Sè 9 - 2009
Sè 9 - 2009
T¹p chÝ cña tËp ®oµn dÇu khÝ quèc gia viÖt nam - petrovietnam
ISSN-0866-854X
DÇuKhÝ
DÇuKhÝ
Petro
ietnam
In t¹i C«ng ty In & V¨n ho¸ phÈm
GiÊy phÐp xuÊt b¶n sè: 170/GP - BVHTT; GiÊy phÐp bæ sung Sè 20/GP - S§BS ngµy 1-7-2008
TẠP CHÍ XUẤT BẢN HÀNG THÁNG Số 9 - 2009
06
04
35
14
43

s
è
g

n
n
µ
o
r
y
T
Mô hình tách giãn McKENZIE và quá trình sinh dầu khí ở cấu
tạo Bạch Hổ
Đặc điểm thạch học trầm tích cát kết MIOXEN hạ bể

pß in hv¨n hng tiÕp thÞ vµ kh doan thiÕt bÞ i
Ön
®
nH Địa chỉ : 65 Đường Láng - Đố g Đa - Nội * : 04.5641415 * :
0
à Tel Fax
t@Email : vie * hietbidienviettha h gmainl
dÇu khÝ - Sè 9/2009
1
T
hay mặt Lãnh đạo Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, tôi nhiệt liệt chúc mừng và xin
gửi tới các vị khách quý, các quý vị đại biểu tham dự Đại hội và các thế hệ những
người làm công tác Dầu khí Việt Nam tới dự Đại hội Đại biểu toàn quốc lần thứ I, nhiệm
kỳ 2009 - 2013 “Hội Dầu khí Việt Nam” lời chúc mừng tốt đẹp nhất, chúc Đại hội thành
công tốt đẹp.
Trong suốt gần 50 năm xây dựng và phát triển, kể từ khi Đoàn Địa chất số 36 được
thành lập năm 1961, các thế hệ những người làm công tác Dầu khí Việt Nam đã luôn ý
thức được vị trí và trách nhiệm của mình trong chiến lược phát triển kinh tế xã hội của đất
nước, đã vượt qua mọi khó khăn trở ngại để xây dựng ngành Dầu khí Việt Nam trở thành
ngành kinh tế kỹ thuật quan trọng hàng đầu của đất nước, có nhiều đóng góp to lớn vào
công cuộc xây dựng và bảo vệ Tổ quốc Việt Nam XHCN. Ở những thập kỷ cuối của thế
kỷ trước, ngành Dầu khí đã góp phần tích cực vào việc đưa đất nước ta thoát khỏi tình
trạng khó khăn về kinh tế xã hội trong bối cảnh đất nước bị bao vây, cấm vận. Ở thập kỷ
này - thập kỷ đầu tiên của thế kỷ 21, quy mô phát triển của ngành được mở rộng trong tất
cả các lĩnh vực từ tìm kiếm thăm dò, khai thác dầu khí đến vận chuyển, chế biến, tàng trữ,
phân phối, dịch vụ và xuất nhập khẩu, vị thế và vai trò của Tập đoàn Dầu khí Quốc gia
Việt Nam đã được khẳng định ở tầm cao mới kể cả ở trong nước và ở nước ngoài. Tập
đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam đã thực sự trở thành đầu tàu kinh tế của đất nước, là
công cụ điều tiết kinh tế vĩ mô của Chính phủ, luôn đi đầu trong việc thực hiện các chủ
trương, chính sách, các nhiệm vụ mà Đảng,Chính phủ và nhân dân giao phó trong việc

