
THANH LONG 2781-2825 (Mi lower Bach Ho
15-2/01 HST-1X 2006 DST#3
JOC 5.2 lower)
DST#4
2739-2770 (Mi lower Bach Ho
DST#5
5.2 upper)
2569-2608 (Mi lower Bach Ho
5.1)
2864-2871 & 2881.5-2940
HST-1X ST-1 DST#1
( Mi lower Bach Ho 5.2 )
3455 - 3477.77
PCVL JADE-3X 2008 DST#2 3480.5 - 3496 ( Oligocen )
3590.5 - 3617
DST#1 3678 - 4133 ( Basment )
02 PCVL JADE-4X 2008 DST#1 3747-3762
3662-3667
3606-3611
3553-3559
3541.5-3547.5
JVPC PD-3X 2005 DST#1 3770-3921
DST#2 3473
15 - 2 JVPC 15-2-PD-4X 2005 DST#1 4320 - 3480
JVPC 15-2-RD-12X 2001 DST#1 2180
JVPC 15-2-RD-15X 2003 DST#1 3249
15
Granit Basement
PCVL 01-DM-2X 2006 DST#1
3292-3306 ( OL-E/F)
01
DST#2 2357-2383 ( OL-05)
DST#3 2138-2144 ( MI-70)
LS JOC 02/97-TL-3X 2008 DST#1 3690-2352
02/97
DST#2 2234-2244
15-1 CL JOC 15-1 SN-2X 2007 DST#1 3257m - 4283m
15- PVEP PHU QUY LDN-1X 2009 DST#1 3300-3657
1/05 DST#2 2950-3010
Thang Long JOC HSB-1X 2008 DST#1 2730-2767
15-
Thang Long JOC HSN-1X 2008 DST#1
2/01
HLJOC TGL-1X 2007 DST#1 2332-3120
HLJOC TGT-1X 2005 DST#2 4298
HLJOC TGT-2X 2006 DST#3 2666.5-2726.5
2817-2763.5
16-1
2944-2927
HLJOC TGT-3X 2006 DST#1 2827-2887
HLJOC TGT-4X 2006 DST#1 3343-3349.1
01-97- Ho Xam-
01/97 Lam Son JOC 2006 DST#1 3513-3550
1X
02-97- Dong Do -
Lam Son JOC 2007 DST#1 2056-2050
1X
2082-2076
DST#2 1828-1826
1836-1830
1840-1836
1855-1845
1869-1859
DST#3 1580-1574
02/97 1546-1540
1447-1441
02-97- Thang
Lam Son JOC 2007 DST#1 2214-2206
Long 2X
2206-2198
2190-2182
DST#2 2224-2217.9
2217.9-2216
DST#3 1970-1965
1857-1848
15-2 JVPC 15-2 PD-4X 2006 DST#1 3240-3480
Petronas Carigali Azurite 2X 2008 DST#1 2759-4669
01&02 DST#2 2736-2748
Petronas Carigali RB 14 XP-ST2 2006
CLJOC ST-4X 2006 DST#1 4681-4876
15-1
DST#2 3963-4205
HOANG LONG
16-1 16-1-TGH-1X 2007
JOC
CUU LONG JOC 15-1-SD-1X 2000 DST#1 2511-3015
15-1 2391-2393
DST#2 2400-2405
2411-2416
16
DST#3 2193-221-
1744-1756
CUU LONG JOC 15-1-SD-2X 2001 DST#1 3004-3866
2171-2176
DST#2
2184-2189
DST#3 1910-1890
15-1-SD-2XST DST#1 3151-3547
Bảng 1.9. Các báo cáo Trữ lượng đánh giá các lô, bể Cửu Long
STT Báo cáo
Tổng hợp, đánh giá cấu trúc địa chất và tiềm năng dầu khí lô 17-bồn
1 trũng Cửu Long. Tổng công ty Dầu khí Việt Nam Petrovietnam II.
HCM, 3, 1992
Đánh giá tiềm năng dầu khí đề xuất phương án tìm kiếm thăm dò và
2
phát triển lô 15-1/05. PVEP. 5, 2006
3 Nguyễn Anh Đức. Báo cáo đánh giá tiềm năng dầu khí đề xuất
phương án tìm kiếm thăm dò và phát triển lô 16-2. HCM, 6, 2006
Đánh giá tiềm năng – triển vọng dầu khí lô 15-1/05 bể Cửu Long.
4
PIDC. HN,11 July 2006
Hoàng Văn Quý. Tính lại trữ lượng dầu và khí hòa tan mỏ Bạch Hổ.
5
Báo cáo. Vũng Tàu, 2006
Báo cáo đánh giá trữ lượng dầu khí ban đầu mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi.
6
Vietsovpetro- VRJ Petroleum Company. Vũng Tàu, 2, 2007
Minh giải tài liệu địa chấn 2D và đánh giá tiềm năng dầu khí các lô
7
25&31. PVEP, HCM, 12, 2007
Hoàng Văn Quý. Tính lại trữ lượng dầu và khí hòa tan phần trung tâm
8
và Nam khu vực trung tâm mỏ Rồng. Báo cáo. Vũng Tàu, 2008
Tổng hợp đánh giá tài liệu địa chất - địa vật lý, chính xác hóa cấu trúc
9 địa chất và đề xuất các phương án tận thăm dò cho các khu vực ít
được nghiên cứu của lô 09-1. Vietsovpetro. Đà Lạt, 06, 2011
M.Jackson, A.E. Hopkins, J.Gover. The geology and hydrocarbon
10
potential of block 17. January, 1989
11 Re-evaluation of block 17. Interprise Oil. February, 1994.
Rang Đong Field Hydrocarbon Initial In Palace and Reserves
12
Assessment Report. JVPC. November 2003
Emerald field HIIP and Reserves Assessment Report block 01&02
13
offshore Vietnam. PCV. April, 2005
17
Bảng 1.9. Các báo cáo Trữ lượng đánh giá các lô, bể Cửu Long
STT Báo cáo

Ca Ngu Vang Field Block 09-2, Offshore Vietnam HIIP & Reserves
14
Report. Hoan Vu JOC. Feb, 2006
Topaz field HIIP & Reserves Assessment Report. PCVL. October,
15
2006
16
Topaz field HIIP & Reserves Assessment Report. PCVL. March, 2007
Phuong Dong field oil & gas initial in place and reserves assessement
17
report. JVPC, 2007
Hydrocarbon potential evaluation in the Soi area. VAJ. Vung Tau,
18
september, 2007
Te Giac Trang Reserves Assessment Report. Hoang Long JOC.
19
March, 2008
Bock 01/97&02/97, Thang Long Field – Reserves Assessment report.
20
Lam Son JOC. December, 2008
21 Geological evaluation report for retaining areas for field development

and appraisal block 16-1. Hoang Long JOC. May, 2009
HIIP and Reserves assessment report of Su Tu Den and Su Tu Vang
22
complex block 15-1. Cuu Long JOC, September, 2009
Te Giac Trang Field-Block 16-1 supplemental HIIP and Reserves
23
Assessment report. Hoang Long JOC, March 2010
24 Su Tu Nau-Ho Xam South structure HIIP and Reserves assessment

report. Cuu Long JOC, Lam Son JOC, PCVL. January, 2011
Well evaluation report 09-2/09-KNT-1X. PVEP Hong Long. HCM, 2,
25
2011
Hai Su Den Field reserves assessment report. Thang Long JOC. HCM,
26
september, 2011
18
CHƯƠNG II: CẤU TRÚC ĐỊA CHẤT

II.1. Minh giải tài liệu địa chấn
II.1.1. Cơ sở liên kết các tập địa chấn
Ranh giới các tập địa chấn đã được xác định trên cơ sở kết quả của các giếng
khoan kết hợp với phân tích đặc trưng địa chấn. Có 7 mặt phản xạ chính ( Hình 2.1)
được chọn để minh giải như sau :
- Nóc tập Móng âm học
- Nóc tập E (nóc Oligocen sớm)
- Nóc tập D (Nóc tập sét Oligocen)
- Nóc tập C (Nóc Oligocen)
- Nóc tập BI (nóc Miocen sớm)
- Nóc tập BII (nóc Miocen giữa)
- Nóc tập BIII (nóc Miocen muộn)
Tương ứng là 6 tập địa chấn bao gồm :
- Tập E – Giữa nóc Móng và nóc E
- Tập D – Giữa nóc E và nóc D
- Tập C – Giữa nóc D và nóc C
- Tập BI – Giữa nóc C và nóc BI
- Tập BII – Giữa nóc BI và nóc BII
- Tập BIII – Giữa nóc BII và nóc BIII
19
R116 R9 R11
T Đ
Hình 2.1: Các mặt ranh giới và các tập địa chấn ở bể Cửu Long
(tuyến địa chấn qua giếng R116, R9 và R11)
II.1.1.1 Đặc điểm của các mặt phản xạ và các tập địa chấn
a. Các mặt phản xạ

Mặt móng âm học: Nhìn chung trong toàn bể phản xạ có biên độ cao, mạnh, độ
liên tục tốt. Trên khu vực móng nâng cao đặc trưng trên càng thể hiện rõ. Phần trong
móng độ liên tục kém. Tầng móng có điện trở cao, tốc độ truyền sóng và GR cao hơn
so với tập trầm tích phủ trực tiếp bên trên. Điện trở thay đổi từ vài chục Ohmm ở phần
trên (tương ứng với đới phong hóa nứt nẻ) tới hàng nghìn Ohmm ở phần sâu hơn
(tương ứng với đới đá rắn chắc) ở bên dưới. Giá trị GR thay đổi từ 60 API (khu vực
Rạng Đông, Phương Đông, Ruby) tới 180 API (khu vực Tam Đảo, Báo Gấm, Báo
Vàng, Voi Trắng, Voi Vàng, Đu Đủ). Riêng tại phần đới nâng trung tâm bể (Rồng,
Bạch Hổ) bề mặt móng âm học có đặc điểm tần số thấp, biên độ cao. Trên mặt cắt địa
chấn tầng này phân tích theo pha âm. Theo tài liệu ĐVLGK, móng được liên kết rõ
ràng theo ranh giới với giá trị vận tốc và điện trở suất cao. Móng là đá magma, chủ
yếu là granit và granodiorit. Phần trên mặt móng gặp đá dăm kết núi lửa (khu vực
Đông Nam). Phản xạ dưới tầng móng là phản xạ của đứt gãy, hoặc vùng nứt nẻ trong
móng, hoặc nhiễu không liên quan với cấu trúc địa chất bên trong.
Nóc tập E : phản xạ có biên độ trung bình đến mạnh, là bề mặt bào mòn cắt cụt.
Tầng này có giá trị GR thấp, điện trở cao. Dọc theo đới nâng trung tâm và trên một số
cấu tạo, tầng E kề áp lên bề mặt móng hoặc nằm sâu bên cánh sụt của cấu tạo hoặc
20
vắng mặt ( Bạch Hổ, Rạng Đông, Phương Đông, Jade, Agate, Sư Tử Đen, Sư Tử
Vàng, Sư Tử Trắng, Tam Đảo, Báo Gấm, Đu Đủ).
Nóc tập D: Là nóc tập sét với đặc trưng tầng phản xạ có biên độ mạnh, độ liên
tục từ trung bình đến tốt. Phần Đông Bắc phản xạ có biên độ trung bình, độ liên tục
kém, phân lớp. Phần trung tâm phân lớp kém, biên độ thấp. Phần Tây Nam có phản xạ
phân lớp kém, biên độ thấp, dự báo thành phần sét là chủ yếu. Điện trở ít phân dị, có
giá trị trung bình 4-6 Ohmm. Đường GR ít phân dị, lớn hơn so với tập trầm tích bên
trên và có giá trị trung bình 78-80 API (BH9) đến 135-140 API (Ruby). Tỷ lệ cát/sét
thấp, phân lớp mỏng, trong một vài giếng khoan phát hiện các thân cát mỏng, hạt mịn
hướng lên trên. Nhìn chung nóc tầng D là mặt bất chỉnh hợp bào mòn cắt cụt. Tầng
này có giá trị GR cao, điện trở cao, có mặt tại hầu hết các giếng khoan, ngoại trừ vòm
trung tâm mỏ Bạch Hổ và cấu tạo Chôm Chôm, Đu Đủ, Rồng.
Nóc tập C có phản xạ với biên độ mạnh và độ liên tục tốt, là bất chỉnh hợp bào
mòn khu vực toàn bể. Tầng C vắng mặt trên vòm trung tâm và một phần cánh phía
Đông mỏ Bạch Hổ, cấu tạo Sói, Chôm Chôm. Phần Đông Bắc và Trung tâm bể có
phản xạ biên độ cao, độ liên tục tốt, phân lớp ổn định với các tầng sét dày xen kẽ các
lớp cát, phản xạ có dạng chồng lấn. Phần Tây Nam có phản xạ không liên tục, biên độ
thấp, tần số thấp. Điện trở trung bình từ 2-5 Ohmm đến 15-20 Ohmm. Giá trị GR thay
đổi từ thấp 30-50 API (15C, R3) đến trung bình 85-95 API (Đu Đủ). Tỷ lệ cát/sét có
giá trị trung bình trong hầu hết các giếng khoan. Tầng này có mặt tại hầu hết các giếng
khoan trong bể Cửu Long.
Nóc tập BI là nóc của tầng sét với đặc trưng tầng phản xạ có biên độ trung
bình, độ liên tục tốt. Tập này có mặt tại tất cả các giếng khoan. Tại trung tâm bể có
phản xạ song song, biên độ trung bình đến cao, độ liên tục kém. Phần Đông Bắc và
Tây Nam có phản xạ lộn xộn đến song song, biên độ trung bình đến cao, đội liên tục
kém đến trung bình, tần số trung bình đến cao. Phần dưới điện trở thay đổi trong
khoảng 2-7 Ohmm và phần trên cùng thay đổi từ 0.8-1.5 Ohmm. Giá trị GR thay đổi
từ thấp (25 API) đến trung bình (80 API). Phần trung tâm phân lớp mỏng nhưng về
phía Đông Nam như R3. Tỷ lệ cát/sét thay đổi từ thấp đến trung bình (25-55%), tập
này có xu thế hạt mịn hướng lên trên.
Nóc tập BII là nóc của tập cát hạt thô với đặc trưng tầng phản xạ có biên độ
mạnh, độ liên tục tốt và là mặt bất chỉnh hợp khu vực. Tập này có phản xạ song song
gần như nằm ngang hoặc uốn nhẹ theo cấu trúc bề mặt nóc tầng Bạch Hổ.
Nóc tập BIII với đặc trưng phản xạ có biên độ mạnh, liên tục, bề mặt phản xạ
song song. Phân bố toàn khu vực và liên kết có độ tin cậy cao.
b. Đặc trưng phản xạ của các tập địa chấn
Tập E
Nằm giữa nóc Móng và nóc tập E, tập E thường nằm trong các địa hào và bán
địa hào, thường bị bào mòn ở đỉnh các cấu trúc. Tập E bao gồm 2 phụ tập, phụ tập
21
phía trên phản xạ liên tục thấp và phân lớp song song (tại lô 15-2), phụ tập phía dưới
đặc trưng bởi phản xạ không liên tục, có thể liên quan tới trầm tích năng lượng cao
như lòng sông.
Tập D
Nằm giữa nóc E và nóc D. Đặc trưng của tập này là biên độ từ trung bình tới
cao, độ liên tục khá , đây cũng là đặc trưng của tập sét. Tập sét này có vận tốc thấp
được lắng đọng trong môi trường thiếu ôxy và có tiềm năng sinh cao. Theo tài liệu
giếng khoan và phân tích địa hóa thì đây là đá sinh chính của bể Cửu Long.
Tập C
Nằm giữa nóc D và nóc C. Tập C được nhận biết trên tài liệu địa chấn bởi biên
độ cao và không chỉnh hợp góc nổi bật, đặc biệt là ở phía Nam lô 15-1. Bên trong tập
phản xạ có độ liên tục tốt và biên độ cao. Hầu hết các đứt gãy kết thúc vào thời gian
này, cho thấy sự kết thúc của sự dịch chuyển cấu trúc chính trong bể.
Tập BI
Nằm giữa nóc C và nóc BI. Tập này có hai phụ tập, phần trên phản xạ có độ
liên tục từ khá đến tốt, biên độ trung bình và đặc trưng phản xạ gần song song đến
song song. Ở phần dưới có đặc trưng phản xạ có biên độ cao, độ liên tục tốt và gần
song song. Biên độ cao ở nóc của tập là do trong trầm tích có các vật liệu núi lửa.
Tập sét Rotalia là tầng tựa trên toàn khu vực và là tầng chắn rất tốt.
Tập BII
Nằm giữa nóc BI và nóc BII. Trên mặt cắt địa chấn ta thấy tập BII có độ liên
tục tốt, biên độ từ trung bình đến cao, phản xạ gần song song đến phân kỳ.
Tập BIII
Nằm giữa nóc BII và nóc BIII. Các phản xạ có độ liên tục tốt và nằm hoàn toàn
chỉnh hợp lên tập BII. Bao gồm các phản xạ song song phân kỳ, biên độ phản xạ thấp
đến trung bình.
II.1.1.2 Liên kết với tài liệu giếng khoan
Đã sử dụng ranh giới phân chia địa tầng từ tài liệu ĐVLGK của 40 GK (Bảng 2.1)
trong tổng số các giếng khoan ở khu vực nghiên cứu để liên kết với tài liệu địa chấn
nhằm minh giải tài liệu địa chấn cho toàn bể.
22
II.1.2 Kết quả minh giải
Trên cơ sở xác định các mặt phản xạ như ở bảng 2.2 và hình 2.2 đã tiến hành kiểm tra,
liên kết tài liệu địa chấn cho toàn bể. Kết quả minh giải, liên kết này được thể hiện từ
hình 2.4 đến 2.14.
Bảng 2.2: Liên kết các mặt phản xạ
MẶT PHẢN XẠ CHIỀU CỦA ĐỊA CHẤN CHẤT LƯỢNG

LIÊN KẾT
Nóc Móng âm học CHIỀU DƯƠNG KÉM ĐẾN TỐT
Nóc E CHIỀU ÂM KÉM ĐẾN TỐT
Nóc D CHIỀU ÂM KHÁ ĐẾN TỐT
Nóc C CHIỀU DƯƠNG KHÁ ĐẾN TỐT
Nóc BI CHIỀU ÂM TỐT
Nóc BII CHIỀU DƯƠNG TỐT
Nóc BIII CHIỀU DƯƠNG TỐT
T Đ
Hình 2.2: Cơ sở phân chia, liên kết tài liệu địa chấn
23
TN ĐB
Hình 2.3: Mặt cắt địa chấn 3D qua giếng khoan

15-1-LDV-1X và 15-1-LDV-2X
TN ĐB
Hình 2.4: Mặt cắt địa chấn 3D qua giếng khoan

BH-6 và BH-9
24
TN ĐB
Hình 2.5: Mặt cắt địa chấn 3D qua giếng khoan 16-2-BV-1X và 16-2-BG-1X
T Đ
Hình 2.6: Mặt cắt địa chấn 3D qua giếng khoan 17-N-1X
25
TB ĐN
Hình 2.7: Mặt cắt liên kết khu vực Đông Bắc bể Cửu Long
TB ĐN
Hình 2.8: Mặt cắt liên kết khu vực Đông Bắc bể Cửu Long
TB ĐN
Hình 2.9: Mặt cắt liên kết khu vực trung tâm bể Cửu Long
26
TB ĐN
Hình 2.10: Mặt cắt liên kết khu vực Nam trung tâm bể Cửu Long
TB ĐN
Hình 2.11: Mặt cắt liên kết khu vực Nam bể Cửu Long
TN ĐB
Hình 2.12: Mặt cắt liên kết theo hướng Đông Bắc – Tây Nam
(Bắc trung tâm bể Cửu Long)
27
TN ĐB
(Tây Nam trung tâm bể Cửu Long)
TN ĐB
(Đông Nam trung tâm bể Cửu Long)
Từ kết quả minh giải ta thấy các đứt gãy chính là những đứt gãy thuận dốc
(listric) phương ĐB-TN (hình 2.5), cắm về ĐN, một số có hướng Đ-T tạo thành nhiều
bán địa hào, địa hào cùng hướng phát triển theo các đứt gãy được thành tạo.
Các đứt gãy nghịch ở một số nơi như trên cấu tạo Rạng Đông, phía tây cấu tạo
Bạch Hổ (hình 2.4) và một số khu vực mỏ Rồng phát sinh do hoạt động ép nén vào
cuối Oligocen muộn đã đẩy trồi các khối móng sâu, gây ra nghịch đảo trong trầm tích
Oligocen ở trung tâm các đới trũng chính.
Vào thời kỳ Miocen sớm quá trình tách giãn đáy Biển Đông theo phương TB-
ĐN đã yếu đi và nhanh chóng kết thúc vào cuối Miocen sớm, quá trình nguội lạnh vỏ
diễn ra tiếp theo. Điều này được minh chứng ở các đứt gãy xảy ra ở thời kỳ Miocen
sớm và chấm dứt ở Miocen giữa (hình 2.3, 2.4).
28
II.1.3 Xây dựng các bản đồ cấu trúc đẳng thời và đẳng sâu
Trên cơ sở kết quả minh giải tài liệu địa chấn, các bản đồ đẳng thời đã được xây
dựng với tỷ lệ 1/200.000 (bản vẽ số 1-7). Các bản đồ này bao gồm:
- Bản đồ cấu trúc đẳng thời mặt móng (Hình 2.16)
- Bản đồ cấu trúc đẳng thời nóc tập E (Hình 2.17)
- Bản đồ cấu trúc đẳng thời nóc tập D (Hình 2.18)
- Bản đồ cấu trúc đẳng thời nóc tập C (Hình 2.19)
- Bản đồ cấu trúc đẳng thời nóc tập BI (Hình 2.20)
- Bản đồ cấu trúc đẳng thời nóc tập BII (Hình 2.21)
- Bản đồ cấu trúc đẳng thời nóc tập BIII (Hình 2.22)
Bản đồ cấu trúc đẳng thời được chuyển sang chiều sâu thông qua mô hình
chuyển đổi 3D. Mô hình chuyển đổi được xác định từ tài liệu “check shot” của các
giếng trong khu vực bể Cửu Long.
Mô hình chuyển đổi độ sâu được thể hiện trong hình 2.15.
Hình 2.15: Mô hình chuyển đổi độ sâu
Việc chuyển đổi này được thực hiện trên phần mềm Depth Team Express của
Landmark. Các bản đồ cấu trúc theo chiều sâu tương ứng bao gồm:
- Bản đồ cấu trúc đẳng sâu nóc móng (Hình 2.23)
- Bản đồ cấu trúc đẳng sâu nóc tập E (Hình 2.24)
- Bản đồ cấu trúc đẳng sâu nóc tập D (Hình 2.25)
- Bản đồ cấu trúc đẳng sâu nóc tập C (Hình 2.26)
- Bản đồ cấu trúc đẳng sâu nóc tập BI (Hình 2.27)
29
- Bản đồ cấu trúc đẳng sâu nóc tập BII (Hình 2.28)
- Bản đồ cấu trúc đẳng sâu nóc tập BIII (Hình 2.29)
Trên cơ sở các bản đồ này đã xây dựng 6 bản đồ đẳng dày tương ứng như sau:
- Bản đồ đẳng dày tập E (Hình 2.30)
- Bản đồ đẳng dày tập D (Hình 2.31)
- Bản đồ đẳng dày tập C (Hình 2.32)
- Bản đồ đẳng dày tập BI (Hình 2.33)
- Bản đồ đẳng dày tập BII (Hình 2.34)
- Bản đồ đẳng dày tập BIII (Hình 2.35)
Trên các bản đồ cấu trúc có thể thấy rõ hệ thống đứt gãy, độ sâu của móng
trước Kainoizoi, độ sâu của các tập trầm tích đệ tam và bề dày của các tập trầm tích
này ở từng khu vực. Bể trầm tích Cửu Long là một bể khép kín, ranh giới phía Đông
Bắc là đới trượt Tuy Hòa ngăn cách với bể Phú Khánh, phía Tây Bắc tiếp giáp đất liền,
phía TN được giới hạn bởi đới nâng Khorat – Natura và Đông Nam được giới hạn bởi
đới nâng Côn Sơn. Đối với bể Cửu Long độ sâu của móng từ hơn 400m ở rìa bể đến
9800m ở trũng trung tâm. Trên các bản đồ cũng cho thấy có 3 hệ thống đứt gãy chính
theo hướng ĐB-TN (phần Đông Bắc: lô 01, 02, 15-1), Đông – Tây (lô 16-1, 16-2), á
Đông – Tây (lô 15-2) trong đó hệ đứt gãy ĐB-TN có biên độ lớn.
Trên bản đồ nóc tập E , cho thấy sự kế thừa của tầng móng và trũng sâu ở lô
15-1 và 15-2. Tập E xuất hiện chủ yếu ở phần trung tâm bể, với độ sâu từ 200m đến
6400m. Khu vực sâu nhất của tầng E nằm ở lô 15-2 và 16-1. Trên bản đồ cũng thể hiện
rõ những nơi mất trầm tích của tập E như tại khu vực mỏ Bạch Hổ, Rồng, Rạng
Đông… Đặc biệt ở phần Tây Nam của bể, tầng E chỉ xuất hiện ở trũng nhỏ thuộc lô 25
và lô 31.
Tập D có độ sâu thay đổi từ khoảng 600m tới gần 5000m( nơi sâu nhất là ranh
giới giữa lô 16-1 và 16-2). Tại khu vực lô 25 hoàn toàn không có tập D.
Tập C có mặt ở hầu khắp các trũng của bể Cửu Long. Độ sâu từ 1100m đến
4800m, và có xu hướng nông dần ra phía rìa bể. Một số khu vực mất trầm tích như khu
vực mỏ Rồng, phần giữa lô 01 và 02, ở lô 25 thì hoàn toàn vắng mặt tập C.
30
Tập BI tồn tại ít đứt gãy hơn hẳn các tầng phía dưới (Móng, E, D, C), điều này
cũng phù hợp với đặc điểm kiến tạo của khu vực. Vào Miocen sớm, quá trình giãn đáy
Biển Đông theo phương TB – ĐN đã yếu đi và nhanh chóng kết thúc vào cuối Miocen
sớm, các hoạt động đứt gãy vẫn còn xảy ra yếu. Tập BI xuất hiện ở hầu khắp bể Cửu
Long, chiều sâu của tầng BI dao động từ 200m đến 2300m tại khu vực trung tâm bể.
Mất trầm tích của tầng này chủ yếu nhận biết được ở lô 01 &02.
Tập BII hầu như bình ổn. Giai đoạn này chỉ còn một trũng lớn ở chính trung
tâm bể (từ lô 15-2 đến lô 16-2 và 09-1) và nâng dần về phía rìa bể. Tập BII phủ kín
toàn bể với chỗ nông nhất là gần 200m và sâu ở trũng trung tâm tới 1300m.
Tập BIII có độ sâu thay đổi từ 180m đến 600m ở trung tâm bể. Sâu ở trung tâm
bể và nông dần ra phần rìa.
Hình 2.16: Bản đồ cấu trúc đẳng thời nóc móng bể Cửu Long
31
Hình 2.17: Bản đồ đẳng thời cấu trúc nóc tập E bể Cửu Long
Hình 2.18: Bản đồ đẳng thời cấu trúc nóc tập D bể Cửu Long
32
Hình 2.19: Bản đồ đẳng thời cấu trúc nóc tập C bể Cửu Long
Hình 2.20: Bản đồ đẳng thời cấu trúc nóc tập BI bể Cửu Long
33
Hình 2.21: Bản đồ đẳng thời cấu trúc nóc tập BII bể Cửu Long
Hình 2.22: Bản đồ đẳng thời cấu trúc nóc tập BIII bể Cửu Long
34
Hình 2.23: Bản đồ đẳng sâu cấu trúc nóc móng bể Cửu Long
Hình 2.24: Bản đồ đẳng sâu cấu trúc nóc tập E bể Cửu Long
35
Hình 2.25: Bản đồ đẳng sâu cấu trúc nóc tập D bể Cửu Long
Hình 2.26: Bản đồ đẳng sâu cấu trúc nóc tập C bể Cửu Long
36
Hình 2.27: Bản đồ đẳng sâu cấu trúc nóc tập BI bể Cửu Long
Hình 2.28: Bản đồ đẳng sâu cấu trúc nóc tập BII bể Cửu Long
37
Hình 2.29: Bản đồ đẳng sâu cấu trúc nóc tập BIII bể Cửu Long
Hình 2.30: Bản đồ đẳng dày trầm tích tập E bể Cửu Long
38
Hình 2.31: Bản đồ đẳng dày trầm tích tập D bể Cửu Long
Hình 2.32: Bản đồ đẳng dày trầm tích tập C bể Cửu Long
39
Hình 2.33: Bản đồ đẳng dày trầm tích tập BI bể Cửu Long
Hình 2.34: Bản đồ đẳng dày trầm tích tập BII bể Cửu Long
40
Hình 2.35: Bản đồ đẳng dày trầm tích tập BIII bể Cửu Long
41
II.1.4 Đánh giá sai số