Chính trị kết luận và Thủ tướng Chính phủ phê duyệt, góp phần xây dựng đất nước Việt Nam
ngày càng thịnh vượng và phát triển, sánh vai cùng các cường quốc năm châu như Bác Hồ
sinh thời hằng mong ước.
Tôi tin tưởng và hy vọng rằng, các đại biểu tham dự Đại hội sẽ sáng suốt lựa chọn
được Ban Chấp hành gồm các đồng chí đủ tài và đức, giàu kinh nghiệm và đầy nhiệt huyết,
tận tụy hy sinh, nhiệt tình truyền đạt những kinh nghiệm quý báu của mình cho thế hệ hôm
nay đủ năng lực hoàn thành xuất sắc các nhiệm vụ được Đảng, Chính phủ và nhân dân cả
nước giao phó, vững vàng trên cương vị là ngành công nghiệp đầu tàu của đất nước.
Cuối cùng, thay mặt lãnh đạo Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, tôi chúc Đại hội thành công
tốt đẹp, chúc Ban Chấp hành nhiệm kỳ 2009 - 2013 hoạt động hiệu quả và gặt hái được
nhiều thành công, chúc các vị khách quý, các quý vị đại biểu tham dự Đại hội sức khỏe, hạnh
phúc và thành công.
Thư chúc mừng của TSKH. Phùng Đình Thực, Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam
Tôi đã nhận được lời mời tham dự Đại hội lần thứ nhất Hội Dầu khí Việt Nam - Đại hội
của các thế hệ những người đi tìm “lửa”, những người đã và đang góp phần tạo ra năng
lượng cho phát triển đất nước. Rất tiếc do điều kiện công tác đột xuất tại công trường Nhà
máy Lọc dầu Dung Quất, tôi không đến dự được. Thay mặt Lãnh đạo Tập đoàn Dầu khí
Việt Nam, cho phép tôi gửi tới các quý vị đại biểu, những cán bộ dầu khí, các vị khách đến
tham dự Đại hội lời chúc mừng nhiệt liệt nhất, chúc Đại hội thành công tốt đẹp.
Lịch sử 48 năm xây dựng và phát triển ngành Dầu khí (kể từ khi “Đoàn 36 Dầu lửa”
được thành lập vào ngày 27/11/1961) là một chặng đường dài chứng kiến nhiều cam go,
nhưng cũng rất đỗi oanh liệt, tự hào với nhiều thành tựu to lớn, với những đóng góp xứng
đáng của ngành Dầu khí Việt Nam cho nền kinh tế quốc dân. Những thành tựu to lớn, nổi
bật ngành Dầu khí đã đạt được trên chặng đường qua, thể hiện ở năm mặt cụ thể sau:
Thứ nhất: Từ năm 1986, Việt Nam được đứng trong danh sách những nước sản xuất
và xuất khẩu dầu lửa trên thế giới. Đến nay, ngành Dầu khí đang khai thác tại 14 mỏ dầu
và khí trong nước và ở nước ngoài là 2 mỏ với tổng sản lượng dầu khí đã khai thác quy dầu
đạt trên 300 triệu tấn.
Thứ hai: Đóng góp ngày càng nhiều cho nền kinh tế quốc dân: Tổng doanh thu đã
đạt được trên 65 tỷ USD; nộp ngân sách trên 35 tỷ USD; hàng năm đóng góp đều đặn từ

cuối cùng tạo ra bước nhảy vọt toàn bộ, tạo đà cho những lĩnh vực phát triển toàn diện, làm
cơ sở vững chắc để toàn ngành tăng tốc phát triển.
Những mục tiêu và nhiệm vụ đề ra trong chiến lược phát triển ngành trong thời gian
tới, đang đòi hỏi sự đồng tâm hiệp lực, phát huy trí tuệ chung của tất cả cán bộ toàn ngành
Dầu khí, những người làm công tác dầu khí qua các thời kỳ, những đồng chí nay còn đương
chức hay những bậc dầu khí lão thành đã nghỉ hưu nhưng vẫn còn sức khỏe, dồi dào trí
tuệ và khát vọng tiếp tục được đóng góp nhiều hơn nữa cho ngành Dầu khí Việt Nam.
Trong bối cảnh đó, việc ra đời của Hội Dầu khí Việt Nam là một thực tế tất yếu, phản
ánh yêu cầu và đòi hỏi khách quan của sự nghiệp xây dựng và phát triển ngành Dầu khí
Việt Nam.
Là Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, tôi đề nghị có sự phối hợp chặt chẽ,
mối quan hệ hữu cơ giữa Tập đoàn với Hội Dầu khí Việt Nam, lấy mục tiêu chung là phát
triển ngành Dầu khí Việt Nam làm kim chỉ nam cho mọi hành động của Tập đoàn và của
Hội. Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam rất hy vọng hoạt động của Hội sẽ ngày càng sôi
động và phong phú, tập hợp ngày càng nhiều các thành viên tham gia, trở thành một diễn
đàn tốt, là cơ hội để các nhà chuyên môn cùng trao đổi, chia sẻ kinh nghiệm, đóng góp ý
kiến, nghiên cứu, phản biện, bồi dưỡng và phát triển nghề nghiệp. Với mục tiêu như vậy,
Tập đoàn Dầu khí Việt Nam rất trân trọng những ý kiến các đồng chí đóng góp tại Đại hội
hôm nay cũng như sau này góp phần vào phát triển ngành Dầu khí Việt Nam mạnh và bền
vững. Về phần mình, Tập đoàn Dầu khí luôn ủng hộ, tạo điều kiện tốt nhất để Hội hoạt động
hiệu quả và thành công.
Một lần nữa chúc các đồng chí, các quý vị đại biểu dồi dào sức khỏe, có nhiều đóng
góp hữu ích cho Đại hội, cho Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam. Chúc Đại hội thành
công rực rỡ !
thang 9:Dien VN SO 24.qxd 11/25/2009 4:11 PM Page 3
dÇu khÝ - Sè 9/2009
4
tI£U §IÓM
S
au nhiều năm chuẩn bị,