Đây là bộ bản đồ mới được xây dựng dựa trên cơ sở kiểm tra kết quả minh giải
tài liệu địa chấn của các nhà thầu ở từng lô , minh giải các tuyến khu vực và ghép nối
giữa các lô đảm bảo chính xác về mặt cấu trúc và chiều sâu của các tầng nghiên cứu
cho cả bể. Bộ bản đồ đẳng sâu của các mặt phản xạ sau khi xây dựng đã được (hiệu
chỉnh )so sánh với tài liệu độ sâu giếng khoan trong khu vực, kết quả cho thấy sai số
giữa chúng chủ yếu nằm trong khoảng 0-100 m dưới 10% (bảng 2.1). Sai số này chủ
yếu là do việc chuyển đổi từ thời gian sang độ sâu trong đó các hoạt động núi lửa trong
khu vực là một trong những nguyên nhân.
Hoạt động núi lửa

Đá macma phun trào và xâm nhập thường gặp phổ biến trong bể Cửu Long.
Chúng đã được phát hiện trong hàng loạt giếng khoan tìm kiếm thăm dò như Bà đen,
Ba vì, Rồng-4, Rồng-6, Jade, Diamond,…Ở giếng khoan Bà đen đã phát hiện đến 12
thể phun trào với tổng chiều dày đến 394 mét trong điệp Trà Tân. Kết quả phân tích
mẫu cho thấy độ rỗng của chúng thay đổi từ một vài đến trên 10 phần trăm và độ thấm
khá thấp (2,7 – 13,2 mD, Ngô Xuân Vinh, Viện Dầu Khí, 2003). Trong giếng khoan
Jade-1X ở lô 01 đã phát hiện được 6 tập phun trào với chiều dày tổng cộng lên tới 416
mét.
Thành phần đá phun trào thay đổi, bao gồm cả các đá axit (rhyolite, dacite) lẫn
bazơ và các đá trung tính. Ở những mức độ khác nhau, các đá macma này bị biến đổi
bởi các quá trình phong hóa, thủy nhiệt, dập vỡ nứt nẻ, ảnh hưởng rất mạnh đến thành
phần cũng như đặc tính vật lý thạch học của chúng. Một số thân đá phun trào chứa dầu
(như giếng khoan Rồng – 6) còn các thể đá phun trào khác được xem là có đặc trưng
chứa từ trung bình đến thấp. Theo tài liệu giếng khoan, đá núi lửa tương ứng với GR
thấp, điện trở suất và vận tốc cao. Những lớp phun trào này được kết hợp với trầm
tích lục nguyên và tro bụi phun trào.
Ở khu vực phía Bắc và Đông Bắc (Lô 15-1, 01 và 02), trên tài liệu địa chấn, đá
núi lửa thường được thể diện bởi phản xạ mạnh khác biệt. Các phản xạ phía dưới của
đá núi lửa thường là hỗn loạn. Trên tài liệu địa chấn, tầng phun trào trong tập BI được
xác định bởi biên độ cao, tần số thấp và nhiều pha. Phun trào trong tập BI phân bố
rộng lớn từ Emerald tới phía Đông Bắc (lên đến Agate-1), Jade-1X đến Dianond-1X.
Sự phân bố của đá xâm nhập trong tập D và E là tương đối hạn chế. Đá xâm nhập
được phát hiện tại các giếng thăm dò, chủ yếu ở hai khu vực cấu tạo Diamond, Jade và
Emerald. Đá xâm nhập trong tập C đã được tìm thấy chỉ trong giếng khoan Ruby-2X.
Ở lô 17 (Hình 2.36) đá phun trào đã phát hiện trong các giếng khoan 17-N-1X
(khoảng chiều sâu 2645-2754 m) và 17-C-1X (3120 – 3160 m) và đều thuộc lát cắt Trà
Tân dưới. Các đá phun trào này bao gồm basalt, diabase vá túp andesite (Ngô Xuân
Vinh, Viện Dầu Khí, 2003). Điều lý thú là điện trở của tập đá phun trào trong giếng
42
khoan 17-C-1X tương đối thấp. Kết quả phân tích các đường cong địa vật lý giếng
khoan cho thấy độ rỗng ở đoạn dưới của thể phun trào này đạt tới hơn 13% song ở
đoạn trên của nó có thể đạt hơn 16% với độ bão hòa nước chỉ 54% và rất có thể có
chứa dầu. Độ rỗng của tập đá phun trào dày 144 m ở giếng khoan 17-N-1X còn cao
hơn, thay đổi trong khoảng 12-27% song tập này không chứa dầu do không có tầng
chắn
TN ĐB
Hình 2.36: Phun trào magma trong lô 17.

Hoạt động phun trào macma trong lô 17 xảy ra mạnh mẽ vào Oligocen muộn,
đặc biệt ở góc Tây nam vùng nghiên cứu. Trên mặt cắt địa chấn các thể phun trào này
rất dễ xác định trong tập địa chấn D (có ưu thế sét kết ) nhưng tương đối khó xác định
trong tập E.
II.2. Đặc điểm phân vùng cấu trúc và lịch sử phát triển bể Cửu Long
Theo các kết quả nghiên cứu từ trước tới nay, kiến tạo của khu vực Đông Nam Á gắn
liền với các yếu tố kiến tạo chính sau:
• Va chạm của mảng Ấn độ với mảng Âu- Á
• Chuyển động của mảng Úc lên phía bắc hút chìm vào cung đảo Sumatra
• Chuyển động của mảng Thái Bình Dương hút chìm dưới cung đảo Philipin về
phía tây
• Tách giãn biển đông
Các yếu tố kiến tạo này đóng vai trò rất lớn trong quá trình hình thành và phát triển
của các bể trầm tích ở Việt nam, trong đó có bể Cửu Long.
43
Dựa trên các tài liệu địa vật lý như từ, trọng lực và đặc biệt là tài liệu địa chấn, tài liệu
thu được từ các giếng khoan đã thấy rõ cấu trúc địa chất và lịch sử phát triển của bể
trầm tích Cửu Long.
II.2.1. Phân vùng cấu trúc
Với phần lớn diện tích thuộc thềm lục địa Việt Nam, Bể Cửu Long là bể chứa
dầu khí lớn nhất và đã được nghiên cứu khá chi tiết, đồng bộ hơn cả. Quá trình hình
thành bể Cửu Long gắn liền với lịch sử hình thành và phát triển Biển Đông. Pha tạo
tách giãn đầu tiên xảy ra vào cuối Mezozoi đầu Kainozoi (khoảng 120 triệu năm trước)
đã phá vỡ bình đồ cấu trúc để hình thành các địa hào và bán địa hào ban đầu của bể
theo hướng Đông Bắc - Tây Nam. Các thành tạo Kainozoi được đặc trưng bởi các trầm
tích lục nguyên, đôi chỗ chứa than, với bề dày có thể đạt tới hơn 9000 m tại các trũng
sâu khu vực lô 15-2, 16-1.
Căn cứ đặc điểm cấu trúc địa chất của từng khu vực với sự khác biệt về chiều
dày trầm tích và phân bố của đứt gãy chính hoặc hệ thống đứt gãy có thể chia bể Cửu
Long thành các đơn vị cấu trúc chính sau:
- Đới nâng Phú Quý
- Đới nâng Cửu Long
- Trũng phân dị Cà Cối
- Trũng phân dị Bạc Liêu
- Trũng chính bể Cửu Long
Ranh giới phân chia các đơn vị cấu trúc được thể hiện trên hình 2.37
44
Hình 2.37. Sơ đồ phân vùng cấu trúc bể Cửu Long
Đới nâng Phú Quý được xem như phần kéo dài của đới nâng Côn Sơn về phía
Đông Bắc, thuộc lô 01 và 02. Đây là đới nâng cổ, có vai trò khép kín và phân tách bể
Cửu Long với phần phía Bắc của bể Nam Côn Sơn. Tuy nhiên, vào giai đoạn Neogen
- Đệ Tứ thì diện tích này lại thuộc phần mở của bể Cửu Long. Chiều dày trầm tích
thuộc khu vực đới nâng này dao động từ 1,5 đến 2 km. Cấu trúc của đới bị ảnh hưởng
khá mạnh bởi các hoạt động núi lửa.
Đới nâng Cửu Long nằm về phía Đông của trũng phân dị Bạc Liêu và Cà Cối,
phân tách 2 trũng này với trũng chính của bể Cửu Long. Đới nâng có chiều dày trầm
tích không đáng kể, chủ yếu là trầm tích hệ tầng Đồng Nai và Biển Đông.
Trũng phân dị Cà Cối nằm chủ yếu ở khu vực cửa sông Hậu có diện tích rất
nhỏ và chiều dày trầm tích không lớn, trên dưới 2.000 m. Tại đây đã khoan giếng
khoan CL - 1X và mở ra hệ tầng Cà Cối. Trũng bị phân cắt bởi các đứt gãy kiến tạo có
phương ĐB-TN.
Trũng phân dị Bạc Liêu là một trũng nhỏ nằm ở phần cuối Tây Nam của bể
Cửu Long với diện tích khoảng 3.600 km2. Gần một nửa diện tích của trũng thuộc lô
31, phần còn lại thuộc phần nước nông và đất liền. Trũng có chiều dày trầm tích Đệ
Tam không lớn khoảng 3km và bị chia cắt bởi các đứt gãy thuận có phương TB - ĐN.
45
Trong trũng có khả năng bắt gặp trầm tích như trong trũng phân dị Cà Cối.
Trũng chính bể Cửu Long là phần chính của bể, chiếm tới ¾ diện tích bể,
gồm các lô 15-2/01, 15-2, 16-1, 16-2 và một phần các lô 01/10, 02/10, 09-1, 09-2, 17.
Theo đường đẳng dày 2 km thì trũng chính bể Cửu Long thể hiện rõ nét là một bể khép
kín hướng ra về phía Đông Nam. Đây được coi như một bể độc lập thực thụ, dầu khí
tập trung chủ yếu ở trũng này, chính vì vậy, cấu trúc địa chất đã được nghiên cứu khá
chi tiết và phân chia thành các đơn vị cấu trúc nhỏ hơn như:
- Đới phân dị Đông Bắc
- Đới nâng phía Đông
- Trũng Đông Bắc
- Sườn nghiêng Tây Bắc
- Sườn nghiêng Đông – Nam
- Trũng Đông Bạch Hổ
- Đới nâng Trung Tâm
- Trũng Tây Bạch Hổ
- Đới phân dị Tây Nam
Hình 2.38 là mặt cắt đi qua một số đơn vị cấu trúc của trũng Cửu Long
Hình 2.38: Mặt cắt ngang qua nâng Bạch Hổ
46
Đới phân dị Đông Bắc (phần đầu Đông Bắc của bể) nằm kẹp giữa đới nâng
Đông Phú Quý và sườn nghiêng Tây Bắc. Đây là khu vực có chiều dày trầm tích trung
bình và bị phân dị mạnh bởi các hệ thống đứt gãy có đường phương ĐB - TN, á kinh
tuyến và á vĩ tuyến tạo thành nhiều địa hào, địa luỹ nhỏ (theo bề mặt móng). Một số
các cấu tạo dương địa phương đã xác định như: Hồng Ngọc, Pearl, Turquoise,
Diamond, Agate.
Đới nâng phía Đông chạy dài theo hướng ĐB - TN, phía TB ngăn cách với
trũng ĐB bởi hệ thống những đứt gãy có phương á vĩ tuyến và ĐB - TN, phía ĐN
ngăn cách với đới phân dị Đông Bắc bởi võng nhỏ, xem như phần kéo dài của trũng
Đông Bạch Hổ về phía ĐB. Trên đới nâng đã phát hiện được các cấu tạo dương như:
Rạng Đông, Phương Đông và Jade.
Trũng Đông Bắc, đây là trũng sâu nhất, chiều dày trầm tích có thể đạt tới 9
km. Trũng có phương kéo dài dọc theo trục chính của bể, nằm kẹp giữa hai đới nâng
và chịu khống chế bởi hệ thống các đứt gãy chính hướng ĐB - TN.
Sườn nghiêng Tây Bắc là dải sườn bờ Tây Bắc của bể kéo dài theo hướng
ĐBTN, chiều dày trầm tích tăng dần về phía Tây Nam từ 1 đến 2,5 km. Sườn nghiêng
bị cắt xẻ bởi các đứt gãy kiến tạo có hướng ĐB - TN hoặcTB - ĐN, tạo thành các mũi
nhô. Trầm tích Đệ Tam của bể thường có xu hướng vát nhọn và gá đáy lên móng cổ
granitoid trước Kainozoi.
Sườn nghiêng Đông Nam là dải sườn bờ Đông Nam của bể, tiếp giáp với đới
nâng Côn Sơn. Trầm tích của đới này có xu hướng vát nhọn và gá đáy với chiều dày
dao động từ 1 đến 2,5 km. Sườn nghiêng này cũng bị phức tạp bởi các đứt gãy kiến tạo
có phương ĐB - TN và á vĩ tuyến tạo nên các cấu tạo địa phương như cấu tạo
Amethyst, Cá Ông Đôi, Opal, Sói.
Trũng Đông Bạch Hổ nằm kẹp giữa đới nâng Trung Tâm về phía Tây, sườn
nghiêng Đông Nam về phía Đ - ĐN và đới nâng Đông Bắc về phía Bắc. Trũng có
chiều dày trầm tích đạt tới 7 km và là một trong ba trung tâm tách giãn của bể.
Đới nâng Trung Tâm là đới nâng nằm kẹp giữa hai trũng Đông và Tây Bạch
Hổ và được giới hạn bởi các đứt gãy có biên độ lớn với hướng đổ chủ yếu về phía
Đông Nam. Đới nâng bao gồm các cấu tạo dương và có liên quan đến những khối
nâng cổ của móng trước Kainozoi như: Bạch Hổ, Rồng. Các cấu tạo bị chi phối không
chỉ bởi các đứt thuận hình thành trong quá trình tách giãn, mà còn bởi các đứt gãy
trượt bằng và chờm nghịch do ảnh hưởng của sự siết ép vào Oligocen muộn.
Trũng Tây Bạch Hổ, theo một số văn liệu của một vài nhà nghiên cứu thi
trũng này được ghép chung với trũng Đông Bắc. Tuy nhiên, về đặc thù kiến tạo giữa 2
trũng có sự khác biệt đáng kể đặc biệt là phương của các đứt gãy chính. Trũng Tây
Bạch Hổ bị khống chế bởi các đứt gãy kiến tạo có phương á vĩ tuyến, tạo sự gấp khúc
của bể. Chiều dày trầm tích của trũng này có thể đạt tới 7,5 km.
Đới nâng phía Tây Bắc nằm về phía Tây Bắc trũng Đông Bắc và được khống
chế bởi các đứt gãy chính phương ĐB - TN. Về phía TB đới nâng bị ngăn cách với
sườn nghiêng Tây Bắc bởi một địa hào nhỏ có chiều dày trầm tích khoảng 6 km. Đới
47
nâng bao gồm cấu tạo Vừng Đông và dải nâng kéo dài về phía Đông Bắc.
Đới phân dị Tây Nam nằm về đầu Tây Nam của trũng chính. Khác với đới
phân dị ĐB, đới này bị phân dị mạnh bởi hệ thống những đứt gãy với đường phương
chủ yếu là á vĩ tuyến tạo thành những địa hào, địa luỹ, hoặc bán địa hào, bán địa luỹ
xen kẽ nhau. Những cấu tạo có quy mô lớn trong đới này phải kể đến: Đu Đủ, Tam
Đảo, Bà Đen và Ba Vì. Các cấu tạo địa phương dương bậc 4 là đối tượng tìm kiếm và
thăm dò dầu khí chính của bể. Các đơn vị cấu trúc trên đây được xem là rất ít có triển
vọng dầu khí.
II.2.2. Lịch sử phát triển địa chất
Bể trầm tích Cửu Long là bể rift nội lục điển hình, được hình thành và phát
triển trên mặt đá kết tinh trước Kainozoi. Đặc điểm cấu trúc của bể qua từng thời kỳ
được thể hiện trên các bản đồ cấu trúc mặt móng (Hình 2.17, 24), cấu trúc mặt bất
chỉnh hợp trong Oligocen (Hình 2.18, 2.19, 2.30. 2.25, 2.26, 2.27) và nóc Miocen
(Hình 2.21, 2.22, 2.23, 2.28, 2.29, 2.30). Quá trình tiến hóa địa chất của bể được mô
hình hóa và mô tả qua hình 2.39 và 2.40. Mặt cắt phục hồi qua nhiều tuyến (hình 2.41,
2.42, 2.43, 2.44) đều cho thấy lịch sử phát triển địa chất của bể Cửu long trải qua 3
thời kỳ sau:
Thời kỳ trước tách giãn - Trước Đệ Tam, đặc biệt từ Jura muộn đến Paleocen
là thời gian thành tạo và nâng cao đá móng magma xâm nhập . Các đá này gặp rất phổ
biến ở hầu khắp lục địa Nam Việt Nam. Các thành tạo đá xâm nhập, phun trào
Mezozoi muộn - Kainozoi sớm và trầm tích cổ trước đó đã trải qua thời kỳ dài bóc
mòn, giập vỡ và bị căng giãn theo hướng TB - ĐN. Sự phát triển các đai mạch lớn, kéo
dài có hướng đông bắc - tây nam thuộc phức hệ Cù Mông và Phan Rang tuổi tuyệt đối
60 - 30 tr.n đã minh chứng cho điều đó. Đây là giai đoạn san bằng địa hình trước khi
hình thành bể trầm tích Cửu Long. Địa hình bề mặt bóc mòn của móng kết tinh trong
phạm vi khu vực bể lúc này có sự đan xen giữa các thung lũng và đồi, núi thấp. Hình
thái địa hình mặt móng này liên quan rất lớn trong việc phát triển trầm tích lớp phủ kế
thừa vào cuối Eocen, đầu Oligocen.
Thời kỳ đồng tách giãn - Được khởi đầu vào cuối Eocen, đầu Oligocen do tác
động của các biến cố kiến tạo vừa nêu với hướng căng giãn chính là TB - ĐN. Hàng
loạt đứt gãy có phướng ĐB - TN đã được sinh thành do sụt lún mạnh và căng giãn.
Các đứt gãy chính cắm về hướng ĐN. Như đã nêu ở trên, vào đầu Kainozoi do sự va
mạnh ở góc hội tụ Tây Tạng giữa các mảng Ấn Độ và Âu - Á làm vi mảng Indosinia bị
thúc trồi xuống Đông Nam theo các đứt gãy trượt bằng lớn như đứt gãy Sông Hồng,
Sông Hậu - Ba Chùa/Three Pagoda, với xu thế trượt trái ở phía Bắc và trượt phải ở
phía Nam tạo nên các trũng Đệ Tam trên các đới khâu ven rìa, trong đó có bể Cửu
Long. Trong Oligocen giãn đáy biển theo hướng B - N tạo Biển Đông bắt đầu từ 32tr.
năm. Trục giãn đáy biển phát triển lấn dần xuống TN và đổi hướng từ Đ - T sang ĐB-
TN vào cuối Oligocen. Các quá trình này đã gia tăng các hoạt động tách giãn và đứt
gãy ở bể Cửu Long trong Oligocen và nén ép vào cuối Oligocen. Do các hoạt động
kiến tạo này, ở bể Cửu Long ngoài các đứt gãy chính điển hình có phương ĐB - TN
cắm về ĐN, còn tồn tại một số đứt gãy có phướng Đ – T và nhiều bán địa hào, địa hào
48
cùng hướng phát triển theo các đứt gãy được hình thành. Các bán địa hào, địa hào này
được lấp đầy nhanh bằng các trầm tích vụn thô, phun trào chủ yếu thành phần bazơ -
trung tính và trầm tích trước núi. Trong thời gian đầu tạo bể có lẽ do chuyển động sụt
lún khối tảng, phân dị nên tại các đới trũng khác nhau có thể có các thời kỳ gián đoạn,
bào mòn trầm tích khác nhau. Do khu vực tích tụ trầm tích và cung cấp trầm tích nằm
kế cận nhau nên thành phần trầm tích ở các đới trũng khác nhau có thể khác biệt nhau.
Đặc điểm phát triển các bề mặt không chỉnh hợp ở thời kỳ này mang tính địa phương
cao và cần được lưu ý khi tiến hành liên kết, đối sánh thạch địa tầng. Vào Oligocen
sớm, bao quanh và nằm gá lên các khối nhô móng kết tinh phổ biến là trầm tích nguồn
lục địa - sông ngòi và đầm hồ, với các tập sét dày đến một vài chục mét (như trên cấu
tạo Sư Tử Trắng và cánh Đông Bắc mỏ Bạch Hổ). Quá trình tách giãn tiếp tục phát
triển làm cho bể lún chìm sâu, rộng hơn. Các hồ, trũng trước núi trước đó được mở
rộng, sâu dần và liên thông nhau và có chế độ trầm tích khá đồng nhất. Các tầng trầm
tích hồ dày, phân bố rộng được xếp vào hệ tầng Trà Tân được thành tạo, mà chủ yếu là
sét giàu vật chất hữu cơ màu nâu, nâu đen tới đen. Các hồ phát triển trong các địa hào
riêng biệt được liên thông nhau, mở rộng dần và có hướng phát triển kéo dài theo
phương ĐB - TN, đây cũng là phương phát triển ưu thế của hệ thống đứt gãy mở bể.
Các trầm tích thuộc tầng Trà Tân dưới có diện phân bố hẹp, thường vắng mặt ở phần
rìa bể, phần kề với các khối cao địa lũy và có dạng nêm điển hình, chúng phát triển
dọc theo các đứt gãy với bề dày thay đổi nhanh. Các trầm tích giàu sét của tầng Trà
Tân giữa được tích tụ sau đó, phân bố rộng hơn, bao phủ trên hầu khắp các khối cao
trong bể và các vùng cận rìa bể. Hoạt động ép nén vào cuối Oligocen muộn đã đẩy trồi
các khối móng sâu, gây nghịch đảo trong trầm tích Oligocen ở trung tâm các đới trũng
chính, làm tái hoạt động các đứt gãy thuận chính ở dạng ép chờm, trượt bằng và tạo
nên các cấu trúc “trồi”, các cấu tạo dương/âm hình hoa, phát sinh các đứt gãy nghịch ở
một số nơi như trên cấu tạo Rạng Đông, phía Tây cấu tạo Bạch Hổ và một số khu vực
mỏ Rồng. Đồng thời xảy ra hiện tượng bào mòn và vát mỏng mạnh các trầm tích thuộc
tầng Trà Tân trên.
49
Hình 2.39. Các giai đoạn tiến hóa ở bể Cửu Long
50
Hình 2.40: Các giai đoạn biến dạng bể Cửu Long
51
Hình 2.41 Mặt cắt phục hồi tuyến S14, bể Cửu Long
52
Hình 2.42: Mặt cắt phục hồi tuyến S15, bể Cửu Long
53
Hình 2.43: Mặt cắt phục hồi tuyến S17A, bể Cửu Long
Hình 2.44 Mặt cắt phục hồi tuyến S18A, bể Cửu Long
54
Thời kỳ sau tách giãn: Vào Miocen sớm, quá trình giãn đáy Biển Đông theo
phương TB - ĐN đã yếu đi và nhanh chóng kết thúc vào cuối Miocen sớm , tiếp theo
là quá trình nguội lạnh vỏ. Trong thời kỳ đầu Miocen sớm các hoạt động đứt gãy vẫn
còn xảy ra yếu và chỉ chấm dứt hoàn toàn từ Miocen giữa - Hiện tại. Các trầm tích của
thời kỳ sau rift có đặc điểm chung là:phân bố rộng, không bị biến vị, uốn nếp và gần
như nằm ngang. Tuy nhiên, ở bể Cửu Long các quá trình này vẫn gây ra các hoạt động
tái căng giãn yếu, lún chìm từ từ trong Miocen sớm và hoạt động núi lửa ở một số nơi,
đặc biệt ở phần Đông Bắc bể. Vào cuối Miocen sớm, phần lớn diện tích của bể bị chìm
sâu tạo điều kiện phát triển tầng “sét Rotalid” biển nông rộng khắp(tầng chắn khu vực
khá tốt cho toàn bể). Cuối Miocen sớm toàn bể trải qua quá trình nâng khu vực và bóc
mòn yếu, tầng sét Rotalid bị bào mòn từng phần và vẫn duy trì tính phân bố rộng. Vào
Miocen giữa, lún chìm nhiệt tiếp tục gia tăng và biển đã có ảnh hưởng rộng lớn đến
hầu hết các khu vực của bể. Cuối thời kỳ này có một pha nâng lên, dẫn đến sự tái thiết
lập điều kiện môi trường sông ở phần Tây Nam bể còn ở phần Đông, Đông Bắc bể
điều kiện ven bờ vẫn tiếp tục được duy trì. Miocen muộn được đánh dấu bằng sự lún
chìm mạnh ở Biển Đông và phần rìa của nó, khởi đầu quá trình thành tạo thềm lục địa
hiện đại Đông Việt Nam. Núi lửa hoạt động tích cực ở phần Đông Bắc bể Cửu Long,
Nam Côn Sơn và phần đất liền Nam Việt Nam. Từ Miocen muộn, bể Cửu Long đã
hoàn toàn thông với bể Nam Côn Sơn và hệ thống sông Cửu Long, song Đồng Nai trở
thành nguồn cung cấp trầm tích cho cả hai bể. Các trầm tích hạt thô được tích tụ trong
môi trường ven bờ ở phần Nam bể và trong môi trường biển nông trong ở phần Đông
Bắc bể. Pliocen là thời gian biển tiến rộng lớn và có lẽ đây là lần đầu tiên toàn bộ vùng
Biển Đông hiện tại nằm dưới mực nước biển. Các trầm tích hạt mịn hơn được vận
chuyển vào vùng bể Cửu Long và xa hơn tích tụ vào vùng bể Nam Côn Sơn trong điều
kiện nước sâu hơn.
55
II.3. Đặc điểm địa tầng trầm tích
Địa tầng của bể Cửu Long gồm đá móng cổ trước Kainozoi và trầm tích lớp
phủ Kainozoi (Hình 2.45, 2.46, 2.47, 2.48) với các đặc trưng thạch học - trầm tích, hoá
thạch… được mô tả tóm tắt như sau:
II.3.1. Các thành tạo trước Đệ Tam.
Các thành tạo trước Đệ Tam của bể Cửu Long bao gồm các phức hệ magma
xâm nhập, có tuổi tuyệt đối tương đương với 3 phức hệ trong đất liền là: Hòn Khoai,
Định Quán và Cà Ná.
Phức hệ Hòn Khoai có tuổi Trias muộn, tương ứng khoảng từ 195 đến 250
tr.năm trước, đây là phức hệ đá magma cổ nhất trong móng của bể. Theo tài liệu Địa
chất Việt Nam, thì granitoid Hòn Khoai được ghép chung với các thành tạo magma
xâm nhập phức hệ Ankroet-Định Quán gồm chủ yếu là amphybol-biotit-diorit,
monzonit và adamelit. Đá bị biến đổi, cà nát mạnh. Phần lớn các khe nứt đã bị lấp đầy
bởi khoáng vật thứ sinh: calcit-epidot-zeolit. Đá có phân bố chủ yếu ở phần cánh của
các khối nâng móng .
Phức hệ Định Quán có tuổi Jura, tuổi tuyệt đối dao động trong khoảng 130 đến
155 triệu năm. Các thành tạo magma thuộc phức hệ này có thể gặp khá phổ biến ở
nhiều cấu tạo như Bạch Hổ (vòm Bắc), Ba Vì, Tam Đảo và Sói. Ở các mỏ Hồng Ngọc,
Rạng Đông, Sư Tử Đen và Sư Tử Vàng (ở phía Bắc bể) chủ yếu là đá granodiorit, đôi
chỗ gặp monzonit-biotit-thạch anh đa sắc. Đá thuộc loại kiềm vôi, có thành phần axit
trung bình, SiO2 dao động trong khoảng 63-67%. Các thành tạo của phức hệ xâm nhập
này có mức độ giập vỡ và biến đổi cao, hình thành hệ thống độ rỗng hang hốc và khe
nứt chứa dầu khí rất tốt.
Phức hệ Cà Ná có tuổi tuyệt đối khoảng 90-100 triệu năm, thuộc Jura muộn,
đây là phức hệ gặp phổ biến nhất trên toàn bể Cửu Long. Phức hệ đặc trưng là granit
thuỷ mica và biotit, thuộc loại Natri-Kali, dư nhôm (Al=2.98%), Si (~69%) và ít Ca.
Các khối granitoid phức hệ magma xâm nhập này thành tạo đồng tạo núi và phân bố
dọc theo hướng trục của bể. Đá bị giập vỡ, nhưng mức độ biến đổi thứ sinh yếu hơn so
với hai phức hệ nêu trên.
Trong mặt cắt đá magma xâm nhập thường gặp các đai mạch có thành phần
thạch học khác nhau từ axit đến trung tính-bazơ, bazơ và thạch anh.
Tại một số nơi còn gặp đá biến chất nhiệt động kiểu paragneis hoặc orthogneis.
Các đá này thường có mức độ giập vỡ và biến đổi kém hơn so với đá xâm nhập.
56
Hình 2.45. Cột địa tầng tổng hợp bể Cửu Long
57
Hình 2.46: Cột địa tầng khu vực Đông Bắc bể Cửu Long
58
Hình 2.47: Cột địa tầng khu vực Trung Tâm bể Cửu Long
59
Hình 2.48: Cột địa tầng khu vực Tây Nam bể Cửu Long
60
II.3.2. Trầm tích Đệ Tam

Các thành tạo Kainozoi phủ bất chỉnh hợp trên mặt đá móng kết tinh bào mòn
và phong hoá.
Paleogen
Eocen
Hệ tầng Cà Cối (E2 cc)
Hệ tầng Cà Cối được phát hiện tại giếng khoan CL-1X trên đất liền, nhưng
chưa được nghiên cứu đầy đủ ở những phần chìm sâu của bể, nơi mà chúng có thể tồn
tại. Hệ tầng được đặc trưng bởi trầm tích vụn thô: cuội sạn kết, cát kết đa khoáng, xen
các lớp mỏng bột kết và sét kết hydromica-cloritsericit. Trầm tích có mầu nâu đỏ, đỏ
tím, tím lục sặc sỡ với độ chọn lọc rất kém, đặc trưng kiểu molas lũ tích lục địa thuộc
các trũng trước núi Creta-Paleocen-Eocen. Các bào tử phấn phát hiện được trong mặt
cắt này như: Klukisporires,Triporopollenites, Trudopollis, Plicapolis, Jussiena, v.v.
thuộc nhóm thực vật khô cạn thường phổ biến trong Eocen. Chiều dày hệ tầng có thể
đạt tới 600m tại các trũng sâu trong bể Cửu Long.
Oligocen dưới
Hệ tầng Trà Cú (E3 1 tc)
Trầm tích gồm chủ yếu là sét kết, bột kết và cát kết, có chứa các vỉa than mỏng
và sét vôi, được tích tụ trong điều kiện sông hồ. Đôi khi gặp các đá núi lửa, thành phần
chủ yếu là porphyr diabas, tuf basalt, và gabro-diabas. Chiều dày tại phần trũng sâu,
phần sườn các khối nâng Trung tâm như Bạch Hổ, Rồng và Sư Tử Trắng có thể đạt tới
500 m (Hình 2.49). Tuổi của hệ tầng theo phức hệ bào tử phấn (Oculopollis,
Magnastriatites) được xác định là Paleogen-Oligocen sớm. Kết quả khoan thăm dò
mới nhất tại lô 16-2 cho thấy tại khu vực Tây nam của bể có thể còn tồn tại các thành
tạo cổ hơn.
Theo đặc trưng tướng đá, hệ tầng được chia thành 2 phần: trên và dưới.
Phần trên chủ yếu là các thành tạo mịn, tương ứng với tập địa chấn E1 còn phần dưới
là thành tạo thô, tương ứng với tập địa chấn F. Tập F chỉ tồn tại trong các địa hào sâu.
Hệ tầng Trà cú thành tạo trong môi trường trầm tích là lục địa, tướng sông là
chủ yếu (Hình 2.51) gồm chủ yếu sét kết, bột kết xen kẽ ở phần trên và cát kết, đôi
khi bắt gặp đá núi lửa mafic ở phần dưới . Thành phần đá trầm tích núi lửa bao gồm
bazan, điaba, piroxen, olovin và các khoáng vật quặng.
Theo tài liệu địa chấn, chiều dầy trầm tích của hệ tầng biến đổi từ 0m tại khu
vực phía Bắc Đông Bắc và Nam Tây Nam hoặc tại các phần nâng của diện tích mỏ
Rồng (giếng 1, 2, 9, 16, 109, 116), Đông Nam mỏ Rồng (R-14, 21 ) và Nam Rồng
(giếng DM-1X, DM-2X, R-20 và R-25) tới dày nhất (hơn 900m) tại các địa hào tiếp
giáp với các cấu trúc dương (Hình 2.50)
Oligocen trên
Hệ tầng Trà Tân (E33 tt)
61
Hệ tầng Trà Tân đôi chỗ nằm bất chỉnh hợp trên hệ tầng Trà Cú. Mặt cắt hệ
tầng có thể chia thành ba phần khác biệt nhau về thạch học. Phần trên gồm chủ yếu là
sét kết màu nâu - nâu đậm, nâu đen, rất ít sét màu đỏ, cát kết và bột kết, tỷ lệ cát/sét
khoảng 35-50%. Phần giữa gồm chủ yếu là sét kết nâu đậm, nâu đen, cát kết và bột
kết, tỷ lệ cát/ sét khoảng 40- 60% (phổ biến khoảng 50%), đôi nơi có xen các lớp
mỏng đá vôi, than. Phần dưới gồm chủ yếu là cát kết hạt mịn đến thô, đôi chỗ sạn, cuội
kết, xen sét kết nâu đậm, nâu đen, bột kết, tỷ lệ cát/sét thay đổi trong khoảng rộng từ
20-50%. Các trầm tích của hệ tầng được tích tụ chủ yếu trong môi trường đồng bằng
sông, aluvi - đồng bằng ven bờ và hồ (Hình 2.51, 2.52 và 2.53). Các thành tạo núi lửa
tìm thấy ở nhiều giếng khoan thuộc các vùng Bạch Hổ, Bà Đen, Ba Vì, đặc biệt ở khu
vực lô 01 thuộc phía Bắc đới Trung tâm với thành phần chủ yếu là andesit, andesit-
basalt, gabro-diabas với bề dày từ vài mét đến 100m.
Nóc hệ tầng Trà Tân tương ứng với mặt phản xạ địa chấn SH7 và 3 phần mặt
cắt nêu trên ứng với ba tập địa chấn E (phần dưới), D (phần giữa) và C (phần trên).
Ranh giới giữa các tập địa chấn nêu trên đều là bất chỉnh hợp tương ứng là SH10, SH8
và SH7. Theo tài liệu địa chấn, bề dày của tập E thay đổi từ 0 - 2.000m, thường trong
khoảng 200 - 1.000m; Tập D từ 0m đến hơn 1.000m (thường trong khoảng 400-
1.000m); Tập C từ 0-400m (thường trong khoảng 200 - 400m) (Hình 2.50)
Ở khu vực phía Nam -Tây Nam, tập E hầu hết là vắng mặt ( phía Tây của lô 16-
2 và trên đỉnh của các bán địa lũy Ha Ma Trang-Ha Ma Đen thuộc trung tâm lô).
Trong các giếng đã khoan, ngoại trừ 2 giếng BĐ-1X chỉ khoan đến tập D và DN-1X
mới vào tới tập C thì tập E gặp trong các giếng BV-1X và TĐ-1X. Chiều sâu tập trầm
tích E giảm dần từ 2800m đến 6000m theo hướng từ ĐB- xuống TN. Tập E lấp đầy
các bán địa hào trong dải nhô ĐB-TN và bị chia cắt mạnh bởi các đứt gãy ĐB-TN, đứt
gãy vĩ tuyến, và các đứt gãy TB-ĐN. Chiều dày của tập E giảm dần từ phía ĐB xuống
TN với chiều dày trung bình khoảng 400-1600m.
Phần Trung tâm của mỏ Rồng (giếng R-1, 2, 9, 16, 116, 109) các trầm tích của
hệ tầng nằm phủ trực tiếp lên trên móng, còn tại các phần khác thì phủ lên trầm tích hệ
tầng Trà Cú. Phần dưới của hệ tầng (tập E2) có thành phần chủ yếu bao gồm sét kết và
cát kết (giếng R-3, 7, 5, 11), đôi khi xen kẽ các lớp đá núi lửa (giếng R-4, 6, 8) và sỏi
nằm trên móng (giếng R-1). Tập E2 vắng mặt tại phần nâng của khu vực Đông Nam
Rồng (R-14, R-21, R-301).
Trong khu vực phía Bắc của diện tích thuộc Lam Sơn JOC (lô 01/97 & 02/97),
tập E có chiều dày lên tới 2500m ở trung tâm , cạnh cấu tạo Hổ Xám, Hổ Xám South,
và Hổ Đen. Tại đây, tập E có hàm lượng sét lớn hơn rất nhiều so với khu vực khác.
Giếng khoan Hổ Xám - 1X đã xác nhận tập trầm tích này không những tồn tại đá chứa
cát kết mà còn tồn tại nguồn đá mẹ tốt do các tập sét hàm lượng cao nằm xen kẹp với
cát kết hạt mịn và được thành tạo trong môi trường đầm hồ. Ở phía Nam khu vực Lam
Sơn, tập E được thành tạo gần với khu vực cung cấp vật liệu và có thể được thành tạo
62
chủ yếu trong môi trường bồi tích với thành phần cát kết hạt thô cao. Do vậy cát kết
trong tập E này là đá chứa tốt với tỉ số N/G cao .
Sét kết của hệ tầng Trà Tân có hàm lượng vật chất hữu cơ cao đến rất cao đặc
biệt là tầng Trà Tân giữa, chúng là những tầng sinh dầu khí tốt ở bể Cửu Long đồng
thời là tầng chắn tốt cho tầng đá móng granit nứt nẻ. Hoá thạch bào tử phấn đã gặp ở
đây bao gồm: F. Trilobata, Verutricolporites, Cicatricosiporites.
Hình 2.49 Mặt cắt liên kết giếng khoan qua các giếng
Ruby-3X, ST-4X, TGT-3X, BD-1X, BG-1X
63
Hình 2.50 Mặt cắt liên kết giếng khoan qua các giếng
TL-2X, DD-1X, COD-1X, R-25, 17-C-1X
64
Chú thích
Fluvial/Aluvial
Ven bờ
Hồ
Mất trầm tích
Hướng cung cấp trầm

tích
Hình 2.51: Bản đồ môi trường trầm tích tập E (Oligocen dưới)
bể Cửu Long
65
Chú thích
Fluvial/Aluvial
Ven bờ
Hồ

tích
Hình 2.52: Bản đồ môi trường trầm tích tập D (Oligocen trên)
bể Cửu Long
66
Chú thích
Fluvial/Aluvial
Ven bờ
Hồ

tích
Hình 2.53: Bản đồ môi trường trầm tích tập C (Oligocen trên)
bể Cửu Long
Neogen
Miocen dưới
Hệ tầng Bạch Hổ (N11 bh)
Hệ tầng Bạch Hổ được chia thành hai phần: Phần trên gồm chủ yếu là sét kết
màu xám, xám xanh xen kẽ với cát kết và bột kết, tỷ lệ cát, bột kết tăng dần xuống
dưới (đến 50%). Phần trên cùng của mặt cắt là tầng "sét kết Rotalid" bao phủ phần lớn
bể, chiều dày thay đổi trong khoảng từ 50m đến 150m, đây là tầng chắn khu vực rất tốt
cho toàn bể. Phần dưới gồm chủ yếu là cát kết, bột kết (chiếm trên 60%), xen với các
lớp sét kết màu xám, vàng, đỏ. Các trầm tích của hệ tầng được tích tụ trong môi trường
đồng bằng aluvi - đồng bằng ven bờ ở phần dưới, chuyển dần lên đồng bằng ven bờ -
biển nông ở phần trên (Hình 2.54 ). Đá núi lửa đã được phát hiện ở nhiều giếng khoan
thuộc lô 01 , chủ yếu là basalt và tuf basalt, bề dày từ vài chục mét đến 250m. Hệ tầng
Bạch Hổ có chiều dày thay đổi từ 100-1.500m (chủ yếu trong khoảng từ 400-1.000m).
Các trầm tích của hệ tầng phủ không chỉnh hợp góc trên các trầm tích của hệ tầng Trà
Tân. Tầng sét kết Rotalia là tầng đá chắn khu vực cho toàn bể. Các vỉa cát xen kẽ nằm
trong và ngay dưới tầng sét kết Rotalia có đặc trưng thấm- chứa khá tốt, là đối tượng
tìm kiếm quan trọng ở bể Cửu Long. Dầu hiện đang được khai thác từ các tầng cát
67
này ở mỏ Hồng Ngọc, Rạng Đông, Bạch Hổ và Sư Tử Đen, và sẽ được khai thác ở
các mỏ Tê Giác Trắng, Hải Sư Trắng .
Tồn tại những hoá thạch bào tử phấn như F. levipoli, Magnastriatites,
Pinuspollenites, Alnipollenites và vi cổ sinh Synedra fondaena trong địa tầng này. Đặc
biệt trong phần trên của mặt cắt , tập sét màu xám lục gặp khá phổ biến hoá thạch đặc
trưng nhóm Rotalia: Orbulina universa, Ammonia sp
Chú thích
Fluvial/Aluvial
Ven bờ
Biển nông

tích
Hình 2.54: Bản đồ môi trường trầm tích tập BI (Miocen dưới)
bể Cửu Long
Miocen giữa
Hệ tầng Côn Sơn (N12 cs)
Hệ tầng Côn Sơn gồm chủ yếu cát kết hạt thô-trung, bột kết (chiếm đến 75-
80%), xen kẽ với các lớp sét kết màu xám, nhiều màu dày 5-15m, đôi nơi có lớp than
mỏng. Bề dày hệ tầng thay đổi từ 250 - 900m. Trầm tích của hệ tầng được thành tạo
trong môi trường sông (aluvi), đồng bằng ven bờ và biển nông (Hình 2.55). Trầm tích
của hệ tầng này nằm gần như ngang hoặc uốn nhẹ theo cấu trúc bề mặt nóc hệ tầng
Bạch Hổ, nghiêng thoải về Đông và Trung tâm bể, không bị biến vị. Liên kết với tài
liệu địa chấn, mặt cắt hệ tầng thuộc tập địa chấn BII nằm kẹp giữa hai mặt phản xạ địa
chấn SH2 và SH3. Đá hạt thô của hệ tầng Miocen trung có khả năng thấm, chứa tốt và
lần đầu tiên dầu khí được phát hiện trong tầng cát nằm trên tầng chắn khu vực (sét kết
Rotalia) tại GK.02/97.DD-1X và các giếng khoan của diện tích vùng Lam Son JOC.
Phát hiện này đã mở ra một đối tượng thăm dò mới của bể Cửu Long.
68
Trong hệ tầng này gặp phổ biến các bào tử phấn: F. Meridionalis, Plorschuetzia
levipoli, Acrostichum, Compositea... và các trùng lỗ, rong tảo như hệ tầng Bạch Hổ.
Chú thích
Fluvial/Aluvial
Ven bờ
Biển nông

tích
Hình 2.55: Bản đồ môi trường trầm tích tập BII (Miocen giữa)
bể Cửu Long
Miocen trên
Hệ tầng Đồng Nai (N13 đn)
Tuổi của hệ tầng được xác định theo tập hợp phong phú bào tử và
Nannoplakton: Stenoclaena Palustris Carya, Florschuetzia Meridionalis, nghèo hoá đá
foraminifera. Hệ tầng Đồng Nai chủ yếu là cát hạt trung xen kẽ với bột và các lớp
mỏng sét màu xám hay nhiều màu, đôi khi gặp các vỉa carbonat hoặc than mỏng, thành
tạo trong môi trường đồng bằng ven bờ và biển nông (Hình 2.56). Bề dày của hệ tầng
thay đổi trong khoảng từ 500 - 750m. Trầm tích của hệ tầng nằm gần như ngang,
nghiêng thoải về Đông và không bị biến vị. Liên kết với tài liệu địa chấn thì hệ tầng
Đồng Nai nằm kẹp giữa 2 mặt phản xạ địa chấn SH1 và SH2, tương ứng với tập địa
chấn BIII.
69
Chú thích
Fluvial/Aluvial
Ven bờ
Biển nông

tích
Hình 2.56: Bản đồ môi trường trầm tích tập BIII (Miocen trên)
bể Cửu Long
Pliocen - Đệ Tứ
Hệ tầng Biển Đông (N2-Q bđ)
Hệ tầng Biển Đông chủ yếu là cát hạt trung-mịn với ít lớp mỏng bùn, sét màu
xám nhạt chứa phong phú hóa đá biển và glauconit thuộc môi trường trầm tích biển
nông, ven bờ, một số nơi có gặp đá carbonat. Chúng phân bố và trải đều khắp toàn bể,
với bề dày khá ổn định trong khoảng 400 - 700m. Trầm tích của hệ tầng nằm gần như
ngang, nghiêng thoải về Đông và không bị biến vị. Trong mặt cắt của hệ tầng gặp khá
phổ biến các hoá đá foraminifera: Pseudorotalia, Globorotalia, Dạng rêu (Bryozoar),
Molusca, san hô, rong tảo và bào tử phấn: Dacrydium, Polocarpus imbricatus...
70
CHƯƠNG III: HỆ THỐNG DẦU KHÍ

III.1. Đá sinh
Bể Cửu Long là bể trầm tích có tiềm năng dầu khí lớn nhất trong các bể trầm
tích của nước ta. Các kết quả nghiên cứu từ trước tới nay đã cho thấy ở bể Cửu Long
tồn tại 2 tầng đá mẹ: trầm tích Oligocen và Miocen :
* Đá mẹ tuổi Oligocen
Theo kết quả phân tích mẫu, phần lớn mẫu sét kết từ các lô 15-1, 15-2, 16-1, 16-2 và
lô 17có hàm lượng TOC>1% (0,5-15,08%), giá trị tiềm năng S2>2mg/g (2,05-
100,7mg/g), được đánh giá có độ giàu VCHC cũng như tiềm năng sinh dầu từ trung
bình đến rất tốt. Đặc biệt mẫu tại các GK thuộc khu vực lân cận trũng Tây Bạch Hổ,
Trũng Đông bắc có giá trị TOC rất cao, lên tới 18,7%, S2 lên tới 95,9mg/g. Bên cạnh
đó, mẫu ở các GK Diamond-1X, Ruby-1, 2, 3X thuộc lô 01&02 với độ giàu VCHC và
tiềm năng sinh S2 từ trung bình đến rất tốt ( TOC dao động từ 0,5 đến 8,6% ;giá trị S2
từ 2,04 đến 28,25mg/g), đặc biệt tại giếng khoan Pearl-1X, 100% số mẫu có giá trị
tiềm năng sinh S2 cao(2,78-11,33mg/g).
Các kết quả phân tích mẫu này đã cho thấy đá mẹ Oligocen có độ giàu VCHC
từ trung bình đến rất tốt, tiềm năng sinh cao, tập trung vùng lân cận cấu tạo mỏ Bạch
Hổ-Rồng và càng vào sâu trũng trung tâm, độ giàu VCHC càng cao đặc biệt ở độ sâu
dưới 3100m, tại đây giá trị tiềm năng sinh HC đạt từ tốt đến rất tốt với sản phẩm là dầu
và khí trong đó dầu chiếm chủ yếu (hình 3.1). Số liệu phân tích trên cũng chỉ ra chất
lượng đá mẹ tốt hơn tại tập D, E so với tập C ( Bảng 3.1).
71
Bảng 3.1: Giá trị trung bình các tham số tiềm năng sinh của đá mẹ Oligocen
bể Cửu Long
TOC S1 S2 S1+S2
Giếng khoan PI HI (mg/g) Tmax (oC) Tên tập
(Wt%) (Kg/T) (Kg/T) (Kg/T)
0.30 0.03 0.78 0.81 0.05 154.85 435.78 Oli. Trên
16.1VV-1X
1.59 0.84 5.85 6.69 0.12 372.64 443.00 Oli. Dưới
0.75 0.06 0.82 0.88 0.07 109.00 434.25 C
16.1NO-1X 0.92 0.12 2.48 2.60 0.04 236.13 438.38 D
1.46 0.61 4.79 5.40 0.09 288.78 443.67 E
1.52 0.39 5.19 5.58 0.08 313.08 439.33 Đ
16.1TGT-1X 0.97 0.26 1.93 2.20 0.13 188.18 444.45 D1
1.71 1.39 3.05 4.44 0.31 188.10 458.00 D2
0.90 9.95 0.61 10.56 95.60 333.00 D
16.2 BG-1X
0.52 5.64 0.63 6.27 0.82 213.00 346.00 E
17VT-1XR 2.36 0.37 16.62 16.98 0.04 601.60 412.80 Oli
0.69 0.13 0.40 0.53 0.23 58.00 427.00 A
17D D-1X 1.86 0.27 4.12 4.39 0.07 213.14 434.00 B
3.47 0.16 25.20 25.36 0.01 656.42 430.40 C
16.2TD-1X 4.47 1.09 26.35 27.44 0.04 539.07 444.67 Oli
16.2BD-1X 1.15 0.38 0.99 1.37 0.26 73.08 456.67 Oli
16.2BV-1X 2.14 0.61 10.54 11.15 0.12 394.64 444.77 Oli
R-2 3.16 0.30 12.02 12.31 0.03 347.36 437.43 Oli
R-4 5.37 1.65 27.20 28.84 0.07 499.21 439.45 Oli
Trên biểu đồ HI&Tmax ở hình 3.1, VCHC chủ yếu là kerogene loại 1 và hỗn
hợp loại 1và 2 với giá trị HI >450mg/g (451,6-957mg/g), tập trung cao ở khu vực lô
09-1, 09-3, phía đông lô 15-2 giáp lô 09-2 và lân cận , đặc trưng cho đá mẹ sinh dầu.
Tại các giếng khoan thuộc lô 16-2, lô 15-2(15B-1X, 15-A-1X, 16-2-BD-1X, 16-1-VV-
1X) phần lớn mẫu với giá trị HI<350mgHC/gTOC chứa chủ yếu VCHC loại 3 có khả
năng sinh khí.
Đá mẹ Oligocen khu vực bể Cửu Long thể hiện tính trội VCHC đầm hồ, cho
tiềm năng sinh dầu cao. Hình 3.2 và 3.3 là sơ đồ phân bố đẳng giá trị các tham số địa
hóa (%TOC, S2 mg/g, HI mgHC/gTOC) cho bể Cửu Long.
Theo số liệu phân tích sắc ký khí, sắc ký khối phổ với các mẫu đá và mẫu dầu
thấy có sự xuất hiện nồng độ thấp đến trung bình cấu tử Oleanan, sự tập trung cao của
Hopane/Sterane thể hiện sự đóng góp VCHC nguồn gốc lục địa (định dạng trên mảnh
m/z 191), phân bố chủ yếu ở vũng vịnh-cửa sông và vùng chuyển tiếp (nước lợ). Sự
góp mặt cao nồng độ cấu tử C30-4 Methyl Sterane như là chất chỉ thị đánh dấu nguồn
gốc VCHC đầm hồ nước ngọt (S8=73.6-373.5). Đặc biệt cấu tử này có hàm lượng rất
cao trong mẫu đá của giếng khoan thuộc các lô 09, lô 17 và 15- 2 (Bảng 3.2)
72
Bảng 3.2: Các thông số đặc trung dấu vết sinh học của đá mẹ bể Cửu Long
Thông số Code Lô15.1 Lô 15.2 Lô 01&02 Lô 09&17 Nội dung
1/ VCHC
-Bicyclic sesquiterpanes B1 0.24-15.48 1.97-13.22 0.51-0.58 0.50-0.58 VK hoạt động mạnh
B2 0.51-11.93 0.75-21.10 0.52-0.70 0.58-0.63
-Tricyclic terpanes (T5) H11 0.67-4.07 0.70-6.57 1.58-18.24 4.82-34.61 Tảo nước ngọt -VK
-18(H)-Oleanane (O1) H15 2.23-47.80 2.92-10.75 2.94-37.08 1.72-29.25 TV bậc cao-hạt kín
-Hopanes/steranes M4 84.84-97.90 95.12-97.86 89.66-96.29 80.69-98.51 Chủ yếu VK hoạt động