PVN, của các tổ chức dầu khí,
các trường Đại học. TS. Đinh La
Thăng, Chủ tịch Hội đồng Quản
trị và TSKH. Phùng Đình Thực,
Tổng giám đốc PVN vì đi công
tác vắng đã có thư chúc mừng
Đại hội.
Đây là một sự kiện lịch sử,
không những đánh dấu sự phát
triển ngoạn mục của ngành Dầu
khí Việt Nam với một đội ngũ cán
bộ, công nhân hơn 30.000 thành
viên mà còn nói lên sự thừa nhận
của Nhà nước về vai trò của
những con người dầu khí đã,
đang và sẽ làm việc trong ngành
kinh tế - kỹ thuật rất quan trọng
này cũng như hoài bão của họ
muốn được đóng góp nhiều hơn
cho sự phồn vinh của đất nước.
Hội Dầu khí Việt Nam có tên
giao dịch quốc tế là Vietnam
Petroleum Association (VPA), là
một tổ chức xã hội nghề nghiệp
phi lợi nhuận, thành viên của
Liên Hiệp các Hội Khoa học và
Kỹ thuật Việt Nam và sẽ là thành
viên của các tổ chức cùng nghề
nghiệp trong khu vực và quốc tế
theo quy định của pháp luật.

Việt Nam sống trong nước hoặc ở nước ngoài đã
và đang công tác trong các lĩnh vực dầu khí tán
thành điều lệ Hội, tự nguyện xin gia nhập hội đều
có thể kết nạp làm hội viên hoặc làm hội viên liên
kết của Hội Dầu khí Việt Nam. Hội được tổ chức
theo nguyên tắc dân chủ, bao gồm Đại hội đại biểu
hoặc Đại hội toàn quốc, Ban chấp hành, Ban
Thường vụ của Ban chấp hành, Ban Kiểm tra, Văn
phòng, các Ban chuyên môn, các tổ chức được
thành lập theo quy định của pháp luật và các Chi
hội.
Phương hướng hoạt động của Hội Dầu khí
Việt Nam trong nhiệm kỳ I(2009-2013) bao gồm:
- Về tổ chức sẽ hoàn thiện cơ cấu tổ chức
của Hội theo quy định trong điều lệ, xây dựng các
chi hội theo các địa bàn khác nhau (Hà Nội, Vũng
Tàu, thành phố Hồ Chí Minh, miền Trung, Hải
Phòng, Thái Bình ); xây dựng quy chế làm việc
của Ban chấp hành và các tổ chức trực thuộc; xây
dựng logo; làm thẻ hội viên; kết nạp hội viên mới;
tạo dựng và xây dựng quy chế về mối quan hệ
giữa Hội với PVN, Hội đồng Khoa học Tập đoàn
cũng như các tổ chức dầu khí khác trong nước và
quốc tế…
- Tư vấn cho Tập đoàn Dầu khí Quốc gia
Việt Nam, các cơ quan quản lý Nhà nước, các tổ
chức dầu khí khác khi có yêu cầu trong các lĩnh vực
lập chiến lược, quy hoạch, kế hoạch, chính sách
năng lượng quốc gia cùng các chính sách phục vụ
cho ngành dầu khí, các chương trình nghiên cứu