-Steranes distribution S3-1 14.94-63.31 33.86-49.48 17.45-42.36 21.51-53.93 Tảo nước ngọt-TV BC
(C27-C28-C29)
-4Me-C30 steranes (42) S8 7.87-73.60 73.70-451.15 62.23-373.53 18.67-1799.76 Chủ yếu tảo nước ngọt
2/ Môi trường trầm tích:
-Pristane Pris./Phy. 1.49-9.42 2.42-3.76 2.09-6.49 2.48-4.54 OXH trung bình-cao

(iC19)/Phytane(iC20) H5-2 37.02-73.83 34.91-47.08 50.49-80.63 18.46-29.95 OXH thấp-tb
-Extended Hopanes (C31- S5 16.47-30.10 17.01-55.94 27.83-80.68 12.64-42.79 Xúc tác KV sét
C35) Pr/nC17 0.46-4.88 0.53-1.80 0.53-3.46 0.33-5.28 OXH trung bình-cao
-Diasteranes Phy/nC18 0.22-0.94 0.22-0.65 0.21-0.54 0.25-1.60 OXH trung bình-cao
-Pristane/nC17
-Phytane/nC18
3/ Mức độ trưởng thành: CPI-1 1.07-1.57 1.05-1.40 1.06-1.20 1.07-1.37 TT thấp –trung bình
S1 0.10-0.52 0.31-0.77 0.39-0.81 0.14-0.45 TT trung bình-cao
-Carbon preference index
-C29  regular steranes MPI-1 0.45-0.71 - - 0.19-0.62 TT trung bình-cao
20S/(20S+20R) H6 0.08-0.63 0.36-0.83 0.15-0.80 0.21-0.57 TT thấp -trung bình
-Methylphenanthrene Est. %Ro 0.67-0.82 - - 0.52-0.77 TT trung bình
index
-Ts/(Ts+Tm)
-Estimate %Ro
Đối với các mẫu đá, dựa theo giá trị đo Tmax, độ phản xạ Vitrinite(%Ro) cho
thấy phần lớn đá mẹ bắt đầu ngưỡng trưởng thành ở độ sâu từ 2800m(~%Ro=0.55), và
bước vào vùng cửa sổ tạo dầu ở độ sâu dưới 3300m(~%Ro=0.72).
Dầu/condensate được phát hiện trong đá chứa cát kết Miocen, Oligocen và
trong đá móng của bể Cửu Long với đặc trưng chứa hàm lượng paraffin cao (wax 18-
25%), hàm lượng lưu huỳnh thấp (%S<0.2) và được xếp loại dầu ngọt. Dầu thô ở bể
Cửu Long có tỷ trọng 25-40 oAPI. Cấu tử C29 Hopane<C30 Hopane (dải phân bố
Hopane m/z 191) chỉ ra chúng thuộc dầu paraffin sinh ra từ đá mẹ nguồn gốc không
mang tính biển(non-marine). Sự giàu sáp trong dầu là dấu hiệu liên quan của dầu với
nguồn vật liệu sinh ra từ lớp biểu bì của thực vật bậc cao hoặc sự tổng hợp HC từ tảo
nước ngọt. Sự hiện diện hàm lượng thấp của Vanadium (<1ppm) và Nikel(<10ppm)
cùng tỉ số Ni/V>2 của tất cả các mẫu có liên quan gần gũi chủ yếu với nguồn gốc vật
liệu được lắng đọng trong môi trường đầm hồ nước ngọt và vùng cửa sông (Bảng 3.3).
Bảng 3.3: Tính chất hóa học của dầu thô bể Cửu Long
73
Các chỉ tiêu Lô 15.1 Lô 15.2 Lô 01&02 Lô 17
API 34 38 32 29
Lưu huỳnh (%) 0,1 0,037 0,11 0,12
Sáp (%) 24 27 24 22
Asphalten (%) 4,24 0,57 10,35 5,9
HC no (%) 77 88 63 69
Vanadium (ppm) 0,24 0,08 0,33 0,63
Nickel (ppm) 4,74 0,4 10,67 7,3
Biểu đồ tam giác C27-C28-C29 m/z 217-218 chỉ ra quy luật phân bố của các mẫu
dầu, đá gần như nhau (hình 3.5, 3.6). Dựa trên số liệu phân tích , dầu ở bể Cửu Long
là dầu bình thường, chưa bị biến đổi (hình 3.7). Phần lớn mẫu dầu ở bể Cửu Long có
Pr/Ph <3, thể hiện môi trường oxi hóa đến khử yếu.
Ở bể Cửu Long, dầu chứa tỉ phần VCHC tảo đầm hồ cao hơn so với dầu từ các
bể trầm tích khác (hình 3.8). Phần lớn các mẫu dầu ở bể Cửu Long có độ trưởng thành
từ trung bình đến cao (Ts/(Ts+Tm): 0,5-0,77 tương ứng với 0,8-1,1%Ro quy đổi) (hình
3.9).
Như vậy đây là tầng đá mẹ có tiềm năng sinh dầu cao và được đánh giá là
nguồn sinh dầu chủ yếu ở bể Cửu Long
*Đá mẹ tuổi Miocen sớm
Kết quả phân tích mẫu đã cho thấy đá mẹ tuổi Miocen sớm có tính chất như:
nghèo VCHC, tiềm năng sinh kém và chưa đạt độ trưởng thành ( H 3.10, 3.11). Như
vậy chúng được đánh giá là chưa đủ điều kiện tham gia vào quá trình sinh dầu, khí ở
bể Cửu Long
74
NGHÈO
TỐT
TB
CỰC TỐT
1000 Loại 1
900
750
CỰC TỐT
TỔNG TIỀM NĂNG SINH HC (S1+S2) -mg/g
Chỉ số HI(mgHC/gTOC)
100 Loại 2
600
450
10 TỐT
300
TB
150 Loại 3
1
NGHÈO
0
400 420 440 460 480 500
Tmax(oC)
0.1
0.1 1 10 100
TỔNG HÀM LƯỢNG CACBON HƯUC CƠ -
16.1-BV-1X 16.2-TD-1X 16.2-BD-1X 16.1-VV-1X 16.1-NO-1X
Wt. % 17-DD-1X 17-VT-1X R-2X R-3X 09-BH-1X
15-G-1X 15-A-1X 15-C-1X 15.2-RD-1X 15.2-RD-6X
16.1VV-1X 16.1NO-1X 16.1TGT-1X 17DD-1X 17VT-1RX
15.2-GD-1X 15.2-PD-1X Ruby 1X Ruby-2X Ruby-3X
16.2-BD-1X 16-2-TD-1X 16.2BV-1X R-2 R-3
Emerald-1X Pearl-1X Diamond-1X 15.1SD-1X 15.1ST-1X
16.2BG-1X 15.1SD-1X 15.1SD-2X 15.1ST-1X 15.2PD-1X
15.1SD-2X
15.2-RD 15.2VD-1X 15.2GD-1X 09.3DM-1X 09.3-DM-2X
Hình 3.1: Tiềm năng sinh HC trầm Hình 3.2 : Biểu đồ phân loại kerogen
tích Oligocen bể Cửu Long trầm tích Oligocen bể Cửu Long
Hình 3.3: Sơ đồ phân bố đẳng giá trị tổng hàm lượng Cacbon hữu cơ
(%TOC), trầm tích Oligocen bể Cửu Long
75
Hình 3.4: Sơ đồ phân bố đẳng giá trị chỉ số Hydrogen(HI mgHC/gTOC),

trầm tích Oligocen bể Cửu Long
C 28 % C 28 %
0 100 0 100
20 80 20 80
40 60 40 60
Đầm hồ Đầm hồ
60 40 60 40
Cửa sông
Lục địa
Biển sâu
Lục địa
Biển sâu
Cửa sông
80 Biển mở 20 80 Biển mở 20
TVBC TVBC
100 0 100 0
C 27% C 29% C 27% C 29%
0 20 40 60 80 100 0 20 40 60 80 100
Hình 3.5: Biểu đồ tam giác Hình 3.6: Biểu đồ tam giác
C27-28-29 Sterane, mẫu đá C27-28-29 Sterane, mẫu dầu
76
1.60
Aro. %
1.40
100 0 Nam Con Son Cuu Long MaLay-ThoChu
Fluvio-Deltaic system
Normal Heavy,
(Terrestrial)
Crude oils degraded oils 1.20
80 20
Oleanane/C30 Hopane
1.00
60 40
0.80
0.60
40 60
0.40
20 80
0.20 lacustrine system
(Algal)
0 100
0.00
100 80 60 40 20 0 0.00 1.00 2.00 3.00 4.00 5.00 6.00
(Ts/Tm)Ratio
Sat. % NSO %
Hình 3.7: Biểu đồ tam giác thành phần Hình 3.8: Nguồn gốc dầu từ các
hóa học C15+, bể trầm tích ở Việt Nam
các mẫu dầu bể Cửu Long
Hình 3.9 : Độ trưởng thành các mẫu dầu bể Cửu Long
77
NGHÈO
TỐT
TB
CỰC TỐT
1000
900 Loại 1
750
CỰC TỐT
TỔNG TIỀM NĂNG SINH HC (S1+S2) -mg/g
100
Loại 2
600
HI (mg/g)
450
10 TỐT
300
TB
1
150 Loại 3
NGHÈ
O
0
400 420 440 460 480 500
o
0.1 Tmax ( C)
0.1 1 10 100
TỔNG HÀM LƯỢNG CACBON HỮU CƠ- Wt. %
16.2-BD-1X 16.1-VV-1X 15.1 SD-1X
17VT-1RX 16.2TD-1X 16.2BV-1X R-2 15.2RD-1X 15.2GD-1X 15.2PD-1X

R-3 16BG-1X 15.1SD-1x 15.2 RD
15.2VD-1RX 15.2GD-1x 15.2PD-1X
Hình 3.10: Biểu đồ tiềm năng sinh HC, Hình 3.11: Biểu đồ phân loại vật chất hữu cơ
trầm tích Miocen dưới, bể Cửu Long trầm tích Miocen dưới, bể Cửu Long
III.2. Đá chứa
Kết quả khoan ở bể Cửu Long đã cho thấy ở đây tồn tại đá chứa cát kết có tuổi từ
Miocen tới Oligocen và đá móng granitoid nứt nẻ hang hốc trước đệ tam , loại đá chứa
đặc biệt đối với các bể trầm tích ở Việt nam và trên thế giới .
III.2.1. Đá chứa Miocen
III.2.1.1. Tập BII (Miocen giữa - Hệ tầng Côn Sơn)
Đá chứa tập BII bao gồm các tập cát kết có chiều dày khá lớn trong hầu hết
các giếng của bể Cửu Long. Cát kết có màu xám đến xám sáng, hạt từ mịn đến thô,
góc cạnh đến tròn cạnh, độ chọn lọc từ kém đến khá.
Đá chứa cát kết tập BII được hình thành trong môi trường ven biển, biển,
nước lợ và bị ảnh hưởng mạnh bởi hoạt động thủy triều.
Cát kết thuộc tập BII không bị ảnh hưởng mạnh bởi quá trình nén ép thành đá
do đó đá chứa có chất lượng từ tốt tới rất tốt với độ rỗng, thấm cao, có thể đạt > 30%
và tương ứng hàng trăm Md. Dầu khí đã được phát hiện trong đối tượng này thuộc lô
01&02/97, khu vực Đông bắc của bể.
III.2.1.2. Tập BI ( Miocen dưới - Hệ Tầng Bạch Hổ)
Đá chứa tập BI có mặt ở tất cả các giếng khoan trong bể Cửu Long. Cát kết có
độ hạt từ tốt, tốt-trung bình (16-1-TGT-1X/2X/3X, 15-2-RD, 01&02-Diamond-1X) tới
78
thô/ rất thô, thậm chí có lẫn sỏi (15-1-SN-1X, 01&02/97-TL-1X, 01&02-Ruby-1X, 01-
Topaz North-1X …). Hình dạng hạt từ góc cạnh đến tròn cạnh. Độ chọn lọc từ kém tới
rất tốt.
Cát kết BI chủ yếu là arkose và phần nhỏ lithic arkose (Hình 3.12) với thành
phần hạt vụn gồm có thạch anh (25-42%), feldspar (13-27%) và mảnh đá (6-28%) . Từ
Oligocen tới Miocen dưới, vật liệu trầm tích chính của quá trình hình thành cát kết là
từ khối granitoid trước Kainozoi, trong khi những ngồn cung cấp khác như núi lửa,
trầm tích, và biến chất chỉ là nguồn cung cấp phụ trợ.
QUARTZ
Qu a r t z
QUARTZ ARENITE
95 5
SUBARKOSE SUBLITHRENITE
75 25
CARBONATE CLAY HST-1X well
TGT wells
Thành phần xi măng chính
Rang Dong-3X
Thang Long-2X
Ho Xam-1X
Ruby wells 50
Emerald-3X
SD wells
LITHARENITE
FELDSPATHIC
LITHARENITE
ARKOSE
ARKOSE
LITHIC
FELDSPAR ROCK FRAGMENT
Hình 3.12 . Phân loại cát kết tập BI (Theo L. B. Folk, 1974)
Quá trình hình thành đá của tập BI được đặc trưng bởi quá trình nén ép yếu đến
trung bình do vậy độ rỗng và độ thấm vẫn được bảo tồn, độ rỗng giữa hạt biến đổi từ
10 % đến hơn 20 % (Hình 3.13).
Độ rỗng và độ thấm của cát kết BI chủ yếu phụ thuộc vào môi trường trầm tích
và đặc điểm thạch học như kích thước hạt, độ chọn lọc, trong tập BI đá có chất lượng
chứa từ khá (01 & 02/97-TL-1X/2X, 01-Emerald-3X, …), tốt đến rất tốt (15-2-RD, 15-
1-SD, 16-1-TGT, 01-Topaz North…)
79
Hình 3.13 Sự liên thông tốt của lỗ rỗng giữa hạt

trong tập cát BI 01-Topaz North-3X: 1776.9m
Tầng chứa trong BI là tầng chứa quan trọng, là mục tiêu thăm dò ở bể Cửu
Long. Đã có nhiều tầng chứa được phát hiện và khai thác dầu trong tập BI. Kết quả
phân tích mẫu lõi được thể hiện ở hình 3.14 cho thấy độ rỗng và độ thấm cao tương
ứng có thể lên tới 25% và 4000mD. Kết quả phân tích từ tài liệu địa vật lý giếng khoan
cho thấy hàm lượng sét thay đổi từ 20% đến 30%, độ rỗng các vỉa chứa đạt trên 20%
hướng tăng dần từ trung tâm bể (15%) ra đới nâng phía ngoài (30%) (hình 3.15). Đây
là tầng chứa có chất lượng từ tốt cho tới rất tốt.
Porosity - Permeability Crossplot

130 core plugs
y = 0.0034e0.5033x
R2 = 0.7568
10000.000
1000.000
Permeability (mD)
100.000
10.000
1.000
0.100
0.010
0.0 5.0 10.0 15.0 20.0 25.0 30.0 35.0 40.0
Porosity (%)
Hình 3.14: Mối quan hệ giữa độ rỗng và độ thấm, tập BI, lô 01&02
80
Hình 3.15: Đặc trưng tầng chứa Miocen dưới theo tài liệu ĐVLGK,
GK 16-1-TGT-6X
81
III.2.2. Đá chứa Oligocen

a. Tập C (Oligocen muộn - Hệ tầng Trà Tân trên)
Cát kết tập C có màu mờ tới ôliu xám, xám nâu, hạt từ mịn tới thô (15-1-SD-
3X, 01 & 02/97-TL-2X và 01 & 02/97-DD-1X…), có nơi rất thô hoặc có cuội sỏi (15-
2-GD-1X, 15-1-SN-1X,..). Hình dạng hạt từ góc cạnh đến tròn cạnh. Độ chọn lọc từ
kém tới rất tốt. Cát kết tập C cũng chủ yếu là arkose và arkose lithic (Hình 3.16). Các
thành phần chính là thạch anh (33-48%), K-fenspat (9-21%), plagiocla (3-6%), mảnh
đá (6,5-22,4%). Xi măng và thành phần gồm chủ yếu là sét, cacbonat, lượng nhỏ Silic
và những thành phần khác .
QUARTZ
QUARTZ ARENITE
95 5
TGT wells 75 25
HST-1X
VT-1X
CARBONATE CLAY RD wells
TL-2X
Thành phần xi măng chính HX-1X
Ruby wells 50
Emerald-1X
SD wells
LITHARENITE
FELDSPATH IC
LITHARENITE
ARK OSE
ARK OSE
LITHIC

Hình 3.16: Phân loại cát kết tập C
Kết quả phân tích mẫu lõi cho thấy mặc dù kém hơn so với tập BI nhưng độ
thấm cũng có chỗ lên tới 1000mD do sự liên thông tốt của độ rỗng giữa hạt (hình
3.17, hình 3.18). Theo kết quả phân tích tài liệu địa vật lý giếng khoan, đá chứa tập C
có hàm lượng sét biến thiên từ 15% đến 35%, độ rỗng từ 10% đến 25% (Hình 3.19).
Đá chứa tập C được đánh giá là có chất lượng từ trung bình tới tốt.
82
Hình 3.17: Sự liên thông tốt của độ rỗng giữa hạt

trong cát kết tập C, 15-1-ST-1X, 3033.24m
Hình 3.18: Mối quan hệ giữa độ rỗng và độ thấm, tập C,

lô 16-1
83
Hình 3.19: Đặc trưng tầng chứa tập C theo tài liệu ĐVLGK,
giếng khoan 16-1-TGT-6X
84
b.Tập D (Oligocen muộn – Hệ tầng Trà Tân giữa)

Cát kết thuộc loại arkose và arkose lithic (hình 3.20). Thành phần khoáng vật
chính là thạch anh (28-45%), fenspat (12-27%) và các mảnh đá (6-18%). Các mảnh đá
chủ yếu gồm đá granit, với ít đá núi lửa.
Cát kết tập D đặc trưng bởi kích thước hạt từ trung bình tới mịn ( GK 01 &
02/97-TL-2X và 01 & 02/97-DD-1X), tại một số nơi có hạt thô (GK 16 - 1-TGT-
1X/3X, và phần trên của GK 15-1-SD-3X), hình dạng hạt từ góc cạnh tới tròn cạnh,
độ liên thông khá tốt (hình 3.21).
Qu a r t z
QUARTZ ARENITE 5
QUARTZ
75 25
TGT wells
VT-1X
RD wells
TL-2X
HX-1X
Ruby wells
CARBONATE CLAY Diamond-1X
SD wells
Thành phần xi măng chính
LITHARENITE
FELDSPATHIC
LITHARENITE
ARKOSE
ARKOSE
LITHIC
Hình 3.20: Phân loại cát kết tập D

Trong tập D, đá chứa có hàm lượng sét trung bình là 25%, độ rỗng thấp hơn so
với cát kết tập BI và tập C (từ 10% đến 20%)(hình 3.22). Nhìn chung, đá chứa tập D có
chất lượng từ kém tới khá .
Hình 3.21: Cát kết tập D với độ rỗng lien thông trung
bình (xanh); 16-1-TGT-4X, 3167.0m
85
Hình 3.22: Đặc trưng tầng chứa tập D theo tài liệu ĐVLGK,
Giếng khoan 15-1-SD-6X
c.Tập E ( Oligocen dưới)

Kết quả phân tích thạch học cho thấy cát kết tập E thuộc arkose và lithic
arkose(hình 3.23). Các thành phần chính là thạch anh, feldspar và các mảnh vụn. Cát
kết tập E gặp ở nhiều giếng như 15-1-ST, 15-2-RD, 15-1-SD, 01-Ruby. Cát kết có màu
trắng, màu xám, xám ôliu, hình dạng hạt từ góc cạnh đến tròn cạnh, độ chọn lọc từ
kém tới trung bình, hạt từ mịn tới thô, đôi chỗ rất thô, lẫn sỏi cuội (15-1-ST-3X, 15-1 -
SD-3X).
Hàm lượng Thạch anh thường dao động từ 25% đến 40%. Fenspat K 18-26%,
plagiocla 4-10%. Thành phần mảnh đá chủ yếu là granit (12% đến 30%) và núi lửa
(15/04%) gồm chủ yếu là andesit và ryolit / dacite. Tập E đều chứa hàm lượng rất cao
các loại mảnh vụn feldspar, granit và mảnh vụn đá núi lửa. Những thành phần này bị
ảnh hưởng mạnh mẽ bởi quá trình nén ép so với các thành phần khác (thạch anh), là
nguyên nhân làm giảm độ rỗng và độ thấm của đá.
86
ILLITE- KAOLINITE
SMECTITE CHLORITE
9-15%
5-10% 40-50%
Qu a r t z
QUARTZ ARENITE
95 5
ILLITE
SUBARKOSE SUBLITHARENITE
28-35%
SD-3X 75 25
ST wells
RD-3X
TL-2X
Emerald-1X
Ruby-3X
50
LITHARENITE
FELDSPATHIC
LITHARENITE
ARKOSE
ARKOSE
LITHIC
Hình 3.23: Phân loại cát kết tập E (Theo L. B. Folk, 1974)
Phân tích thạch học cho thấy những thay đổi trong quá trình thành đá ảnh
hưởng mạnh mẽ đến chất lượng tầng chứa, đặc biệt là quá trình ximăng hóa, nén ép
(Hình 3.24 và 3.25).
Hình 3.24: Độ rỗng nguyên sinh trong cát Hình 3.25: Quá trình nén ép mạnh làm
kết tập E (xanh,   9.7% ) giảm độ rỗng của cát kết tập E
15-1-C-4X, 3995.95m 15-1-ST-2X, 3904.2m
87
Kết quả phân tích mẫu lõi (hình 3.26) cho thấy độ rỗng và độ thấm thấp. Độ
rỗng tập trung chủ yếu trong khoảng 5-10%, độ thấm từ 0.01 đến 100 mD cho thấy
chất lượng đá chứa tập E kém hơn nhiều so với các tập khác. Điều này cũng phù hợp
với kết quả phân tích địa vật lý giếng khoan (hình 3.27, 3.28)
Porosity - Permeability Cross-Plot

E Sequence Plugs - BLOCK 15-1
100000
10000
1000
Permeability (mD)
100
10
0.1
0.01
K-PHI
0.001
0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35
Porosity (fraction)
Hình 3.26 : Mối quan hệ giữa độ rỗng và độ thấm,

tập E, lô 15-1
88
Hình 3.27: Đặc trưng tầng chứa tập E theo tài liệu ĐVLGK,
GK15-1 ST-2X
Hình 3.28: Đặc trưng tầng chứa tập E theo tài liệu ĐVLGK,
GK 15-1 ST-4X
89
d.Tập F ( Oligocen dưới)

Cát kết tập F không xuất hiện nhiều trong bể Cửu Long, chủ yếu gặp trong lô
15-1. Thành phần chủ yếu là arkose và arkose lithic (hình 3.29) với độ hạt từ trung
bình tới thô hoặc rất thô, đôi chỗ có sỏi cuội (15-1-ST-1X), độ chọn lọc từ kém tới
trung bình.
Cát kết tập F có màu xám sáng, đen xám tới xám nâu, độ mài tròn từ góc cạnh
tới tròn cạnh, được đặc trưng bởi hàm lượng fenspat, thạch anh và đặc biệt là các mảnh
đá granit (trung bình 15-30%). Các dấu hiệu trên cho thấy các mảnh vụn này có nguồn
gốc từ khối granit cổ và được vận chuyển trong khoảng cách rất ngắn. Cát kết tập F
được lắng đọng trong điều kiện năng lượng rất cao.
Qu a r t z
QUARTZ ARENITE
95 5
SUBARKOSE SUBLITHARENITE
75 25
15-1-ST-1X
15-1-ST-1X
15-1-ST-1X
FELDSPATHIC LITHARENITE
50 50
LITHIC ARKOSE
LITHARENITE
ARKOSE
Hình 3.29 : Phân loại cát kết tập F (Theo L. B. Folk) 1974)
90
Quá trình nén ép ảnh hưởng mạnh mẽ đến đá cát kết tập F(hình 3.30,
3.31) làm giảm mạnh độ rỗng nguyên sinh và độ thấm.
Hình 3.30: Quá trình nén ép mạnh Hình 3.31: Độ rỗng kém đến trung
làm giảm độ rỗng của cát kết tập F bình của cát kết tập F (xanh)
Kết quả phân tích độ rỗng và độ thấm của đá trong tập F cho thấy độ rỗng
thường nhỏ hơn 10%, độ thấm nhỏ hơn 10 mD (hình 3.32). Điều này cũng phù hợp với
kết quả phân tích tài liệu ĐVLGK (Hình 3.33 ), cho thấy đá chứa tập F có chất lượng
từ kém đến trung bình.
Porosity - Permeability Cross-Plot

F Sequence Plugs - BLOCK 15-1
100000
10000
1000
Permeability (mD)
100
10
0.1
0.01 K-PHI
0.001
0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35
Porosity (fraction)
Hình 3.32: Mối quan hệ giữa độ rỗng và độ thấm của

cát kết tập F lô 15-1
91
Hình 3.33: Đặc trưng tầng chứa tập F theo tài liệu ĐVLGK, GK 15-1- ST -1X
92
III.2.3. Đá Móng trước Đệ Tam

Đá chứa móng granitoid nứt nẻ-hang hốc là loại đá chứa đặc biệt rất phổ biến ở
bể Cửu Long. Hình ảnh đá bị dập vỡ, biển đổi có thể quan sát rõ tại các điểm lộ trên
đất liền và ở dưới sâu cũng nhận biết rất rõ trên các tài liệu ĐVLGK(hình 3.34).
Đới phong hóa
Đới phong hóa
Đới đá gốc
Hình 3.34 : Đới phong hóa và đá móng nứt nẻ

GK 15-1-SD-2X và 01/97 & 02/97-DD-1X
Nứt nẻ, hang hốc được hình thành do hai yếu tố: nguyên sinh-sự co rút của đá
magma khi nguội lạnh và quá trình kết tinh; thứ sinh-hoạt động kiến tạo và quá trình
phong hóa, biến đổi thủy nhiệt
Đối với đá móng nứt nẻ, độ rỗng thứ sinh đóng vai trò chủ đạo, bao gồm độ
rỗng nứt nẻ (_nn) và độ rỗng hang hốc (_hh). Hoạt động thủy nhiệt đi kèm với hoạt
động kiến tạo đóng vai trò hai mặt đối với việc tăng, giảm tính di dưỡng của đá chứa:
làm tăng kích thước các nứt nẻ, hang hốc đã được hình thành từ trước, nhưng cũng có
khi bị lấp đầy hoàn toàn hoặc một phần các nứt nẻ bởi các khoáng vật thứ sinh.
Trong mặt cắt các đới nứt nẻ xen kẽ các đới chặt sít, chiều dày thay đổi từ vài
cm đến vài chục mét, đôi khi đạt tới trên trăm mét. Giá trị độ rỗng nứt nẻ và tỉ phần
chiều dày hiệu dụng trên chiều dày chung theo tài liệu giếng khoan nhìn chung có xu
hướng giảm dần theo chiều sâu và tại phần trên của mặt cắt thường có mức độ dập vỡ,
biến đổi mạnh hơn.
93
Đá móng nứt nẻ chủ yếu gồm granit và granodiorit (hình 3.35). Thành phần
gồm: 12-34 % thạch anh, 9-38 % kali felspat, 14-40 % plagiocla (từ albit tới oligoclas)
và 2-10 % mica (biotit và muscovit). Một số nứt nẻ, hang hốc bị lấp đầy bởi các
khoáng vật thứ sinh như calcit, thạch anh, clorit, epidot, pyrit, zeolit, thỉnh thoảng là
oxit sắt. Granit bị biến đổi có chứa kaolinit chiếm từ 10 tới 30% và các khoáng vật
kiềm
Theo tài liệu nghiên cứu bằng hình ảnh trên cơ sở điện trở suất (FMI) hoặc theo
siêu âm (CAST_V) những nứt nẻ lớn và các đới đá dập vỡ và biến đổi được phân định
khá rõ (hình 3.36)
Đá có đặc trưng độ rỗng thấp (trung bình 1-3%) ( Hình 3.37) độ thấm rất cao (
hàng nghìn mD). Tại nhiều giếng khoan kết quả thử vỉa đã cho dòng tới hơn
1.000m3/ngày, thậm chí đạt 2.000m3/ngày. Đây là tầng chứa dầu khí quan trọng nhất ở
bể Cửu Long.
QUARTZ
Bach Ho fields Quartzolite

90 90
Rang Dong wells
Ca Ngu Vang 1X/2X
Vung Dong 1X/2X well
16-Voi Vang-1X Quartz
Thang Long-1X/2X rich
Ruby 1X/2X granitoids
Su Tu Chua-1X 60
60
Su Tu Vang-1X/2X
Su Tu Nau-1X
Diamond-1X GRANITE
GRANODIORITE
K-Feldspar Tonalite
granite
20
20
20
K-Feldspar
Quartz
quartz granite Quartz Quartz
Quartz Quartz
diorite
syenite Quartz monzonite Monzodiorite granite
Syenite Diorite
Syenite Monzonite Monzodiorite
10 35 65
K-FELDSPAR PLAGIOCLASE
Hình 3.35: Phân loại đá macma khu vực nghiên cứu
94
Hình 3.36. Kết quả phân tích FMI GK 15-1-SD-2X
Hình 3.37: Đặc tính thấm chứa của đá móng nứt nẻ, giếng khoan 15-1-SD-8I
95
III.3. Đá chắn
Đá chắn dầu khí ở bể Cửu Long được xem là những vỉa hoặc tập sét nằm trong
khoảng địa tầng từ Miocen tới Oligocen. Dựa theo đặc điểm thạch học, cấu tạo, chiều
dày, diện phân bố của các tầng sét trong mặt cắt trầm tích bể Cửu Long, có thể phân ra
thành 4 tầng chắn chính, trong đó có 1 tầng chắn khu vực và 3 tầng chắn địa phương
(Hình 3.38).
Tầng chắn khu vực – tầng sét thuộc nóc hệ tầng Bạch Hổ hay còn gọi là tập sét
Rotalid. Đây là tầng sét khá dày, phát triển rộng khắp bể Cửu Long. Nóc của tập này
trùng với mặt phản xạ địa chấn tầng Miocen hạ. Chiều dày khá ổn định ở các lô thuộc
trung tâm bể, trung bình khoảng trên dưới 100m, có nơi đến 200m ( ở khu vực lô 15-1
dày trên dưới 100m, 15-2 dày từ 100-200m, lô 16-1 dày từ vài chục mét tới hàng trăm
mét, mỏ Bạch Hổ trung bình 100m) và mỏng dần về rìa bồn trũng. Ở lô 17 bề dày tập
chắn chỉ còn 20-30 m thậm chí có nơi giảm còn 5-7m, lô 01/97 & 02/97 chiều dày của
tầng sét cũng giảm mạnh, thành phần không đồng nhất, các tập sét xen kẹp các tập cát
mỏng vì vậy khả năng chắn kém hơn rất nhiều. Đá có cấu tạo khối, hàm lượng sét cao
(50-80%). Khoáng vật chính của sét là montmorilonit, thứ yếu là hydromica, kaolinit,
hỗn hợp (hydromica-mont) và ít clorit. Hệ số phân lớp nhỏ hơn 0.1. Trong đá hiếm gặp
vật liệu hữu cơ. Đây là tầng chắn tốt cho cả dầu lẫn khí. Các vỉa dầu được phát hiện
nằm trong và dưới tập chắn này là 21-22 (mỏ Rồng), MI-09-50 (mỏ Pearl, Hồng
Ngọc) hay B10 (Sư Tử Đen),…Liên kết tầng sét Rotalid qua các giếng 01-Diamond-
1X, 15-1-SD-1X, 15-2-VD-1RX, 16-2-VV-1X, 16-2-BD-1X, 17-C-1X cho thấy sự
biến đổi chiều dày của tầng chắn qua các lô (hình 3.39, 3.40).
Tầng chắn địa phương I-tầng sét nằm trong tầng Miocen hạ. Chiều dày tầng
chắn này dao động từ 60 đến 150 m, hệ số phân lớp: 0,1-0,47, gồm nhiều vỉa sét với
chiều dày 5-10m và hàm lượng sét trung bình khoảng 60%,. Đây là tập sét kém đồng
nhất, nằm phủ trực tiếp trên các vỉa sản phẩm 23, 24 (mỏ Rồng và Bạch Hổ) (hình
3.41) và MI-60 ( mỏ Pearl).
Tầng chắn địa phương II-tầng sét thuộc hệ tầng Trà Tân (tập D và C) bao gồm
các vỉa sét riêng lẻ có khả năng chắn đối với các vỉa chứa dầu khí nằm bên dưới. Chiều
dày của vỉa sét dao động mạnh từ vài mét cho đến vài chục mét (hình 3.42). Sét chủ
yếu có nguồn gốc đầm hồ, tiền delta, phân lớp dày và có khả năng chắn tốt. Kết quả
khoan tìm kiếm thăm dò cho thấy các thân dầu đã phát hiện trong tầng móng nứt nẻ
như các mỏ: Đông Nam Rồng, Bạch Hổ, Rạng Đông, Hồng Ngọc, Sư Tử Đen, Sư Tử
Vàng,… đều có sự hiện diện của tầng chắn này, phủ kín toàn bộ diện tích và đặc biệt
là phần đỉnh móng với tổng chiều dày các vỉa sét đạt tới hàng trăm mét.
Tầng chắn địa phương III-tầng sét thuộc hệ tầng Trà Cú (hình 3.43). Đây là
tầng chắn mang tính cục bộ, có diện phân bố hẹp. Chúng thường phát triển bao quanh
các khối nhô móng cổ, rất hiếm khi phủ kín cả phần đỉnh của khối nâng móng. Sét
phân lớp dày, có khả năng chắn khá tốt, đặc biệt cho các thân cát lòng sông nằm dưới
96
hoặc trong chúng. Những phát hiện dầu (Bạch Hổ, Đông Rồng) và khí condensat (Sư
Tử Trắng) là bằng chứng về khả năng chắn của tầng này.
Tầng chắn Rotalia
Tầng chắn địa phương I
Tầng chắn địa phương II
Tầng chắn địa phương III
Hình 3.38: Sự phân bố các tầng chắn theo chiều sâu trên mặt cắt địa chấn
97
Hình 3.39: Tầng chắn khu vực Rotalia, tuyến 01-Diamond-1X, 15-1-SD-1X, 15-2-VD-1RX, 16-2-VV-1X, 16-2-BD-1X,
17-C-1X
98
Hình 3.40: Tầng chắn khu vực sét Rotalia (15-1-SD-1X, Ruby-3X, TL-2X)
99
Rồng -20 Rồng -25
Hình 3.41 : Tầng chắn địa phương I, Miocen dưới, mỏ Rồng
100
Hình 3.41: Các tập sét chắn địa phương II, tập C, lô 16.1
Hình 3.42: Tập sét chắn địa phương II, tập C, lô 16-1
Hình 3.43: Tập sét chắn địa phương III, tập F, lô 15-1
101
III.4. Các loại bẫy

Bẫy chứa dầu khí ở bể Cửu Long bao gồm: bẫy cấu trúc, bẫy phi cấu tạo và bẫy
hỗn hợp
III.4.1. Bẫy cấu trúc
Đây là loại bẫy phổ biến ở bể Cửu Long. Bẫy cấu trúc được hình thành do biến
dạng của các lớp đất đá được gây ra bởi các hoạt động kiến tạo. Bẫy cấu trúc gồm 2
loại chủ yếu:
- Bẫy nếp lồi: họat động kiến tạo đã uốn cong các lớp đất đá nằm ngang ban đầu
tạo nên loại bẫy này (hình 3.44)
- Bẫy bám đứt gãy: bẫy loại này được hình thành do nếp lồi bị đứt gãy kín cắt qua
(hình 3.45, 3.46).
Bẫy cấu trúc gặp ở hầu hết ở các lô như 15-1/05, 01&02/10 …(hình 3.47, 3.48)
và các cấu tạo đã khoan cho tới thời điểm hiện tại như Rồng, Bạch Hổ, Sư Tử Đen…
Hình 3.44: Bẫy cấu trúc lô 15-2/01
102
Hình 3.45: Bẫy cấu trúc lô 16-2

SW NE
NW-SE cross section

White Camel (Line 04-072)
BI-Seq
C-Seq
D-Seq
E-Seq
F-Seq
Bstm
Lạc Đà
Trắng
2 Km
103
N SE
W
NE-SW cross section
White Camel (Line 04-011)
BI-Seq
Bstm C-Seq
D-Seq
E-Seq
Lạc Đà
Trắng F-Seq
2 Km
Hình 3.48: Bẫy cấu trúc Lô 01&02/10

III.4.2. Bẫy phi cấu tạo
Bẫy phi cấu tạo được chia ra do các nguyên nhân thạch học (mất độ thấm trong
đá chứa), trầm tích (vát nhọn, thấu kính) hoặc cổ địa lý (bào mòn, lòng sông cổ, bất
chỉnh hợp địa tầng)
Đây là một dạng bẫy khó phát hiện và có rủi ro cao trong quá trình tìm kiếm
thăm dò dầu khí. Trong bể Cửu Long, loại bẫy này có thể tồn tại ở một số lô như 09, 17
( Hình 3.49, 3.50)
104
Hình 3.49: Bẫy phi cấu tạo lô 09-2
Hình 3.50: Bẫy Phi cấu tạo lô 09-3
105
III.4.3. Bẫy hỗn hợp

Bẫy được hình thành do sự kết hợp của bẫy cấu trúc và bẫy địa tầng (Hình
3.51). Trong bể Cửu Long, dạng bẫy này gặp chủ yếu trong trầm tích Oligocen.
Hình 3.51: Bẫy hỗn hợp lô 15-1/05
III.5. Thời gian/ Dịch chuyển dầu khí
Từ kết quả mô hình địa hóa 2D, các bản đồ trưởng thành đã được xây dựng
cho nóc và đáy các tập đá mẹ thời điểm hiện tại (hình 3.52a,b). Tại đáy tập E
(Oligocen dưới), đá mẹ chủ yếu đang trong pha sinh dầu & khí ẩm-condensat ngoại
trừ phần nhỏ thuộc trũng Đông bắc và trũng Tây Bạch Hổ (độ sâu vượt 5800m) đá
mẹ đang tạo khí khô do ảnh hưởng quá trình cracking). Trong khi đó tại nóc tập D,
C (Oligocen trên) đá mẹ đang trong pha sinh dầu. Độ sâu đạt các ngưỡng hiện tại
của đá mẹ Oligocen được thể hiện trong bảng 3.4.
Bảng 3.4: Độ sâu các ngưỡng hiện tại của đá mẹ Oligocen bể Cửu Long
Độ sâu hiện
Đá mẹ Ranh giới ngưỡng %Ro
tại(m)
Trưởng thành 0,55 2450-2670
Cửa sổ tạo dầu 0,72 3270-3390
Oligoxen
Condensate 1,3 4680-4860
Khí khô(CH4) >2.0 >5800
Trên hình 3.53 cho thấy dầu bắt đầu sinh ra từ đá mẹ Oligocen từ khoảng 29
tr.n.t(~%Ro>0.55).Khi đá mẹ bước vào pha sinh dầu mạnh (mật độ HC sinh cực
106
đại) thì bắt đầu xuất hiện di cư HC trên diện rộng (%Ro>0.72) xảy ra vào thời kỳ
Miocen sớm (27-17tr.n.t) đối với đá mẹ thuộc khu vực trũng sâu của bể. Tại khu
vực rìa bao quanh phần trũng bể, nơi có đá mẹ Oligocen, dầu và khí đã và đang
được sinh ra.
Trên một số mặt cắt thể hiện độ bão hòa dầu, khí cao, xuất hiện di cư mạnh
của dầu, khí theo phương thẳng đứng qua các đứt gãy lớn tới tầng chứa phía trên
hoặc dịch chuyển dọc tầng theo vỉa cát xen kẹp trong chính tầng đá mẹ hoặc theo
các tập tiếp xúc trực tiếp với tầng sinh. Trên đường dịch chuyển dầu có thể được giữ
lại và trở thành những tích tụ hydrocarbon, nếu tại đó tồn tại bẫy chứa, ngược lại
chúng bị phân tán và thoát đi.
Mô hình cho thấy trên một vài tuyến xuất hiện các tích tụ dầu khí và có biểu
hiện di thoát rõ rệt của dầu, khí. Trên hình (3.54a-b), thể hiện tích tụ dầu, khí(
khoảng cách 35232m, 47336m, 79686m tính từ bên trái tuyến S18A) tại thời điểm
hiện tại trong tầng chứa Miocen dưới và Oligocen.
Tiềm năng sinh dầu, khí đá mẹ Oligocen chỉ ra mật độ sinh dầu tập trung cao
tại khu vực thuộc trũng trung tâm bể đặc biệt tại khu vực Bắc mỏ Bạch Hổ và Tây
nam lô 15-1, trũng sâu lô 15-2 , nơi có chiều dày tầng sinh lớn cũng như chất lượng
đá mẹ tốt ngoại trừ phần dưới tầng đá mẹ ở khu vực thuộc trũng Đông bắc và Tây
Bạch Hổ (độ sâu dưới 5800m), nơi có mật độ khí cao (chủ yếu khí CH4). Như vậy,
có thể kết luận đá mẹ khu vực thuộc trũng chính bể Cửu Long là đối tượng sinh
chính của bể (hình 3.55).
Khu vực thuộc đới nâng Cửu Long, đới nâng Phú Quý và khu vực sườn
nghiêng Tây bắc, Đông Nam nơi trầm tích quá mỏng hoặc vắng mặt đá mẹ
Oligocen, mặc dù không tham gia vào quá trình sinh dầu nhưng rất quan trọng trong
việc đón nhận sản phẩm di cư từ đá mẹ tại các trũng sâu di lên thông qua hệ thống
đứt gẫy hoặc nứt nẻ của đá. Dựa vào lịch sử phát triển của bể, phần lớn các dạng bẫy
đã được hình thành chủ yếu trong giai đoạn tạo rift và đầu giai đoạn sau rift (Miocen
sớm), sớm hơn với giai đoạn sinh mạnh và di cư chính của dầu, khí. Như vậy các
bẫy hoàn thiện trong giai đoạn trước có cơ hội thuận lợi tiếp nhận các sản phẩm di
cư trên. Đối với bẫy hình thành muộn có cơ hội đón nhận những pha sinh HC sau.
107
S14
8A
S1
Hình 3.52a: Độ trưởng thành thời điểm Hình 3.52b: Độ trưởng thành thời điểm
hiện tại tuyến S18A hiện tại tuyến S14
Hình 3.53: Sơ đồ thời gian di cư HC từ đá mẹ Oligocen ở bể Cửu Long
108
8A
S1 S14
Hình 3.54a: Độ bão hòa dầu, khí thời điểm Hình 3.54b: Độ bão hòa dầu, khí thời
hiện tại tuyến S18A điểm hiện tại tuyến S14
109
Hình 3.55: Bản đồ phân bố mật độ di thoát dầu của tầng đá mẹ Oligocen
110
CHƯƠNG IV: ĐÁNH GIÁ TÀI NGUYÊN DẦU KHÍ
IV.1. Phân tích Play
Căn cứ vào đặc trưng hệ thống dầu khí, đặc điểm địa chất của các mỏ và phát
hiện dầu khí, trong bể Cửu Long có thể phân ra 5 play hydrocarbon (Hình 4.1): đá
móng nứt nẻ trước Đệ Tam (play 1), cát kết Oligocen dưới (play 2), cát kết
Oligocen trên ( play 3) cát kết Miocen dưới (play 4) và cát kết Miocen giữa (play 5)
.
Play 1: móng nứt nẻ trước Đệ Tam
Gồm đá magma xâm nhập granitoid và một phần không đáng kể đá biến
chất. Những phát hiện dầu khí lớn trong bể đều liên quan đến play này, như: mỏ
Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông, Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng, Cá Ngừ Vàng, Hồng Ngọc
và các cấu tạo có phát hiện như: Tam Đảo, Vải Thiều, Diamond, Turquoise,
Emerald, Vừng Đông, Ba Vì, Bà Đen, Cam, Sói,… Các bẫy này thường liên quan
đến khối móng nhô dạng địa lũy, hoặc núi sót bị chôn vùi, khép kín 2- 3 chiều bởi
các tập trầm tích hạt mịn Oligocen phủ trên và nằm gá đáy bao xung quanh, các
chiều còn lại được ôm vào đứt gãy. Dầu được nạp vào bẫy từ các tầng sinh bao
quanh hoặc di cư từ các trũng sâu và được chứa trong hang hốc, nứt nẻ
Thân dầu ở dạng khối, chiều cao thân dầu thường lớn, có thể đạt tới khoảng
2000m, tùy thuộc vào mức độ chắn và biên độ khép kín của khối móng nâng cao.
Phần trên đỉnh là đới phong hóa và dưới đó là đới nứt nẻ, hang hốc. Ranh giới dưới
của bẫy có thể là ranh giới dầu nước như ở Đông Nam Rồng, Rạng Đông, nhưng đa
phần là đới đá chặt xít nằm phía dưới như: móng Bạch Hổ, Sư Tử Đen, Sư Tử
Vàng, Đông Rồng. Đá có độ rỗng thấp, độ thấm và khả năng cho dòng rất cao.
Đá móng granitoid nứt nẻ, phong hóa là đối tượng chứa dầu khí quan trọng
nhất của bể. Rủi ro lớn nhất của play này là ở khả năng bao kín của đá chắn và mức
độ dập vỡ của đá móng.
Play 2: Cát kết Oligocen dưới
Là một trong những đối tượng thăm dò, khai thác chính của bể Cửu Long. Ở
các mỏ Bạch Hổ và Rồng, STT… đã phát hiện các vỉa dầu khí thương mại thuộc
play này. Đá chứa là cát kết thạch anh, felspat hạt thô màu xám, nâu xám có nguồn
gốc sông ,bồi tích thuộc tập địa chấn E và F, phát triển ở cánh cấu tạo, nằm kề áp
vào móng bào mòn. Đôi chỗ cát kết cùng với đá móng hợp thành một thân dầu
thống nhất. Cát lòng sông cắt xẻ vào nhau tạo thành các tập cát dày. Các thân cát
này bị các đứt gãy từ móng cắt qua tạo thành các khối riêng biệt, bẫy chứa dầu kiểu
địa tầng hay phi cấu tạo, có ranh giới dầu nước riêng, bị chắn thạch học và cấu tạo.
Đá có độ rỗng, thấm từ trung bình đến thấp.
111
Tầng chắn là tập hạt mịn nằm phần trên của lát cắt. Đôi khi chính các tập sét
nội tầng cũng đóng vai trò chắn cục bộ. Cũng như play móng nứt nẻ, dầu của các
tích tụ thuộc Oligocen dưới được nạp từ chính tầng sinh cùng tên hoặc cổ hơn .
Play 3: Cát kết Oligocen trên
Play này bao gồm các vỉa cát kết nằm trong trong tập địa chấn D và C. Cát kết
là loại arkos xám sáng, nâu vàng nhạt xen lớp mỏng với sét, bột kết, đá vôi và than,
thành tạo trong môi trường đầm hồ, sông bồi tích, nằm trên đỉnh và phát triển cả ở
bên các cánh của cấu tạo, được cắt bởi các đứt gãy. Đá chứa có độ rỗng và thấm
thay đổi từ trung bình tới tốt.Tầng chắn đồng thời cũng là tầng sinh quan trọng nhất
của bể Cửu Long thuộc play này. Dầu được sinh ra chủ yếu từ tập sét này và di dịch
, tích tụ vào các tập cát kết gần đó và ở phía trên.
Play 4: Cát kết Miocen dưới
Cát kết chứa dầu Miocen dưới có nguồn gốc sông , biển nông ven bờ và nằm
trong tập địa chấn BI. Tại một số mỏ như Rồng, Rạng Đông, Sư Tử Đen, Hồng
Ngọc ở phần trên của tập cát kết arkos hạt mịn, thô mỏng chứa dầu xen lớp mỏng
với sét có điện trở suất thấp (3.5-7ohm.m). Đá chứa có độ rỗng và thấm cao, khả
năng cho dòng rất tốt. Trên nóc tập địa chấn BI là tầng sét dày ( Rotalid) đóng
vai trò chắn khu vực cho bể Cửu Long. Dầu được nạp vào bẫy do di dịch từ tầng
sinh ở sâu hơn. Tầng sinh tuổi Miocen dưới được đánh giá là chưa đủ độ trưởng
thành. Các bẫy chủ yếu là dạng cấu trúc dạng vòm và hỗn hợp , bị chắn thạch học
và kiến tạo.
Play 5: Cát kết Miocen giữa
Cát kết trong tập này được lắng đọng trong môi trường biển nông và vũng
vịnh là chủ yếu.Các thân cát có độ dầy lớn tới từ 20m đến 25m với độ rỗng và thấm
rất cao. Do nằm nông nên chưa bị biến đổi thứ sinh mạnh, độ rỗng nguyên sinh vẫn
được bảo toàn. Tại khu vực tầng sét chắn Miocen dưới mỏng, không có khả năng
chắn tốt, dầu có thể di dịch từ dưới sâu và được nạp vào bẫy. Bẫy là dạng địa tầng
nên phạm vi phát triển và liên thông là hạn chế. Cho tới hiện tại play này mới được
phát hiện ở mỏ Đông Đô (DD-1X và DD-2X) vào năm 2007 và 2008.
Ngoài các play chính nêu trên, tại bể Cửu Long còn tồn tại 1 loại play khác là đá
phun trào , gặp ở các mỏ như Bạch Hổ, Rồng, Hồng Ngọc… Đá thường gặp là
bazalt diaba, andesit diabas . Trong trường hợp chúng nằm phủ trực tiếp lên bề mặt
của đá móng phong hóa-nứt nẻ thì được xem như một phần của play móng nứt nẻ
trước Đệ Tam. Khi các thể đá phun trào nằm trong mặt cắt trầm tích (Oligocen,
Đông Bắc Rồng) thì chúng được xem như một play độc lập. Tầng sét phủ trên và
bao quanh vừa đóng vai trò tầng chắn, vừa là tầng sinh, cung cấp dầu cho bẫy. Dầu
còn có thể được cung cấp từ tầng sinh phía dưới , di chuyển theo các đứt gãy. Các
bẫy đã được phát hiện thường nhỏ, phát triển cục bộ, bị chắn thạch học ở mọi phía.
112
Công tác tìm kiếm thăm dò play này có mức độ rủi ro cao do bị hạn chế về quy mô
phát triển và do khả năng tồn tại hang hốc, nứt nẻ của đá thấp.
Hình 4.1: Mô hình các loại play ở bể Cửu Long
113
IV.2. Đánh giá tiềm năng đầu khí
IV.2.1. Cấu tạo triển vọng

Các cấu tạo triển vọng ở bể Cửu Long được xác định trên cơ sở các kết quả
minh giải tài liệu địa chấn và các bản đồ cấu tạo tỷ lệ 1/200.000 cho các tầng như đã
đề cập ở phần trên. Trong phạm vi khu vực nghiên cứu gồm các lô: 01&02; 01&
02/97; 01&02/10; 15-1/05; 15-1/01; 15-2; 15-2/01; 15-2/10; 16-1/03; 16-1; 16-2;
17; 09-1; 09-2; 09-2/09; 09-3; 25&31 đã xác định ngoài các mỏ còn rất nhiều cấu
tạo triển vọng, trong đó có một số đã được khoan và phát hiện dầu khí (hình 4.2 đến
4.7.)
Hình 4.2: Sơ đồ phân bố các mỏ bể Cửu Long
114
Hình 4.3: Sơ đồ phân bố các cấu tạo cho đối tượng móng
Hình 4.4 : Sơ đồ phân bố các cấu tạo cho đối tượng chứa là
cát kết Oligocen dưới (E)
115
Hình 4.5: Sơ đồ phân bố các cấu tạo cho đối tượng chứa là
cát kết Oligocen trên (D)
cát kết Oligocen trên (C)
116
cát kết Miocen dưới (BI)
IV.2.2. Phương pháp đánh giá
Để giúp cho việc xác định và thống kê một cách dễ dàng, toàn bộ tiềm năng dầu khí
của bể Cửu Long được chia thành 3 nhóm như sau:
Nhóm 1: Các mỏ đã thành lập báo cáo trữ lượng dầu khí và đã được chính phủ
phê duyệt. Trữ lượng tại chỗ và thu hồi được thống kê theo các kết quả tính đã được
PVN hoặc chính phủ phê duyệt, không tính lại.
Nhóm 2: Các phát hiện đã khoan, có phát hiện dầu khí, con số trữ lượng của các
phát hiện đã được các nhà thầu đánh giá sơ bộ, không tính lại.
Nhóm 3: Các cấu tạo triển vọng chưa được khoan.
Tiềm năng dầu khí của các cấu tạo triển vọng được đánh giá như sau:
Phương pháp tính