về thềm lục địa Việt Nam góp phần quảng bá kiến
thức khoa học dầu khí phổ thông và bảo vệ chủ
quyền ở vùng biển, đảo của Việt Nam.
- Nghiên cứu xuất bản ấn phẩm thông tin
và trang web của Hội.
- Hỗ trợ và tham gia cùng Ban chỉ đạo xây
dựng hồ sơ đăng ký giải thưởng Hồ Chí Minh về
KHCN cho cụm công trình “Phát hiện và khai thác
thành công dầu trong đá móng tại thềm lục địa Việt
Nam” của Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam;
tham gia cùng PVN tổ chức Hội nghị Khoa học Dầu
khí năm 2010.
- Làm thủ tục đề nghị khen thưởng các hội
viên có nhiều thành tích cho hoạt động của Hội và
phát triển Ngành với các cơ quan, các tổ chức có
liên quan.
Trong quá trình hoạt động sắp tới, tùy khả
năng và điều kiện, Hội sẽ bổ sung các nhiệm vụ cụ
thể thêm nữa phù hợp với yêu cầu phát triển của
Ngành.
Đại hội đã bầu ra Ban Chấp hành gồm 120
ủy viên, đại diện cho các chuyên ngành Dầu khí,
các đơn vị trong PVN và các trường Đại học, các
cơ quan, các tổ chức có liên quan đến ngành Dầu
khí. Ban chấp hành đã bầu ra ban Thường vụ gồm
22 ủy viên, trong đó có một chủ tịch là TS. Ngô
Thường San và 6 Phó Chủ tịch là TS. Trần Ngọc
Cảnh, KS. Lê Minh Hồng, TS. Trần Đức Chính, TS
Nguyễn Xuân Thắng, KS. Nguyễn Đăng Liệu và
TS. Nguyễn Văn Minh. Tổng thư ký của Hội là TS.

c
và y
L
: Là bề dày của vỏ lục địa và thạch quyển.
P
m, Pc, Ps: Là tỷ trọng của manti, vỏ lục địa và
trầm tích.
y
s
: Bề dày của trầm tích
α
v
: Hệ số giãn nở nhiệt
T
m
: Nhiệt độ manti
Gradient nhiệt của trầm tích là:
K, K
s
: Hệ số dẫn nhiệt của đá móng và đá trầm tích
τ: Hằng số thời nhiệt của thạch quyển
Áp dụng mô hình trên cho cấu tạo Bạch Hổ với
17 vị trí giếng khoan chia làm 4 khu vực (Hình 1).
- Khu 1 gồm giếng GK10, GK75, GK605,
GK76
- Khu vực 2 gồm GK 508, GK504, GK507,
GK704.
- Khu vực 3 gồm GK9, GK1003, GK1014.
- Khu vực 4 gồm GK7, GK15, GK16, GK17,
GK1201, GK1202.

Phân tích tách giãn ca cu to Bch H
Pha tách giãn thứ nhất (cuối Eoxen muộn –
Oligoxen sớm)
Trên cơ sở Bảng 1 và Hình 2 cho thấy hệ số
tách giãn ở vòm Bắc có giá trị nhỏ, dao động
trong khoảng 1,09 đến 1,15, trung bình là 1,12.
Mặc dù ở các khối khác nhau song trong thời gian
pha thứ nhất mức độ tách giãn nhỏ. Riêng ở phía
Bắc của khối, hệ số tách giãn có tăng cao đôi chút
như GK10 có hệ số tách giãn ở pha thứ nhất là
1,15. Ở GK704 cũng có giá trị tương tự và ở GK9
giá trị bêta đạt 1,13. Điều này cho thấy vào giai
đoạn cuối Eoxen và Oligoxen sớm diễn ra pha
tách giãn thứ nhất ở mức độ nhỏ và đồng đều.
Tuy nhiên ở phần phía Bắc và Đông Bắc tăng
cường độ tách giãn hơn, có lẽ là do góc dốc của
các sườn hơi nghiêng dưới tác dụng của tải trọng
địa tĩnh ở các trũng sâu. Như vậy có thể dự đoán
cường độ tách giãn của khối này được duy trì
xuống phía Nam, tức là ở vòm Trung tâm. Ở phần
Đông Nam của cấu tạo thuộc khu vực phía Đông,
hệ số tách giãn có giá trị từ 1,08 đến 1,10, trung
bình là 1,09. So với các khối phía Bắc và Trung
tâm thì ở khu vực phía Đông Nam có hệ số tách
giãn giảm không nhiều, khoảng 0,03. Điều đó
chứng tỏ mức độ tách giãn ở khu vực phía Đông
Nam có yếu hơn đôi chút song nhìn chung hệ số
tách giãn của toàn cấu tạo nhỏ và gần nhau, sự
sai lệch chỉ chiếm 2,6%.
Pha tách giãn thứ hai (đầu Oligoxen – cuối Mioxen