Phương pháp thể tích và phần mềm GeoX được sử dụng để đánh giá tiềm năng tại
chỗ của các cấu tạo theo từng play.
Công thức tính :
Đối với vỉa dầu:
117
OIIP= BRV*N/G**(1-Sw)*TF*1/Bo
Ass.Gas = OIIP*GOR
Đối với vỉa khí:
GIIP=BRV*N/G**(1-Sw)* TF* GEF
Cond = GIIP * CGR
Trong đó:
OIIP: Trữ lượng dầu tại chỗ, m3
GIIP : Trữ lượng khí tại chỗ, m3
Ass.Gas : Khí đồng hành, m3
Cond: condensate, m3
BRV: Tổng thể tích đá, m3
GOR: Tỷ số khí /dầu, m3/m3
CGR: Tỷ số condensate /khí, m3/m3
N/G: Tỷ số chiều dày hiệu dụng trên tổng chiều dày , phần đv
: Độ rỗng của đá chứa, phần đv
Sw: Độ bão hoà nước, phần đv
TF: Hệ số lấp đầy bẫy phần đv
Bo: Hệ số thể tích dầu, m3/m3
GEF: Hệ số giãn nở khí, m3/m3
Biện luận và lựa chọn thông số đầu vào

Từ các kết quả nghiên cứu chi tiết về cấu trúc địa chất, hệ thống dầu khí ,
liên kết giếng khoan và các thông số chứa, thông số công nghệ mỏ ở các mỏ, các
cấu tạo phát hiện , cho phép lựa chọn các thông số trữ lượng cho từng lô. Tại khu
vực chưa có giếng khoan, các thông số này được xác định tương tự về giá trị và quy
luật phân bố như khu gần nhất đã có giếng khoan.
BRV: Giá trị trung bình thể tích đá được xác định trên cơ sở bản đồ cấu trúc đỉnh
và đáy của tầng cần tính tiềm năng dầu khí tại chỗ. Do quá trình minh giải tài liệu
địa chấn, chuyển từ thời gian sang độ sâu còn chịu sai số nhất định nên giá trị này
có thể nhỏ hơn hoặc lớn hơn giá trị trung bình. Để giảm độ rủi ro cho tính tiềm
năng,trong báo cáo này, BRV cũng được xác định với 3 giá trị nhỏ nhất, trung bình
và lớn nhất, trong đó giá trị nhỏ nhất giảm 10% và lớn nhất tăng 10% so với giá trị
trung bình.
N/G: Phân bố tam giác thường được áp dụng cho N/G đối với cả đá cát kết và đá
móng nứt nẻ hang hốc trước Đệ Tam
Độ rỗng: Thống kê các số liệu độ rỗng cho đá chứa cát kết tại khu vực đã có giếng
khoan cho thấy chúng tuân theo quy luật phân bố Lognormal (từ hình 4.8 đến hình
4.10). Đối với đá móng nứt nẻ, hang hốc trước Đệ Tam, độ rỗng thường được xác
định theo quy luật phân bố tam giác ở hầu hết các khu vực.
Độ bão hòa dầu khí: Đối với đá chứa cát kết, độ bão hòa dầu khí tương tự như độ
rỗng thường được tuân theo quy luật phân bố Lognormal (hình 4.11 – hình 4.13).
Còn với đá đá móng nứt nẻ, hang hốc trước đệ tam thông số này không được xác
118
định và thường được áp dụng tương tự như đối với mỏ Bạch hổ cho 3 giá trị 0,8;
0,85 và 0,9 tương ứng với giá trị nhỏ nhất, trung bình và lớn nhất.
Hệ số lấp đầy bẫy : Do các cấu tạo có kích thước nhỏ, nên để tránh rủi ro trong
việc đánh giá tiềm năng, thông số này đã được xác định bằng 0,8
GOR, CGR: Được xác định từ kết quả thử vỉa hoặc số liệu khai thác.
Hệ số thể tích dầu/ giãn nở khí: Được xác định theo kết quả phân tích PVT của
các mẫu dầu, khí ở các mỏ hoặc các phát hiện.
Trong khi xác định các thông số độ rỗng và hệ số thể tích yếu tố độ sâu cũng đã
được đưa vào phân tích, đánh giá nhằm lựa chọn các thông số gần hơn với thực tế.
Quan hệ theo chiều sâu của các thông số này ở các mỏ, phát hiện trong khu vực đã
được xây dựng (hình 4.14 - hình 4.16), qua đó có thể dự báo chính xác hơn cho khu
vực chưa có giếng khoan.
Hình 4.8: Phân bố độ rỗng tầng BI giếng 15-1-SD-1X
Hình 4.9: Phân bố độ rỗng tầng C giếng 15-2-VD-1X
119
Hình 4.10: Phân bố độ rỗng tầng D giếng 01&02-Topaz-1X
Hình 4.11: Phân bố độ bão hòa dầu tầng BI giếng 15-1-SD-1X
Hình 4.12: Phân bố độ bão hòa dầu tầng C giếng 16-2-HMX-1X
120
Hình 4.13: Phân bố độ bão hòa dầu tầng D giếng 15-1/05-LDV-1X
121
Hình 4.14: Mối quan hệ giữa độ rỗng và chiều sâu lô 15-1
122
Độ Porosity
rỗng
0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3
1700
1900
2100
2300
2500
2700
e pth(m)
ChiềuDsâu
2900
3100
3300
3500
3700
3900
4100
Hình 4.15: Mối quan hệ giữa độ rỗng và chiều sâu lô 01&02/97
Hình 4.16: Phân bố hệ số Bo theo chiều sâu, bể Cửu Long
123
IV.2.3.Kết quả
Nhóm 1: Trữ lượng dầu khí tại chỗ của các mỏ đã có báo cáo đánh giá trữ
lượng được phê duyệt
Cho tới thời điểm 31/12/2010 toàn bộ 18 mỏ (Hình 4.2) đã có báo cáo đánh giá
trữ lượng dầu khí tại chỗ và được Hội đồng trữ lượng quốc gia hoặc PVN phê duyệt
. Trữ lượng dầu khí tại chỗ của từng mỏ được thống kê ở các bảng 4.1- bảng 4.3.
Bảng 4.1: Trữ lượng Dầu- Khí- Condensate tại chỗ của các mỏ ở bể Cửu Long
Trữ lượng Dầu -Khí -Condensate của các mỏ bể Cửu Long (Tính theo mức 2P)
Oil (2P) Gas (2P) Cond Tổng quy Đã Khai thác Còn lại
dầu
Lô Mỏ OIIP Reserves GIIP Reserves CIIP Reserves Tổng quy Dầu Khí Tổng quy Dầu Khí Tổng quy
dầu tại (Reserves) +Cond dầu +Cond
(tr.m3) (tr.m3) (tỷ m3) (tỷ m3) (tr.m3) (tr.m3) (tỷ m3) (tỷ m3) dầu (tr.m3)
chỗ (tr.m3) (tr.m3) (tr.m3) (tr.m3)
Ruby 95,429 21,15 9,86 3,63 105,289 24,78 11,5 1,67 13,17 9,65 1,96 11,61
Pearl 11,06 2,4 0,65 0,15 11,71 2,55 0,06 0,02 0,08 2,34 0,13 2,47
01
Diamond 13,06 2,376 3,36 0,91 0,73 0,29 16,42 3,576 2,67 0,91 3,576
Topaz 10,51 2,911 1,07 0,28 11,58 3,191 0,02 0 0,02 2,891 0,28 3,171
Thang Long 22,052 4,06 1,26 1,11 23,312 5,17 4,06 1,11 5,17
01/97 - 02/97
Dong Do 30,24 4,15 0,48 0,09 30,72 4,24 4,15 0,09 4,24
Hai Su Den 40,5 11,72 8,44 2,47 48,94 14,19 11,72 2,47 14,19
15-2/01
Hai Su Trang 95,749 2,755 1,28 0,38 108,549 3,135 2,755 0,38 3,135
09-2 Ca Ngu vang 16,674 4,34 7,62 1,93 24,294 6,27 1,08 0,51 1,59 3,26 1,42 4,68
Su Tu Den 123,21 36,56 7,61 2,86 130,82 39,42 24,95 1,63 26,58 11,61 1,23 12,84
Su Tu Vang 63,355 15,83 2,54 0,63 65,895 16,46 5,91 0,21 6,12 9,92 0,42 10,34
15-1
Su Tu Trang 93,05 10,7 86,3 17,26 179,35 27,96 10,7 17,26 27,96
Su Tu Nau 84 14,7 1,07 0,19 85,07 14,89 14,7 0,19 14,89
Rang Dong 131,43 34,41 22,46 9,04 153,89 43,45 27,51 6,59 34,1 6,9 2,54 9,44
15-2
Phuong Dong 5,755 1,765 3,163 1,97 0,84 0,16 8,918 3,895 0,33 0,41 0,74 1,595 1,56 3,155
16-1 Te Giac Trang 35,5 11,07 4,57 1,45 40,07 12,52 11,07 1,45 12,52
TỔNG 785,399 180,897 161,73 44,35 1,57 0,45 947,1239 225,697 71,36 11,04 82,4 109,991 33,4 143,387
Bảng 4.2: Trữ lượng dầu khí tại chỗ của Mỏ Bạch Hổ
Trữ Lượng địa chất Mỏ Bạch Hổ tính đến ngày 01/01/2006
Phức hệ sản Trữ lượng dầu theo cấp (tr.m3) Trữ lượng khí hòa tan theo cấp (tỷ m3) Tổng quy dầu (tr.m3)
phẩm
B C1 B+C1 C2 B C1 B+C1 C2 B C1 B+C1 C2
Miocene dưới 14,15 10,46 24,61 8,98 1,77 1,13 2,9 0,93 15,92 11,58 27,51 9,91
Oligocene trên 16,66 16,66 12,91 1,23 1,23 0,96 17,9 17,9 13,87
Oligocene dưới 42,97 9,39 52,36 13,75 8,34 2,29 10,63 3,04 51,31 11,68 62,99 16,78
Móng 206,33 298,95 505,28 84,45 38,95 50,1 89,05 13,74 245,28 349,05 594,33 98,19
Tổng 263,45 335,46 598,91 120,09 49,05 54,76 103,81 18,66 312,5 390,22 702,72 138,75
B+C1 = 598,912 (tr.m3). Trong đó của móng là 505,2824 (tr.m3) chiếm 84,37%, của Oli là 69,02 (tr.m3) chiếm 11,52%, của Mio là 24,60 (tr.m3) chiếm 4,1%
C2 =120,089 (tr.m3). Trong đó của Móng là 84,44 chiếm 70,32%, của Oli là 26,66 (tr.m3) chiếm 22,2%, của Mio là 8,98 (tr.m3) chiếm 7,5%
Trong đó tổng lượng dầu khai thác quy đổi (tính đến ngày 31/12/2010) là 250,47 (tr.m3)
124
Bảng 4.3: Trữ lượng và tiềm năng dầu khí tại chỗ của Mỏ Rồng
TRỮ LƯỢNG DẦU KHÍ TẠI CHỖ BAN ĐẦU VÀ TIỀM NĂNG MỎ RỒNG TỚI 1.7.2008
P1( tr.m3) P2 (tr.m3) P3 (tr.m3) P1+P2 (tr.m3) Tiềm năng (tr.m3)
KHU VỰC
Mio Oli Móng Tổng Mio Oli Móng Tổng Mio Oli Móng Tổng Mio Oli Móng Tổng
NR-ĐM 3,572 28,626 32,198 6,604 3,454 27,983 38,041 4,098 11,003 72,5 87,601 70,239
ĐÔNG NAM 26,601 26,601 12,288 12,288 6,416 6,416 38,889
TT 25,526 0,47 1,445 27,441 36,556 1,753 1,8 40,109 67,55
TB 11,552 29,847 41,399
ĐB 3,882 3,155 0,223 7,26 10,916 10,916 18,176 6,431 9,648 16,079
Đ 14,228 3,65 17,878 10,605 10,605 5,357 5,357 28,483
YÊN NGỰA 0,135 0,135 1,472 1,472 2,24 2,24 1,607
TỔNG 29,408 21,56 60,545 111,513 43,16 17,595 52,676 113,431 4,098 25,016 72,5 101,614 224,944 17,983 39,495 57,478
P1+P2= 224, 944 triệu m3 dầu quy đổi trong đó của móng là 113,221 triệu m3 chiếm 50,3%, của olig là 39,155 trm3 chiếm 17,4% , của Mio là 72,568 tr m3 chiếm 32,3%
p3= 101,614 triệu m3 trong đó của móng là 72,5 trm3, chiếm 71%, của Oli là 25,016 trm3 chiếm 24,6% và của Mio là 4,098 tr m3 chiếm 4,4%
Tiềm năng= 57,478 triệu m3 trong đó của móng là 39,495 triệu m3, chiếm 69% và của Oli là 17,983 tr m3 chiếm 31%
Trong đó tổng lượng dầu khai thác quy đổi (tính đến ngày 31/12/2010) là 11,58 (tr.m3)
Nhóm 2:Trữ lượng dầu khí tại chỗ của các phát hiện.
Ngoài 18 mỏ dầu khí như trên, ở bể Cửu Long còn có 19 phát hiện (Hình 4.17).
Mặc dù chưa được thẩm lượng, song trữ lượng dầu khí tại chỗ của các phát hiện này
cũng đã được sơ bộ tính và kết quả được trình bày ở các bảng 4.1- bảng 4.15. Các
phát hiện cũng được phân loại theo trữ lượng dầu khí tại chỗ ở các mức khác nhau (
2-5-10-20-55 tr m3) như trong bảng 4.16 nhằm đánh giá đúng hơn thực trạng trữ
lượng dầu khí tại chỗ để có kế hoạch thẩm lượng, phát triển phù hợp. Theo đó, tổng
trữ lượng dầu quy đổi tại chỗ cho các phát hiện là 522,80 triệu m3 quy dầu. Nếu chỉ
tính cho các phát hiện có trữ lượng dầu quy đổi tại chỗ lớn hơn 5 triệu m3 thì tổng
trữ lượng dầu quy đổi tại chỗ cho các phát hiện ở bể Cửu long là 515,47 triệu m3
quy dầu. Điều này nói lên các phát hiện có trữ lượng dầu khí tại chỗ lớn hơn 5triệu
m3quy dầu chiếm phần lớn trong các phát hiện ở đây.
Hình 4.17: Sơ đồ phân bố các phát hiện dầu khí ở bể Cửu Long
125
Bảng 4.4: Trữ lượng dầu khí tại chỗ của các phát hiện lô 01&02/10
Dầu tại chỗ (tr.m3)
Lô Phát hiện Tầng
P50
D 1,29
E 0,94
01& 02/10 Hổ Đen
Móng 13
Tổng 15,23
Bảng 4.5: Trữ lượng dầu khí tại chỗ của các phát hiện ở lô 01&02
Dầu tại chỗ (tr.m3) Khí tại chỗ (tỷ.m3)

P50 P50
BSMT 16,3 2,9
C&D 24,7 3,9
Jade 2b-4-Oli 1,3 0,1
2b-6-Oli 4,7 0,2
01&02
Tổng 47 7,1
MI-09 3,4 0,29
Emerald OL-10-90 127,97 36,11
Tổng 131,37 36,4
Bảng 4.6: Trữ lượng dầu khí tại chỗ của các phát hiện ở lô 15-1/05
Lô Phát hiện Tầng Dầu tại chỗ P50 (tr.m3)

BI 0,11
C 0,59
D 0,06
E-min
Lac Da Vang
E-max 9,75
Móng trung tâm +Nam 10,37
Móng-Bắc 7,3
15-1/05 Tổng 28,18
E-4way
11,15
E-max
Móng -Bắc 3,82
Lac Da Nau Móng trung tâm + Đông Bắc
Móng Nam 11,4
Móng -Max 23,85
Tổng 50,22
126
Bảng 4.7: Trữ lượng dầu khí tại chỗ của các phát hiện ở lô 15-2
Dầu tại chỗ (tr.m3) Khí tại chỗ (tỷ m3)

P50 P50
15-2 Duong Dong Oli 4,17 1
Bảng 4.8: Trữ lượng dầu khí tại chỗ của các phát hiện ở lô 15-2/01

P50 P50
BI 5.2 0,64
Hai Su Bac
Tổng 0,64
15-2/01
E 4,6
Hai Su Nau
Tổng 4,6
P50 P50
BSMT 24,4
E 3,9
Te Giac Den
D 17,8
16-1
Tổng 46,1
D 5,24
Voi Trang
Tổng 5,24
Bảng 4.10: Trữ lượng tại chỗ các phát hiện lô 16-2
Cond tại chỗ
Khí tại chỗ (tỷ m3) Dầu tại chỗ(tr.m3)
Lô Phát hiện Tầng (tr.m3)
BI.1 1,97
C 4,59
D 5,28 2,93
E2
Ha Ma Xam E1 4,6 2,56
Basement 5,68
16-2
Clastic 9,88 5,49 6,57
Tổng Móng 5,68
Tổng 9,88 5,49 12,25
BI.1 11,86
Doi Nau C 12,63 9,49
Tổng 12,63 21,35
127
Trữ lượng tại chỗ

Lô Cấu tạo Đối tượng Tầng
(tr.m3)
SH3 3,544
Miocen dưới
SH5 19,954
Oligocen trên SH7 0,394
Mèo
SH10 1,096
Trắng
Oligocen dưới SH11 0,521
Móng SHB 7,775
09-1 Tổng 33,284
Miocene dưới SH5 1,982
SH7 1,75
Oligocen trên
Gấu SH10 6,7
Trắng Oligocen dưới SH11 2,571
Móng SHB 6,259
Tổng 19,262
P50
BSMT 5,9
E Lower 10,28
E Upper 8,46
Kinh Ngu Trang
C 1,4
Intra BI.1 0,24
09-2
Tổng 26,29
BSMT 4,25
E Lower 1,5
KNT South
C 10,74
Tổng 16,49
128
P50
BI.1 0,24
C 0,96
SOI C
E 0,27
Móng 4,95
Tổng 6,42
09-3 H21(BII) 0,79
H23(BII) 0,12
Đoi Moi
SH8(D) 0,13
Trung Tam
SH10(E) 2,75
SH10(E) 1,57
Tổng 5,36
Bảng 4.14: Trữ lượng dầu khí tại chỗ của các phát hiện ở lô 17
Lô Phát hiện Tầng Dầu tại chỗ (tr.m3)
Oli 7,1
Cam Móng 1,74
Tổng 8,84
0,47
Móng
17 0,27
E 0,38
Vai Thieu
0,62
C
0,33
Tổng 2,07
Bảng 4.15: Tổng hợp trữ lượng dầu khí tại chỗ của các phát hiện ở bể Cửu Long
Trữ lượng các phát hiện
Tầng Dầu tại chỗ (tr.m3) Khí tại chỗ (tỷ m3) Tổng quy dầu (tr.m3) Tỷ lệ
Mio 44,61 0,29 44,9 8,6%
Oli 247,032 90,12 337,152 64,5%
Móng 113,184 27,3 140,48 26,9%
Tổng 404,826 117,71 522,536
Bảng 4.16: Phân loại các phát hiện

Phân loại trữ lượng
<2 (tr.m3) 2-5 (tr.m3) 5-10 (tr.m3) 10-20 (tr.m3) 20-55 (tr.m3) >55 (tr.m3)
Hai Su Bac Hai Su Nau Duong Dong Ho Den Jade Emerald
Vai Thieu Voi Trang Gau Trang Lac Da Vang
Kinh Ngu Trang Lac Da Nau
Soi C Te Giac Den
Doi Moi Trung Tam Ha Ma Xam
Cam Doi Nau
Tổng quy dầu Meo Trang
(tr.m3) 0,64 6,67 39,49 34,492 273,474 167,77
129
Nhóm 3: Tiềm năng dầu khí tại chỗ của cấu tạo triển vọng chưa được khoan.
Dựa trên kết quả minh giải tài liệu địa chấn, tại bể Cửu Long còn phát hiện rất
nhiều cấu tạo triển vọng. Mặc dù có kích thước nhỏ, song tiềm năng của chúng cũng
rất có ý nghĩa đối với công tác TKTD& KT dầu khí ở đây trong những năm tiếp
theo. Phụ thuộc vào mức độ tin tưởng của tài liệu địa chấn đã chia các cấu tạo này
thành cấu tạo triển vọng (Prospect) (tin tưởng cao) và cấu tạo tiềm năng (Lead) (tin
tưởng thấp). Phân bố của các cấu tạo này được thể hiện ở các hình 4.18, hình 4.19.
Hình 4.18: Sơ đồ phân bố các cấu tạo triển vọng (Prospect)
130
Hình 4.19: Sơ đồ phân bố các cấu tạo tiềm năng (Lead)

Trên cơ sở các bản đồ cấu trúc của từng cấu tạo, đã lựa chọn các cấu tạo có
triển vọng (Xem Phụ lục hồ sơ cấu tạo) để đánh giá tiềm năng. Áp dụng phương
pháp đánh giá tương tự và cách lựa chọn thông số đầu vào như trình bày ở trên, đã
xác định được thông số trữ lượng cho từng Play ở từng cấu tạo. Thông qua phần
mềm GeoX , tiềm năng dầu khí của chúng đã được xác định (bảng 4.16 – bảng
4.37). Với các cấu tạo có kích thước nhỏ, nằm ở phần rìa của bể thuộc các lô
01&02; 01&02/97; 15-1/05 hoặc các cấu tạo thuộc lô 31 (đã khoan, không có phát
hiện) được đánh giá không có tiềm năng đã không được đánh giá trong báo cáo này.
 Lô 01&02/10
Bảng 4.17: Thông số đầu vào của các cấu tạo triển vọng ở lô 01&02/10
Thể tích (10^6m3) N/G Φ So

Cấu tạo Play BO TF GOR
NN TB LN NN TB LN NN TB LN Mean
Ho Den South Móng 437 485 534 0,2 0,4 0,6 0,01 0,02 0,03 0,85 1,17 0,8 288
Ho Vang Móng 3387 3763 4139 0,2 0,4 0,6 0,01 0,02 0,03 0,85 1,17 0,8 288
Ho Tay SW * Móng 278 308,5 339 0,2 0,4 0,6 0,01 0,02 0,03 0,85 1,17 0,8 288
Spinel Móng 974 1082 1190 0,2 0,4 0,6 0,01 0,02 0,03 0,85 1,17 0,8 288
Beryl Móng 32 35,8 39 0,2 0,4 0,6 0,01 0,02 0,03 0,85 1,17 0,8 288
131
Bảng 4.18: Kết quả tính tiềm năng tại chỗ của các cấu tạo triển vọng ở lô 01&02/10
Dầu tại chỗ Khí đồng hành
Lô Cấu tạo Play (tr.m3) (tỷ m3) POS
P50 P50
Ho Den South Móng 2,26 0,12 0,25
Ho Vang Móng 17,49 0,9 0,21
Ho Tay SW * Móng 0,72 0,04 0,15
01&02/10
Beryl Móng 0,08 0,004 0,14
Spinel Móng 2,51 0,13 0,14
Tổng 23,06 1,194
* Lô 15-1/05
Bảng 04.19: Thông số đầu vào của các cấu tạo triển vọng ở lô 15-1/05

NN TB LN NN TB LN Mean Std Mean Std
LDT-N Móng 135 150 165 0,1 0,2 0,3 0,02 0,85 1,26 0,8 288,3
Cát kết Oligocene (E) 5 6 7 0,05 0,1 0,15 0,16 0,03 0,58 0,12 1,28 0,8 416,5
LDT
Móng 243 270 297 0,1 0,2 0,3 0,02 0,85 1,26 0,8 288,3
Cát kết Oligocene (E) 99 110 121 0,05 0,1 0,15 0,23 0,03 0,58 0,12 1,28 0,8 416,5
LDD
Móng 45 50 55 0,1 0,2 0,3 0,02 0,85 1,26 0,8 288,3
LDD-Max Móng 3444,3 3827 4209,7 0,1 0,2 0,3 0,02 0,85 1,26 0,8 288,3
Móng-LN 3447 3830 4213 0,1 0,2 0,3 0,02 0,85 1,26 0,8 288,3
LDX Móng-N 54 60 66 0,1 0,2 0,3 0,02 0,85 1,26 0,8 288,3
Móng-S 486 540 594 0,1 0,2 0,3 0,02 0,85 1,26 0,8 288,3
Bảng 4.20: Kết quả tính tiềm năng tại chỗ của các cấu tạo triển vọng ở lô 15-1/05

P50 P50
LDT-N Móng 0,31 0,02 0,1
Cát kết Oligocene (E) 0,03 0,002
LDT Móng 0,55 0,03 0,1
Tổng 0,58 0,032
Cát kết Oligocene (E) 0,88 0,07
LDD Móng 0,1 0,01 0,1
15-1/05
Tổng 0,98 0,08
LDD-Max Móng 7,85 0,4 0,16
Móng-LN 7,85 0,4
Móng-N 0,13 0,01
LDX 0,19
Móng-S 1,14 0,06
Tổng 9,12 0,47
132
* Lô 15-2/01
Bảng 4.21 : Thông số đầu vào của các cấu tạo triển vọng và cấu tạo tiềm năng ở
lô 15-2/01
Cát kết Mioncene Hạ (B15.2) 70,43 78,26 86,09 0,2 0,35 0,5 0,2 0,05 0,49 0,12 1,36 0,8 459
Hai Su Vang Cát kết Mioncene Hạ (B15.2 intra) 107,99 119,99 131,99 0,2 0,35 0,5 0,18 0,05 0,49 0,12 1,36 0,8 459
Cát kết Oligocene (C) 112,79 125,32 137,85 0,25 0,3 0,35 0,16 0,03 0,47 0,09 1,28 0,8 814
Lead A Móng 2948,4 3276,0 3603,6 0,2 0,3 0,4 0,02 0,85 1,8 0,8 1146
Lead C Móng 228,15 253,5 278,85 0,2 0,3 0,4 0,02 0,85 1,8 0,8 1146
Cát kết Oligocene (D) 3524,61 3916,23 4307,86 0,15 0,2 0,25 0,15 0,03 0,58 0,12 1,28 0,8 814
Lead D
Cát kết Oligocene (Lower D) 2374,25 2638,06 2901,86 0,15 0,2 0,25 0,06 0,03 0,58 0,12 1,28 0,8 814
Cát kết Oligocene (C) 320,65 356,28 391,91 0,25 0,3 0,35 0,14 0,03 0,47 0,09 1,28 0,8 814
Lead E Cát kết Oligocene (D) 2137,19 2374,66 2612,12 0,15 0,2 0,25 0,12 0,03 0,58 0,12 1,28 0,8 814
Lead F Móng 456,3 507,0 557,7 0,2 0,3 0,4 0,02 0,85 1,8 0,8 1146
Móng 3618,52 4020,58 4422,63 0,2 0,3 0,4 0,02 0,85 1,8 0,8 1146
Cát kết Oligocene (E) 1227,86 1364,29 1500,71 0,2 0,25 0,3 0,07 0,03 0,58 0,12 1,5 0,8 814
Lead G
Cát kết Mioncene Hạ (B15.2) 17,72 19,69 21,66 0,2 0,35 0,5 0,18 0,05 0,49 0,12 1,36 0,8 459
Bảng 4.22: Kết quả tính tiềm năng tại chỗ của các cấu tạo triển vọng ở lô 15-2/01
P50 P50
Cát kết Miocene ( B1 5.2) 1,43 0,12
Cát kết Miocene (B1 5.2-intra) 1,96 0,16
15-2/01 Hai Su Vang 0,4
Cát kết Oligocene ( C) 1,7 0,25
Tổng 5,09 0,53
Bảng 4.23 : Kết quả tính tiềm năng tại chỗ của các cấu tạo tiềm năng lô ở 15-2/01
Lô Cấu tạo Play (tr.m3) (tỷ m3)
P50 P50
Lead A Móng 7,28 1,49
Lead C Móng 0,56 0,11
Cát kết Oligoecne (D) 40,4 5,86
Lead D Cát kết Oligoend (Lower D) 9,44 1,37
Tổng 49,84 7,23
Cát kết Oligocene ( C) 4,26 0,62
Cát kết Oligoecne (D) 19,32 2,8
Lead E
15-2/01 Cát kết Oligoend (Lower D) 12,34 1,79
Tổng 35,92 5,21
Lead F Móng 1,13 0,23
Móng 8,93 1,82
Cát kết Oligocen (E) 6,3 0,91
Lead G Cát kết Oligoend (Lower D) 2,89 0,42
Cát kết Miocene ( B1 5.2) 0,32 0,03
Tổng 18,44 3,18
133
* Lô 15-2
Bảng 4.24: Thông số đầu vào của các cấu tạo tiềm năng lô ở 15-2

J Cát kết Oligocene (Lower D) 336,96 374,4 411,84 0,1 0,25 0,4 0,18 0,03 0,58 0,12 1,3 0,8 814
K Cát kết Oligocene (Lower D) 467,3025 519,225 571,1475 0,1 0,25 0,4 0,18 0,03 0,58 0,12 1,3 0,8 814
L Cát kết Oligoence (E) 3496,5 3885 4273,5 0,1 0,25 0,4 0,13 0,03 0,58 0,12 1,5 0,8 814
Bảng 4.25 : Kết quả tính tiềm năng tại chỗ của các cấu tạo tiềm năng lô ở 15-2
Dầu tại chỗ Khí đồng
Lô Cấu tạo Play (tr.m3) hành (tỷ m3)
P50 P50
J Cát kết Oligocen (Lower D) 5,71 0,83
K Cát kết Oligocen (Lower D) 7,39 1,07
15-2
L Cát kết Oligoecen (E) 37,62 5,45
Tổng 50,72 7,35
* Lô 16-1
Bảng 4.26: Thông số đầu vào của các cấu tạo triển vọng và cấu tạo tiềm năng ở lô
16-1
Cát kết Miocene Hạ (BI:K-East) 475,2 528,0 580,8 0,15 0,2 0,25 0,12 0,05 0,49 0,12 1,4 0,8 2526,6
Tê Giác Xám Cát kết Miocene Hạ (BI: K-West) 2032,92 2258,8 2484,68 0,2 0,25 0,3 0,18 0,05 0,49 0,12 1,48 0,8 710
Cát kết Miocene Hạ (BI: K-West) 487,8 542,0 596,2 0,2 0,25 0,3 0,18 0,05 0,49 0,12 1,48 0,8 710
Ngựa Ô Móng 213,25 236,94 260,63 0,1 0,15 0,2 0,02 0,85 1,5 0,8 4210,9
Voi Vàng Móng 1997,82 2219,8 2441,78 0,1 0,15 0,2 0,02 0,85 1,5 0,8 4210,9
617,76 686,4 755,04 0,2 0,25 0,3 0,17 0,05 0,49 0,12 1,48 0,8 710
Tê Giác Vàng Cát kết Miocene Hạ (BI 5.2)
38,84 43,16 47,47 0,2 0,25 0,3 0,17 0,05 0,49 0,12 1,48 0,8 710
Tê Giác Cam Cát kết Miocene Hạ (BI 5.2) 155,89 173,21 190,53 0,2 0,25 0,3 0,16 0,05 0,49 0,12 1,48 0,8 710
50,75 56,39 62,03 0,2 0,25 0,3 0,17 0,05 0,49 0,12 1,48 0,8 710
Tê Giác Hồng Cát kết Miocene Hạ (BI 5.1) 71,74 79,71 87,68 0,2 0,25 0,3 0,17 0,05 0,49 0,12 1,48 0,8 710
131,27 145,86 160,45 0,2 0,25 0,3 0,17 0,05 0,49 0,12 1,48 0,8 710
Tê Giác Lam Cát kết Oligocene (D) 1560 1733,33 1906,67 0,15 0,2 0,25 0,16 0,03 0,58 0,12 1,4 0,8 2526,6
Voi Nâu Cát kết Oligocene (D) 390,84 434,27 477,69 0,15 0,2 0,25 0,18 0,03 0,58 0,12 1,4 0,8 2526,6
Cát kết Miocene Hạ (BI) 154,29 171,43 188,57 0,2 0,25 0,3 0,17 0,05 0,49 0,12 1,48 0,8 710
Tê Giác Nâu Cát kết Oligocene ( C ) 159,55 177,28 195,01 0,15 0,2 0,25 0,15 0,03 0,47 0,09 1,35 0,8 500
Cát kết Oligocene (D) 85,92 95,47 105,01 0,15 0,2 0,25 0,14 0,03 0,58 0,12 1,4 0,8 2526,6
Tê Giác Bạc Cát kết Oligocene (E) 708,75 787,5 866,25 0,15 0,2 0,25 0,07 0,03 0,58 0,12 1,5 0,8 634,4
N Cát kết Oligocene ( C ) 112,5 125.00 137,5 0,15 0,2 0,25 0,16 0,03 0,47 0,12 1,35 0,8 500
BB Cát kết Oligocene (D) 828 920.00 1012 0,15 0,2 0,25 0,18 0,03 0,58 0,12 1,4 0,8 2526,6
CC Cát kết Oligocene (D) 715,2 794,67 874,13 0,15 0,2 0,25 0,2 0,03 0,58 0,12 1,4 0,8 2526,6
X Cát kết Oligocene ( C ) 60 66,67 73,33 0,15 0,2 0,25 0,16 0,03 0,47 0,09 1,35 0,8 500
Y Cát kết Oligocene ( C ) 71,25 79,17 87,08 0,15 0,2 0,25 0,16 0,03 0,47 0,09 1,35 0,8 500
Q Cát kết Oligocene ( C ) 78,23 86,92 95,61 0,15 0,2 0,25 0,15 0,03 0,47 0,09 1,35 0,8 500
T Cát kết Oligocene ( C ) 74,46 82,73 91,01 0,15 0,2 0,25 0,2 0,03 0,47 0,09 1,35 0,8 500
U Cát kết Oligocene ( C ) 99,6 110,67 121,73 0,15 0,2 0,25 0,17 0,03 0,47 0,09 1,35 0,8 500
W Cát kết Oligocene ( C ) 108,6 120,67 132,73 0,15 0,2 0,25 0,16 0,03 0,47 0,09 1,35 0,8 500
134
Bảng 4.27: Kết quả tính tiềm năng tại chỗ của các cấu tạo triển vọng ở lô 16-1
Dầu tại chỗ khí đồng hành
P50 P50
Cát kết Miocen (BI-K-East) 5,72 0,73
Cát kết Miocen (BI-K-West) 24,48 17,39
Tê Giác Xám 0,17
Cát kết Miocen (K-West) 5,88 4,17
Tổng 36,08 22,29
Ngựa Ô Móng 0,32 0,24 0,16
Voi Vàng Móng 3,04 2,28 0,15
7,04 0,89
Cát kết Miocen (BI.52)
Tê Giác Vàng 0,44 0,31 0,15
Tổng 7,48 1,2
Tê Giác Cam Cát kết Miocen (BI.52) 1,67 1,18 0,21
16-1 0,58 0,41
Cát kết Miocne (BI.51) 0,82 0,58
Tê Giác Hồng 0,23
1,5 1,06
Tổng 2,9 2,05
Tê Giác Lam Cát kết Oligocen (D) 17,49 7,87 0,19
Voi Nâu Cát kết Oligocen (D) 4,93 2,22 0,21
Tê Giác Nâu Cát kết Miocen (BI) 1,76 1,25
Cát kết Oligocen ( C ) 1,41 0,71
0,24
Cát kết Oligocen (D) 0,84 0,38
Tổng 4,01 2,34
Tê Giác Bạc Cát kết Oligocen (E) 3,07 0,35 0,22
Bảng 4.28: Kết quả tính tiềm năng tại chỗ của các cấu tạo tiềm năng ở lô 16-1
P50 P50
N Cát kết Oligocen ( C ) 1,07 0,53
BB Cát kết Oligocen (D) 10,43 4,7
CC Cát kết Oligocen (D) 10,1 4,54
X Cát kết Oligocen ( C ) 0,57 0,28
16-1 Y Cát kết Oligocen ( C ) 0,68 0,34
Q Cát kết Oligocen ( C ) 0,69 0,35
T Cát kết Oligocen ( C ) 0,89 0,44
U Cát kết Oligocen ( C ) 0,82 0,41
W Cát kết Oligocen ( C ) 1,03 0,52
135
* Lô 16-2
Bảng 4.29: Thông số đầu vào của các cấu tạo triển vọng ở lô 16-2

Cấu tạo Play BO/Bg TF GOR
NN TB LN NN TB LN TB Std Mean Std
Móng 47918,52 53242,8 58567,08 0,1 0,15 0,2 0,02 0,85 1,5 0,8 750,0
Cát kết Oligocene (E) 4471,24 4968,04 5464,84 0,08 0,1 0,12 0,07 0,03 0,58 0,12 0,004 0,8
Hà Mã Đen Cát kết Oligocene (D) 1178,83 1309,81 1440,79 0,15 0,2 0,25 0,13 0,03 0,58 0,12 0,004 0,8
Cát kết Oligocene ( C ) 785,28 872,53 959,78 0,15 0,2 0,25 0,15 0,03 0,47 0,09 1,4 0,8 450
Cát kết Miocene Hạ (BI.1) 47,82 53,13 58,45 0,3 0,35 0,4 0,17 0,05 0,49 0,12 1,4 0,8 550
HMT_NN 4329,33 4810,37 5219,41 0,1 0,15 0,2 0,02 0,85 1,5 0,8 750,0
Móng
HMT_LN 9830,88 10923,2 12015,52 0,1 0,15 0,2 0,02 0,85 1,5 0,8 750,0
Cát kết Oligocene (E) HMT 2517,98 2857,76 3143,54 0,08 0,1 0,12 0,11 0,03 0,58 0,12 0,004 0,8
HMT1 60,24 66,93 73,63 0,15 0,2 0,25 0,14 0,03 0,58 0,12 0,004 0,8
Hà Mã Trắng Cát kết Oligocene (D)
HMT2 325,54 361,71 397,88 0,15 0,2 0,25 0,14 0,03 0,58 0,12 0,004 0,8
HMT1 92,43 102,7 112,97 0,15 0,2 0,25 0,15 0,03 0,47 0,09 1,4 0,8 450
Cát kết Oligocene ( C )
HMT2 565,37 628,19 691,01 0,15 0,2 0,25 0,15 0,03 0,47 0,09 1,4 0,8 450
Cát kết Miocene Hạ (BI.1) HMT 58,75 65,27 71,8 0,3 0,35 0,4 0,17 0,05 0,49 0,12 1,4 0,8
Dơi Đen 59,9 66,55 73,21 0,15 0,2 0,25 0,05 0,03 0,47 0,09 1,4 0,8 450
Dơi Xám 316,79 351,99 387,19 0,15 0,2 0,25 0,06 0,03 0,47 0,09 1,4 0,8 450
Dơi Vàng I 28,1 31,22 34,34 0,15 0,2 0,25 0,07 0,03 0,47 0,09 1,4 0,8 450
Dơi Dơi vàng II 22,99 25,54 28,09 0,15 0,2 0,25 0,07 0,03 0,47 0,09 1,4 0,8 450
Cát kết Miocene Hạ (BI.2) Dơi Xám 14,67 16,3 17,93 0,3 0,35 0,4 0,1 0,05 0,49 0,12 1,4 0,8 550
Dơi Đen 1,81 20,59 22,65 0,3 0,35 0,4 0,12 0,05 0,49 0,12 1,4 0,8 550
Cát kết Miocene Hạ (BI.1)
Dơi Vàng 1,82 22,37 24,61 0,3 0,35 0,4 0,14 0,05 0,49 0,12 1,4 0,8 550
Móng 1 939,31 1043,68 1148,05 0,1 0,15 0,2 0,02 0,85 1,5 0,8 750,0
Móng Móng
Móng 2 54,38 60,43 66,47 0,1 0,15 0,2 0,02 0,85 1,5 0,8 750,0
Bảng 4.30 : Kết quả tính tiềm năng tại chỗ của các cấu tạo triển vọng ở lô 16-2
Dầu tại chỗ Khí đồng hành Khí tại chỗ
Lô Cấu tạo Play - Cấu tạo (tr.m3) (tỷ m3) (tỷ m3) POS
P50 P50 P50
Móng 73 9,47
Cát kết Oligocen (E) 3,54
Cát kết Oligocen (D) 3,66
Hà Mã Đen 0,25
Cát kết Oligocen (C) 6,93 0,56
BI.1 0,64 0,06
Tổng 80,57 10,09 7,2
HMT_NN 14,96 2
Móng
HMT_LN 6,57 0,88
Cát kết Oligocen (E) HMT 3,4
HMT1 0,2
Cát kết Oligocen (D)
Hà Mã Trắng HMT2 1,09 0,25
HMT1 0,76 0,06
Cát kết Oligocen ( C )
HMT2 4,99 0,4
Cát kết Miocen (BI.1) HMT 0,79 0,08
16-2
Tổng 28,07 3,42 4,69
Dơi Đen 0,16 0,01 0,29
Dơi Xám 1,04 0,08 0,29
Dơi Vàng I 0,11 0,01 0,34
Dơi vàng II 0,09 0,01 0,34
Dơi
Cát kết Miocen (BI.2) Dơi Xám 0,14 0,01 0,29
Dơi Đen 0,21 0,02 0,29
Cát kết Miocen (BI.1)
Dơi Vàng 0,26 0,03 0,34
Tổng 2,01 0,17
Móng 1 1,43 0,19
Móng 0,32
Móng Móng 2 0,08 0,01
Tổng 1,51 0,2
Dầu và khí đồng hành 112,17 13,88
Tổng
Khí tại chỗ 11,89
136
* Lô 17
Bảng 4.31: Thông số đầu vào của các cấu tạo triển vọng ở lô 17
Móng 2190,31 2433,68 2677,05 0,1 0,15 0,2 0,02 0,85 1,5 0,8 750
Đu Đủ Cát kết Oligocene ( C ) 960,42 1067,14 1173,85 0,1 0,15 0,25 0,16 0,03 0,47 0,09 1,3 0,8 450
Móng 1020,72 1134,13 1247,55 0,1 0,15 0,2 0,02 0,85 1,5 0,8 750
Cát kết Oligocene ( E ) 122,12 135,69 149,26 0,08 0,1 0,12 0,14 0,03 0,58 0,12 1,5 0,8 113
Nho
Cát kết Oligocene ( D ) 630,05 700,05 770,06 0,15 0,2 0,25 0,15 0,03 0,58 0,12 1,3 0,8 550
Cát kết Oligocene ( C ) 99,2 110,22 121,25 0,1 0,15 0,25 0,16 0,03 0,47 0,09 1,3 0,8 450
Móng 23096,82 25663,14 28229,45 0,1 0,15 0,2 0,02 0,85 1,5 0,8 750
Chôm Chôm
Bảng 4.32: Kết quả tính tiềm năng tại chỗ của các cấu tạo triển vọng ở lô 17
Lô Cấu tạo Play (tr.m3) (tỷ.m3) POS
P50 P50
Móng 3,24 0,43
Đu Đủ 0,14
Cát kết Miocen (BI.2) 11,94 1,17
Tổng 24,96 2,38
Móng 1,51 0,2
17
Nho Cát kết Oligocen (D) 7,14 0,7 0,1
Tổng 10,23 0,99
Móng 34,21 4,57
Chôm Chôm Cát kết Miocen (BI.2) 3,66 0,36 0,12
Tổng 37,87 4,93
* Lô 09-1
Cát kết Miocen (SH5-BI) 11,33 12,59 13,85 1 1 1 0,17 0,05 0,49 0,12 1,4 0.8 550
Cát kết Oligocen (SH7-C) 82,14 91,27 100,39 1 1 1 0,14 0,03 0,47 0,09 1,3 0.8 550
Thỏ Trắng
Cát kết Oligocen (SH10-D) 35,87 39,85 43,84 1 1 1 0,1 0,03 0,58 0,12 1,3 0.8 450
Cát kết Oligocene (SH11-E) 7,57 8,14 9,25 1 1 1 0,08 0,03 0,58 0,12 1,5 0.8 113
Cát kết Miocene (23-SH5) 11,33 95,91 180,48 1 1 1 0,18 0,05 0,49 0,12 1,2 0.8 550
Báo Trắng
Cát kết Oligocen (28-SH7) 64,38 91,74 119,1 1 1 1 0,16 0,03 0,47 0,09 1,4 0.8 550
Cát kết Oligocen (I-V)(SH10) 32,2 71,45 110,7 1 1 1 0,14 0,03 0,58 0,12 1,2 0.8 450
Cát kết Oligocen (VI-VIII)(SH11) 32,91 39,49 46,07 1 1 1 0,11 0,03 0,58 0,12 1,2 0.8 113
137
Khí đồng POS
Lô Cấu tạo Play Dầu tại chỗ (tr.m3)
hành (tỷ m3)
Cát kết Miocen (SH5-BI) 0,56 0,05
Cát kết Oligocen (SH7-C) 3,61 0,35 0,4
Thỏ Trắng Cát kết Oligocen (SH10-D) 1,31 0,11
Cát kết Oligocene (SH11-E) 0,24 0,005
Tổng 5,72 0,515
Cát kết Miocene (23-SH5) 4,98 0,49
09-1 Cát kết Miocene (24-SH5) 2,72 0,27
Báo Trắng Cát kết Miocene (27-SH5) 3,93 0,39 0,35
Cát kết Oligocen (28-SH7) 3,86 0,38
Cát kết Oligocen (I-V)(SH10) 3,48 0,28
Cát kết Oligocen (VI-VIII)(SH11) 1,62 0,03
Tổng 28,06 2,57
* Lô 09-2
Bảng 4.35: Thông số đầu vào của các cấu tạo tiềm năng ở lô 09-2
Thể tích (10^6m3) N/G So Φ
Cát kết Oligocene (E1) 208,62 231,8 254,98 0,16 0,2 0,24 0,58 0,03 0,08 0,12 1,5 0,8 113
C
D
E Cát kết Oligocene (E1) 62,757 69,73 139,56 0,16 0,2 0,24 0,58 0,03 0,08 0,12 1,5 0,8 113
F
Bảng 4.36: Kết quả tính tiềm năng tại chỗ của các cấu tạo tiềm năng ở lô 09-2

P50 P50
Cát kết Oligocene (E1) 1,07 0,02
C Cát kết Oligocene (E2) 1,75 0,04
Tổng 2,82 0,06
D Cát kết Oligocene (E2) 0,17 0,004
09-2
Tổng 2,14 0,044
E Cát kết Oligocene (E1) 0,41 0,01
F Cát kết Oligocene (E2) 0,24 0,005
Tổng 0,64 0,015
138
* Lô 09-3
Soi B
Móng 2603,25 2892,5 3181,75 0,2 0,3 0,4 0,02 0,85 1,5 0,8 750
379,67 421,85 464,04 0,2 0,3 0,4 0,02 0,85 1,5 0,8 750
Soi TB Móng
40,95 45,5 50,05 0,2 0,3 0,4 0,02 0,85 1,5 0,8 750
Soi D 428,22 475,8 523,38 0,2 0,3 0,4 0,02 0,85 1,5 0,8 750
Móng 131,04 145,6 160,16 0,2 0,3 0,4 0,02 0,85 1,5 0,8 750
77,22 85,8 94,38 0,2 0,3 0,4 0,02 0,85 1,5 0,8 750
22,46 24,96 27,46 0,3 0,36 0,42 0,18 0,03 0,47 0,09 1,4 0,8 550
5,79 6,63 7,29 0,3 0,36 0,42 0,18 0,03 0,47 0,09 1,4 0,8 550
Soi DB Cát kết Oligocene (E) 334,85 372,06 409,27 0,16 0,2 0,24 0,16 0,03 0,58 0,12 1,4 0,8 113
5,85 6,5 7,15 0,2 0,3 0,4 0,02 0,85 1,5 0,8 750
Móng 10,24 11,38 12,51 0,2 0,3 0,4 0,02 0,85 1,5 0,8 750
14,04 15,6 17,16 0,2 0,3 0,4 0,02 0,85 1,5 0,8 750
122,85 136,5 150,15 0,16 0,2 0,24 0,15 0,03 0,58 0,12 1,4 0,8 113
Cát kết Oligocene (E)
152,1 169,0 185,9 0,16 0,2 0,24 0,15 0,03 0,58 0,12 1,4 0,8 113
Soi DN
304,08 337,87 371,66 0,2 0,3 0,4 0,02 0,85 1,5 0,8 750
Móng
48,91 54,34 59,77 0,2 0,3 0,4 0,02 0,85 1,5 0,8 750
Soi T
Móng 370,19 411,32 452,45 0,2 0,3 0,4 0,02 0,85 1,5 0,8 750
Cát kết Miocenen (BI) 37,8 42 46,2 0,2 0,25 0,3 0,2 0,05 0,49 0,12 1,3 0,8 550
Cát kết Miocene Hạ (BI) 22,5 25 27,5 0,2 0,25 0,3 0,18 0,05 0,49 0,12 1,3 0,8 550
Đồi Mồi Bắc Cát kết Oligocene (D) 12,96 14,4 15,84 0,15 0,2 0,25 0,15 0,03 0,58 0,12 1,3 0,8 450
Cát kết Oligocene (E) 151,2 168 184,8 0,16 0,2 0,24 0,1 0,03 0,58 0,12 1,5 0,8 113
Móng 367,2 408 448,8 0,2 0,4 0,6 0,02 0,85 1,5 0,8 750
Cát kết Miocenen (BI) 13,59 15,1 16,61 0,2 0,25 0,3 0,22 0,05 0,49 0,12 1,3 0,8 550
Đồi Mồi Nam
Cát kết Oligocene (IntraE) 39,42 43,8 48,18 0,16 0,2 0,24 0,1 0,03 0,58 0,12 1,5 0,8 113
Móng 432,9 481 529,1 0,2 0,4 0,6 0,02 0,85 1,5 0,8 750
Cát kết Miocene Hạ (Intra BI) 183,6 204 224,4 0,2 0,25 0,3 0,18 0,05 0,49 0,12 1,3 0,8 550
Cát kết Oligocene ( Intra D) 98,37 109,3 120,23 0,15 0,2 0,25 0,16 0,03 0,58 0,12 1,3 0,8 450
Đồi Mồi Đông Nam
Cát kết Oligocene ( Intra D) 61,65 68,5 75,35 0,15 0,2 0,25 0,1 0,03 0,58 0,12 1,5 0,8 113
Cát kết Oligocene (IntraE) 20,07 22,3 24,53 0,16 0,2 0,24 0,1 0,03 0,58 0,12 1,5 0,8 113
139
P50 P50
Soi B Móng 7,71 1,03 0,32
Tổng 25,68 1,39
1,12 0,15
Móng
Soi TB 0,12 0,02 0,32
Tổng 1,24 0,17
Cát kết Oligoecen (D) 1,64 0,13
1,27 0,17
Soi D 0,22
Móng 0,39 0,05
0,23 0,03
Tổng 8,87 0,49
0,42 0,04
0,11 0,01
Cát kết Oligoecen (D) 0,18 0,01
Soi DB 0,16
0,02 0,003
Móng 0,04 0,01
0,06 0,01
Tổng 4,06 0,143
1,27 0,03
Cát kết Oligocen (E)
1,58 0,03
09-3
Soi DN 0,9 0,12 0,22
Móng
0,14 0,02
Tổng 3,89 0,2
Soi T Móng 1,1 0,15
Tổng 1,18 0,152
SH3(BII) 0,6 0,06
Cát kết Miocen (BI) 0,31 0,03
Cát kết Oligocen (SH8-D) 0,15 0,01
Đồi Mồi Bắc 0,27
Cát kết Oligocen (SH10-E) 0,98 0,02
Móng 1,48 0,2
Tổng 3,52 0,32
Cát kết Oligocen (SH3-BI) 0,24 0,02
Cát kết Oligocen (SH8-D) 0,14 0,01
Đồi Mồi Nam Cát kết Oligocen (INTR SH10-E) 0,25 0,01 0,14
Móng 1,76 0,23
Tổng 2,39 0,27
Cát kết Miocen (INTR SH5-BI) 2,51 0,25
Cát kết Oligocen (INTR SH8-D) 1,19 0,1
Đồi Mồi Đông Nam Cát kết Oligocen (INTR SH8-D) 0,75 0,06 0,14
Cát kết Oligocen (INTR SH10-E) 0,13 0,003
Tổng 4,58 0,413
Tổng hợp kết quả tính tiềm năng cho các cấu tạo triển vọng và cấu tạo tiềm năng
ở bể Cửu Long được trình bày trong các bảng 4.39; 4.40. Như đối với các phát hiện,
cấu tạo triển vọng và cấu tạo tiềm năng cũng đã được phân loại theo các mức khác
nhau của tiềm năng tại chỗ (bảng 4.41; 4.42). Qua đó có thể thấy nếu chỉ tính riêng
cho các cấu tạo có tiềm năng lớn hơn 10 triệu m3 thì tổng tiềm năng dầu khí tại chỗ
cho cấu tạo triển vọng là 357,22 triệu m3 và cho cấu tạo tiềm năng là 192,66triệu
m3 quy dầu.
140
Bảng 4.39: Kết quả tổng hợp tiềm năng tại chỗ của các cấu tạo triển vọng theo Play
ở bể Cửu Long
Khí
Dầu tại chỗ Khí tại chỗ Tổng quy
đồng hành
Play (tr.m3) (tỷ m3) dầu (tr.m3) Tỷ lệ
(tỷ m3)
P50 P50 P50 P50
Móng 195,69 24,587 220,277 45,15%
Cát kết
37,24 1,092 6,94 45,272 9,28%
Oligocen dưới
Cát kết
75,22 15,67 4,95 95,84 19,65%
Oligocen trên
Prospect
Cát kết
93,64 32,15 125,79 25,79%
Miocen dưới
Cát kết
0,6 0,06 0,66 0,13%
Miocen giữa
Tổng 402,39 73,559 11,89 487,839
Bảng 4.40: Kết quả tổng hợp tiềm năng tại chỗ của các cấu tạo tiềm năng theo Play
ở bể Cửu Long
Dầu tại chỗ Khí đồng hành Tổng quy dầu

Play (tr.m3) (tỷ m3) (tr.m3) Tỷ lệ
P50 P50 P50
Móng 17,9 3,65 21,55 9,24 %
Cát kết Oligocen
49,93 6,489 56,419
dưới 24,19 %
Cát kết Oligocen
Lead 128,03 26,87 154,9
trên 66,42 %
Cát kết Miocen
0,32 0,03 0,35
dưới 0,15 %
Tổng 196,18 37,039 233,219
4.41: Phân loại cấu tạo triển vọng (prospect)
Prospect
Ho Tay SW * Ho Den South LDD-Max Ho Vang Soi B Tê Giác Xám
Beryl Spinel LDX Nho Tê Giác Lam Ha Ma Den
LDT-N Soi DB Hai Su Vang Ha Ma Trang
LDT Soi DN Soi D Du Du
LDD Đồi Mồi Bắc Voi Vàng Chom Chom
Soi T Đồi Mồi Nam Tê Giác Vàng Bao Trang
Ngựa Ô Đồi Mồi Đông Nam Voi Nâu
Doi Den Tê Giác Cam Tê Giác Nâu
Doi Xam Tê Giác Hồng Tho Trang
Doi Vang Tê Giác Bạc
Móng
Tổng quy dầu tại
chỗ (tr.m3) 10,038 36,026 66,555 29,61 189,38 156,23
141
4.42: Phân loại cấu tạo tiềm năng (Lead)
Lead
Lead C C Lead A BB Lead E Lead D
Lead F D Lead J CC Lead G
N Lead K Lead L
X
Y
Q
T
U
W
E
F
Tổng quy dầu tại
chỗ (tr.m3)
11,725 5,064 23,77 29,77 105,82 57,07
Như vậy tổng trữ lượng dầu khí tại chỗ và tiềm năng dầu khí còn lại của toàn bể
được tính như trình bày trong bảng 4.43.
Bảng: 4.43 Tổng hợp dầu khí của toàn bể Cửu Long
Tổng trữ lượng
Tiềm năng khí Tiềm năng khí Tổng trữ lượng Tổng trữ lượng Tổng tiềm
Trữ lượng dầu Tiềm năng dầu Trữ lượng khí dầu quy đổi đã
NHÓM đồng hành tại chỗ (tỷ quy dầu tại dầu quy đổi năng quy dầu
tại chỗ (tr.m3) tại chỗ (tr.m3) tại chỗ (tỷ m3) khai thác
(tỷ.m3) m3) chỗ (tr.m3) còn lại (tr.m3) tại chỗ (tr.m3)
(tr.m3)
Nhóm 1 1729,34 284,24 2013,58 344,8 864,25
Nhóm 2 404,826 117,71 522,536 522,536
Prospect 402,39 73,559 11,89 487,839
Nhóm 3
Lead 196,18 37,039 233,219
Tổng 2134,162 598,57 110,598 401,95 11,89 2536,112 344,8 1386,786 721,058
IV.2.4. Hệ số thành công
Mặc dù tiềm năng dầu khí tại chỗ của các cấu tạo triển vọng tại bể Cửu Long
đã được xác định như trên, song rủi ro vẫn còn và ở mức độ khác nhau đối với từng
cấu tạo. Để có định hướng tốt cho công tác TKTD, làm cơ sở khoan trên các cấu
tạo có tiềm năng trong tương lai, hệ số thành công đã được xem xét và đánh giá.
Hệ số thành công của các cấu tạo được phân tích, đánh giá như sau:
POS = P Sinh * P Chứa* PChắn* PBẫy* P Dịch chuyển/ Thời gian
Trong đó:
POS: Xác suất thành công
PSinh :Khả năng tồn tại và chất lượng đá sinh
PChứa: Khả năng tồn tại và chất lượng đá chứa
PChắn: Khả năng tồn tại và chất lượng đá chắn
PBẫy : Khả năng hình thành bẫy
PDịch chuyển/ Thời gian : Khả năng dịch chuyển/ Thời gian
Trên cơ sở tổng hợp kết quả khoan thăm dò, khai thác, phân tích cấu trúc và
mối quan hệ giữa các phát hiện với các cấu tạo triển vọng cho phép ước lượng
được các thành phần nêu trên. Kết quả đánh giá POS cho các cấu tạo triển vọng
142
được trình bày trong bảng 4.44 đến bảng 4.51. Đối với cấu tạo tiềm năng, do mức
độ tin tưởng về cấu trúc còn thấp nên không được đánh giá trong báo cáo này.
Bảng 4.44 : Hệ số thành công của các cấu tạo triển vọng ở lô 01&02/10
Dịch
Lô Cấu tạo Sinh Chứa Chắn Bẫy POS
chuyển
Ho Den South 0,8 0,8 0,7 0,7 0,8 0,25
Ho Vang 0,8 0,9 0,6 0,6 0,8 0,21
01&02/10 Ho Tay SW * 0,85 0,9 0,5 0,5 0,8 0,15
Spinel 0,8 0,85 0,6 0,5 0,7 0,14
Beryl 0,8 0,85 0,6 0,6 0,7 0,14
Bảng 4.45 : Hệ số thành công của các cấu tạo triển vọng ở lô 15-1/05
Dịch
chuyển
LDT 0,7 0,8 0,6 0,5 0,6 0,1
LDT North 0,7 0,8 0,6 0,5 0,6 0,1
15-1/05 LDD 0,6 0,8 0,6 0,6 0,6 0,1
LDD max 0,7 0,8 0,6 0,7 0,7 0,16
LDX 0,7 0,8 0,7 0,7 0,7 0,19
Bảng 4.46 : Hệ số thành công của các cấu tạo triển vọng ở lô 15-2/01
Dịch
chuyển
15-2/01 Hai Su Vang 1 0,7 0,9 0,8 0,8 0,4
Bảng 4.47 : Hệ số thành công của các cấu tạo triển vọng ở lô 16-1
Dịch
chuyển
Tê Giác Xám 1 0,6 0,8 0,7 0,5 0,17
Tê Giác Vàng 1 0,5 0,85 0,6 0,6 0,15
Tê Giác Cam 1 0,6 0,85 0,7 0,6 0,21
Tê Giác Hồng 1 0,6 0,9 0,7 0,6 0,23
16-1
Tê Giác Lam 0,8 0,8 0,7 0,7 0,6 0,19
Voi Nâu 0,7 0,9 0,7 0,8 0,6 0,21
Tê Giác Nâu 0,9 0,6 0,8 0,8 0,7 0,24
Tê Giác Bạc 0,8 0,7 0,8 0,7 0,7 0,22
Bảng 4.48: Hệ số thành công của các cấu tạo triển vọng ở lô 16-2
143
Dịch
chuyển
Ha Ma Den 0,8 0,7 0,7 0,8 0,8 0,25
Ha Ma Trang 0,8 0,7 0,7 0,8 0,8 0,25
Doi Den 0,9 0,6 0,85 0,8 0,8 0,29
16-2
Doi Xam 0,9 0,6 0,85 0,7 0,9 0,29
Doi Vang 0,85 0,7 0,8 0,9 0,8 0,34
Mong 0,85 0,7 0,85 0,8 0,8 0,32
Bảng 4.49: Hệ số thành công của các cấu tạo triển vọng ở lô 17
Dịch
chuyển
Du Du 0,7 0,9 0,6 0,6 0,6 0,14
17 Nho 0,6 0,9 0,5 0,6 0,6 0,1
Chom Chom 0,6 0,8 0,6 0,7 0,6 0,12
Dịch
chuyển
Tho Trang 0.9 0.9 0.8 0.9 0.7 0.4
09-1
Bao Trang 0.9 0.9 0.8 0.9 0.6 0.35
Dịch
chuyển
Soi B 0,85 0,8 0,8 0,7 0,85 0,32
Soi TB 0,85 0,8 0,8 0,7 0,85 0,32
Soi D 0,8 0,6 0,7 0,8 0,8 0,22
Soi DB 0,8 0,6 0,7 0,7 0,7 0,16
09-3
Soi DN 0,8 0,7 0,7 0,7 0,8 0,22
Doi Moi B 0,8 0,8 0,8 0,7 0,75 0,27
Doi Moi N 0,7 0,7 0,7 0,6 0,7 0,14
Doi Moi DN 0,7 0,7 0,7 0,6 0,7 0,14
IV.3. Phân vùng triển vọng
Bể Cửu Long hiện tại đã được đầu tư cho công tác TKTD&KT dầu khí rất lớn.
Tại đây không những đã phát hiện và đưa vào khai thác nhiều mỏ dầu khí quan trọng
mà còn được đánh giá là còn tiềm năng cao ở nhiều khu vực. Việc phân vùng triển
vọng dựa trên đánh giá các yếu tố của hệ thống dầu khí nhằm định hướng cho công
tác TKTD&KT dầu khí ở những năm tiếp theo cũng đã được thực hiện. Các yếu tố
như: Khả năng sinh., mức độ trưởng thành của vật chất hữu cơ, hướng di chuyển của
dầu khí, khả năng chứa, chắn dầu khí của bẫy được phân tích, đánh giá độc lập, sau
đó được tổng hợp nhằm xác định các khu vực có triển vọng khác nhau
144
Hình 4.20 cho thấy, trũng trung tâm là nơi có tiềm năng sinh lớn nhất, kế tiếp
là khu vực có tiềm năng sinh rất tốt với hàm lượng S2 từ 0,5-10 mg/g (Bạch Hổ, Cá
Ngừ Vàng, Rạng Đông, Phương Đông, Ruby, Topaz, Hải Sư Đen, Tê Giác Trắng).
Phần ngoài rìa các lô 15-1/05, 15-2/01 là nơi có tiềm năng sinh từ trung bình đến tốt.
Riêng khu vực giáp ranh giữa lô 16-1 và 16-2 là nơi sinh kém nhất của bể.
Hình 4.20: Sơ đồ phân bố đẳng giá trị tiềm năng sinh S2 (mg/g),
trầm tích Oligocen bể Cửu Long
Mức độ trưởng thành của VCHC cho từng tầng được trình bày từ hình 4.21 đến hình 4.24
145
Hình 4.21: Bản đồ trưởng thành đáy tập E bể Cửu Long
Hình 4.22: Bản đồ trưởng thành nóc tập E bể Cửu Long
146
Hình 4.23: Bản đồ trưởng thành nóc tập D bể Cửu Long
Hình 4.24: Bản đồ trưởng thành nóc tập C bể Cửu Long
147
Các yếu tố chắn, quan hệ giữa thời gian hình thành bẫy với thời gian di
dịch ở bể Cửu Long được chi tiết trong chương trước. Qua việc phân tích
các yếu tố này, kết hợp với phân bố của các cấu tạo triển vọng ở phần trên ,
đã xây dựng bản đồ phân vùng triển vọng cho toàn bể Cửu Long (hình 4.25).
Kết quả phân vùng cho thấy, khu vực triển vọng tốt nhất là trung tâm bể, nơi
hội tụ các yếu tố thuận lợi của hệ thống dầu khí. Đó cũng chính là nơi tập
trung các khu vực mỏ đang và sắp đưa vào khai thác của bể (Bạch Hổ, Rồng,
Cá Ngừ Vàng, Rạng Đông, Phương Đông, Ruby, Topaz, Hải Sư Đen, Tê Giác
Trắng…). Khu vực kế tiếp về phía rìa bể được đánh giá là vùng có triển vọng
trung bình do ở xa hơn khu vực sinh, khả năng dầu di dịch tới cũng như chắn
kém hơn . Vùng có triển vọng kém nhất là phần rìa ngoài cùng của bể do ở
quá xa khu vực sinh và khả năng chắn là kém nhất.
Chú thích
Vùng triển vọng kém
Vùng triển vọng trung bình
Vùng triển vọng tốt
Hình 4.25: Bản đồ phân vùng triển vọng dầu khí bể Cửu Long
148
IV.4. Định hướng công tác tìm kiếm thăm dò tiếp theo
Công tác TKTD&KT dầu khí ở bể Cửu Long đã và đang được tiến hành một
cách tích cực. Tại khu vực này đã phát hiện rất nhiều mỏ dầu ở tất cả các đối
tượng chứa, trong đó một số mỏ đang được khai thác và một số khác sẽ được
khai thác trong thời gian tới. Tuy nhiên đây là bể chứa dầu quan trọng nhất ở
Việt nam, tiềm năng chưa được phát hiện cũng còn rất cao. Để có thể phát hiện
thêm các mỏ dầu khí mới , công tác TKTD cần được đẩy mạnh hơn và nên tập
trung vào một số điểm như sau:
1- Mở rộng hoạt động TKTD tại khu vực kế cận với các mỏ đang được khai thác
như BH, Rồng…. Tại khu vực có triển vọng cao này, nếu tồn tại các cấu tạo
nhỏ, kể cả bẫy hỗn hợp giữa cấu tạo và phi cấu tạo thì hy vọng phát hiện dầu
khí là rất cao.
2- Tập trung công tác TKTD vào các cấu trúc nhỏ, cận biên ở khu vực Đông bắc
nằm trong phạm vi các lô 01&02; 01&02/97; 01&02/10; 15-2/01 và 15-1/05
và ở Tây nam trong phạm vi các lô 16-1và 16-2. Các cấu tạo này nằm chủ yếu
trong vùng triển vọng trung bình và cao nên hy vọng có các phát hiện đáng kể.
3- Triển khai các hoạt động TKTD cho các bẫy phi cấu tạo, tiến tới khoan thăm
dò nhằm phát hiện dầu khí ở đối tượng này.
Tại nhiều khu vực trong bể Cửu Long (khu vực các lô 09-2, 09-3; 15-1/05 và
16-2), có thể thấy tồn tại các bẫy phi cấu tạo trên tài liệu địa chấn (Hình 3.49,
3.50, 3.51).
149
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ

Kết luận
Bể trầm tích Cửu long được khẳng định là có tiềm năng dầu khí quan trọng
nhất trong các bể trầm tích của Việt nam cho tới thời điểm hiện tại.
Công tác TKTD và KT dầu khí đã trải qua 4 giai đoạn, kết quả thu được một
khối lượng rất lớn tài liệu địa chấn và từ giếng khoan ( Mẫu vụn, mẫu sườn, mẫu
lõi, mẫu chất lưu, tài liệu Mudlog, Địa vật lý giếng khoan và thử vỉa). Các tài liệu
này có chất lượng tốt đủ đáp ứng cho công việc nghiên cứu cấu trúc địa chất và
đánh giá tiềm năng dầu khí với độ chính xác cao.
Đây là một bể trầm tích đệ tam khép kín kéo dài theo phương Đông Bắc-
Tây nam với lịch sử phát triển được chia làm 3 giai đoạn: trước tách giãn, đồng tách
giãn và sau tách giãn. Địa tầng được xác định từ móng trước đệ tam gồm chủ yếu đá
granit và granodiorit, trầm tích Đệ Tam, đệ tứ cho tới hiện tại bao gồm chủ yếu cát,
bột sét được thành tạo chủ yếu trong môi trường từ sông, hồ trong Oligocen tới ven
bờ, biển nông trong Miocen.
Tại đây, kết quả TKTD và khai thác DK trong những năm qua đã chứng
minh tồn tại một hệ thống dầu khí hoàn chỉnh. Tầng sinh chủ yếu là từ Đá mẹ tuổi
Oligocen, có nguồn gốc đầm hồ với tổng hàm lượng vật chất hữu cơ cao, chủ yếu là
Kerogen loại I và loại II. Dầu, khí bắt đầu sinh từ 27 triệu năm trước đây, sinh và di
cư mạnh nhất từ 16-20 triệu năm trước đây. Dầu khí được phát hiện và đang được
khai thác từ nhiều đối tượng chứa khác nhau, từ cát kết tuổi Mio- Olig đến đá móng
granitoid nứt nẻ, hang hốc trước đệ tam, trong đó sản lượng dầu khai thác chủ yếu
là từ đá móng. Ở bể Cửu long tồn tại 3 loại bẫy dầu khí, đó là bẫy cấu tạo, bẫy phi
cấu tạo và bẫy hỗn hợp trong đó công tác tìm kiếm thăm dò và khai thác hiện tại
mới chỉ tập trung chủ yếu vào bẫy cấu tạo.
Trên cơ sở tài liệu tính đến 12/2010, trữ lượng dầu khí tại chỗ của các mỏ và
phát hiện và tiềm năng của các cấu tạo triển vọng đã được đánh giá với kết quả như
sau:
- Tổng trữ lượng dầu khí tại chỗ của 18 mỏ đã được phê duyệt là 2013.58 triệu
m3 dầu quy đổi, trong đó đã khai thác 344.8 triệu m3 dầu quy đổi. Nếu
không tính lượng dầu tại chỗ không còn khả năng đưa vào khai thác thì trữ
lượng dầu khí tại chỗ của các mỏ này là 864,25 tr.m3
- Tổng trữ lượng dầu khí tại chỗ của 19 phát hiện là 522.80 triệu m3 dầu quy
đổi . Nếu chỉ tính cho các phát hiện có trữ lượng dầu khí tại chỗ lớn hơn 5
150
triệu m3 dầu quy đổi thì tổng trữ lượng dầu khí tại chỗ của các phát hiện ở bể
Cửu long là 515,49 tr.m3
- Tổng tiềm năng dầu khí tại chỗ của 62 cấu tạo ( 40 cấu tạo triển vọng và 22
cấu tạo tiềm năng) được đánh giá là 722.05 triệu m3 dầu quy đổi, trong đó
tính riêng cho các cấu tạo triển vọng là 487,83 và cho các cấu tạo tiềm năng
là 234,22 tr.m3. Nếu chỉ tính cho các cấu tạo triển vọng có tiềm năng dầu khí
tại chỗ lớn hơn 10 triệu m3 dầu quy đổi thì tổng tiềm năng dầu khí tại chỗ ở
bể Cửu long là 567,88 tr.m3 trong đó cho các cấu tạo triển vọng là 357,22
tr.m3 và cho cấu tạo tiềm năng là 192,66 triệu m3.
Mặc dù cho đến nay, mức độ đầu tư TKTD cho đối tượng phi cấu tạo chứa
dầu khí còn bị hạn chế, song các kết quả minh giải tài liệu địa chấn sơ bộ cho thấy
nhiều khu vực có khả năng tồn tại bẫy chứa dạng này. Việc phát hiện và đánh giá
tiềm năng dầu khí cho đối tượng này là một việc làm hết sức cần thiết và có ý nghĩa
trong giai đoạn hiện nay và tiếp theo ở bể Cửu long
Kiến nghị
Trên cơ sở các kết quả đánh giá trên đây về tổng thể trữ lượng dầu khí tại
chỗ và tiềm năng còn lại ở bể Cửu long, một số các kiến nghị nhằm đẩy mạnh công
tác TKTD và nghiên cứu được đề xuất như sau:
Công tác TKTD:

- Để có thể phát hiện, chuyển tiềm năng còn lại thành trữ lượng có thể khai
thác trong thời gian tới, đòi hỏi phải tiếp tục tập trung đầu tư cho TKTD, áp
dụng công nghệ tiên tiến từ khâu khảo sát, xử lý, minh giải tài liệu địa chất –
địa vật lý cho tới công nghệ khoan, thử vỉa.
- Cần tập trung khoan thẩm lượng đối với các phát hiện có trữ lượng dầu khí
tại chỗ quan trọng, ưu tiên cho các phát hiện như Lạc Đà Nâu, Tê Giác Đen
và Mèo Trắng nhằm chính xác hóa trữ lượng dầu khí tại chỗ của chúng để có
kế hoạch phát triển trong những năm tiếp theo.
- Lựa chọn một số cấu tạo triển vọng có tiềm năng và hệ số thành công cao để
khoan thăm dò, ưu tiên thứ tự như bảng 5.1:
151
Bảng 5.1. Một số cấu tạo triển vọng

Tiềm năng dầu
Cấu tạo
STT Lô POS tại chỗ quy đổi
triển vọng
(tr. m3)
1 Báo trắng 09-1 0.35 30
2 Hà mã trắng 16-2 0.25 35
3 Tê giác xám 16-1 0.17 58
4 Hổ vàng 01&02/10 0.21 18.4
- Tập trung đầu tư cho TKTD các bẫy phi cấu tạo. Chọn một số khu vực có
khả năng cao tồn tại bẫy phi cấu tạo như ở lô 09-2; 09-3; 15-1/05 và 17 để
khảo sát địa chấn 3D, xử lý và phân tích địa chấn đặc biệt nhằm đánh giá
được tiềm năng của các bẫy này, tiến tới khoan thăm dò trên một số đối
tượng.
Công tác nghiên cứu:
- Như đã biết, móng nứt nẻ, hang hốc trước Đệ Tam là đối tương chứa dầu khí
rất đặc biệt không những ở Việt nam mà còn trên Thế giới. Dầu khí tập trung
phần lớn ở đối tượng này trong khi các phương pháp đánh giá trữ lượng dầu
khí tại chỗ hiện tại còn chứa đựng nhiều rủi ro vì vậy cần có các nghiên cứu
bổ sung về phương pháp xác định các thông số và trữ lượng cho đá móng.
- Cần có chương trình nghiên cứu, tổng kết công tác TKTD, rút ra các bài học
kinh nghiệm (đánh giá hệ thống dầu khí, khoan, thử vỉa…) nhằm không bỏ
sót các mỏ dầu khí ở bể Cửu long. Thực tế cho thấy có cấu tạo nằm ở khu
vực triển vọng nhưng khoan chưa thành công (Azuzite thuộc lô 01&02) hoặc
có cấu tạo được khoan 2 giếng khoan đầu không cho dòng, khi khoan giếng
khoan thứ 3 vào giữa thì phát hiện ra mỏ dầu (Hải Sư Đen thuộc lô 15-2/01).
152

Tiem Nang Dau Khi Be Cuu Long

Uploaded by

Document Information

Copyright

Available Formats

Share this document

Share or Embed Document

Sharing Options

Did you find this document useful?

Is this content inappropriate?

Copyright:

Available Formats

Tiem Nang Dau Khi Be Cuu Long

Uploaded by

Copyright:

Available Formats

Dự án “Đánh giá tiềm năng dầu khí trên biển và thềm lục địa Việt Nam”

CHƯƠNG I: TỔNG QUAN VÙNG NGHIÊN CỨU VÀ

Hình 1.1: Vị trí bể Cửu Long

Tuyế n địa chấn

I.3. Cơ sở tài liệu

Bảng 1.1: Các khảo sát địa chấn 2D

1.3.3. Tài liệu khác

Bảng 1.6 Mẫu phân tích địa hóa

Số lượng mẫu Số lượng mẫu

Bảng 1.5 Mẫu phân tích thạch học

Bảng 1.7 Mẫu cổ sinh

43 15-2-RD-1X 143 160-3090 143 85

Bảng 1.8 Thống kê tài liệu thử vỉa

Khoảng thử vỉa

STT Báo cáo

21 Geological evaluation report for retaining areas for field development

24 Su Tu Nau-Ho Xam South structure HIIP and Reserves assessment

CHƯƠNG II: CẤU TRÚC ĐỊA CHẤT

II.1.1. Cơ sở liên kết các tập địa chấn

a. Các mặt phản xạ

II.1.1.2 Liên kết với tài liệu giếng khoan

II.1.2 Kết quả minh giải

MẶT PHẢN XẠ CHIỀU CỦA ĐỊA CHẤN CHẤT LƯỢNG

Hình 2.3: Mặt cắt địa chấn 3D qua giếng khoan

Hình 2.4: Mặt cắt địa chấn 3D qua giếng khoan

Hình 2.15: Mô hình chuyển đổi độ sâu

II.1.4 Đánh giá sai số

Hoạt động núi lửa

Hình 2.36: Phun trào magma trong lô 17.

Hình 2.37. Sơ đồ phân vùng cấu trúc bể Cửu Long

Hình 2.38: Mặt cắt ngang qua nâng Bạch Hổ

Hình 2.39. Các giai đoạn tiến hóa ở bể Cửu Long

Hình 2.40: Các giai đoạn biến dạng bể Cửu Long

II.3. Đặc điểm địa tầng trầm tích

Hình 2.45. Cột địa tầng tổng hợp bể Cửu Long

II.3.2. Trầm tích Đệ Tam

Mất trầm tích

Hướng cung cấp trầm

Hướng cung cấp trầm

Hướng cung cấp trầm

Hướng cung cấp trầm

Hướng cung cấp trầm

Hướng cung cấp trầm

CHƯƠNG III: HỆ THỐNG DẦU KHÍ

Thông số Code Lô15.1 Lô 15.2 Lô 01&02 Lô 09&17 Nội dung

-Hopanes/steranes M4 84.84-97.90 95.12-97.86 89.66-96.29 80.69-98.51 Chủ yếu VK hoạt động

2/ Môi trường trầm tích:

-Pristane Pris./Phy. 1.49-9.42 2.42-3.76 2.09-6.49 2.48-4.54 OXH trung bình-cao

Các chỉ tiêu Lô 15.1 Lô 15.2 Lô 01&02 Lô 17

Lưu huỳnh (%) 0,1 0,037 0,11 0,12

Asphalten (%) 4,24 0,57 10,35 5,9

Vanadium (ppm) 0,24 0,08 0,33 0,63

Nickel (ppm) 4,74 0,4 10,67 7,3

*Đá mẹ tuổi Miocen sớm

Hình 3.4: Sơ đồ phân bố đẳng giá trị chỉ số Hydrogen(HI mgHC/gTOC),

C27-28-29 Sterane, mẫu đá C27-28-29 Sterane, mẫu dầu

Hình 3.9 : Độ trưởng thành các mẫu dầu bể Cửu Long

17VT-1RX 16.2TD-1X 16.2BV-1X R-2 15.2RD-1X 15.2GD-1X 15.2PD-1X

FELDSPAR ROCK FRAGMENT

Hình 3.13 Sự liên thông tốt của lỗ rỗng giữa hạt

Porosity - Permeability Crossplot

III.2.2. Đá chứa Oligocen

FELDSPAR ROCK FRAGMENT

Hình 3.17: Sự liên thông tốt của độ rỗng giữa hạt