các đứt gãy ngăn cách như đứt gãy số VI giữa khu
vực 1 và 2, đứt gãy số II giữa khu vực 2 và 3.
Trong phạm vi khu vực 4 ở phía Đông Nam
của cấu tạo có các giá trị của hệ số tách giãn là từ
1,37 đến 1,39 và 1,42, trung bình là 1,39. Các giá trị
này cũng tương tự như khu vực 2. Ở khu vực Đông
Nam của cấu tạo cũng phát hiện có 2 xu hướng
tăng hệ số. Đó là tăng từ Tây Nam lên Đông Bắc, từ
1,37 đến 1,42 và tăng từ phía Tây sang phía Đông
từ 1,37 đến 1,40.
Vậy quá trình tách giãn ở cánh Đông Nam (khu
vực 4) luôn yếu hơn so với vòm Bắc, đặc biệt yếu
hơn cánh Bắc và cánh Đông Bắc.
Qua đó thấy rằng pha tách giãn thứ 2 xảy ra rất
mạnh, đặc biệt vào thời gian Oligoxen muộn và đầu
Mioxen sớm, sau đó yếu dần và tắt hẳn vào cuối
Mioxen sớm. Sự tách giãn mạnh mẽ này có lẽ liên
quan tới thời kỳ tách giãn đáy biển Đông từ cách
nay 36 triệu năm nhưng mạnh hơn cả vào cách nay
24 triệu năm, đặc biệt vào thời kỳ đổi trục từ Đông
Tây sang Đông Bắc-Tây Nam ở phần Tây Nam của
trục tách giãn biển Đông diễn ra cách đây 24 triệu
năm tới 15,5 triệu năm thì tắt hẳn (theo Briais, 1993)
(Hình 5). Thời gian tách giãn của pha 1 và pha 2
Hình 4. Sự thay đổi hệ số bêta theo mặt cắt qua
GK75, GK504, GK9
th¨m dß - khai th¸c
dÇu khÝ
thang 9:Dien VN SO 24.qxd 11/25/2009 4:11 PM Page 8
dÇu khÝ - Sè 9/2009

ứng với từng vị trí giếng khoan là khác nhau và thay
đổi theo hệ số bêta. Khu vực phía Bắc vòm nâng,
sự tách giãn bị khống chế bởi các đứt gãy lớn, giá
trị TTI sẽ tăng dần về phía trũng Đông trong cùng
một thời gian. Điều này dẫn tới thời gian sinh dầu
sớm hơn ở trũng Đông và giảm dần khi qua các đứt
gãy về phía vòm nâng. Ở đáy hệ tầng Trà Cú, các
giếng ở phía Bắc vòm Bắc như GK10, GK704, và ở
rìa Đông vòm Bắc như GK9 thì thời gian vật liệu
hữu cơ bắt đầu trưởng thành vào cuối Mioxen giữa
và sinh dầu từ Plioxen đến nay. Các giếng khoan
khác phía trong vòm Bắc thì thời gian vật liệu hữu
cơ trưởng thành và sinh dầu muộn hơn. Điều này
chứng tỏ càng về phía trũng sâu thì dầu khí sinh ra
sớm hơn ở vòm nâng do đó dầu sinh ra sẽ di cư từ
trũng sâu vào móng. Ở đáy hệ tầng Trà Tân, vật liệu
hữu cơ mới qua giai đoạn trưởng thành và đang ở
giai đoạn tạo dầu. Kết quả TTI ở đáy hệ tầng Bạch
Hổ thấp và không có ý nghĩa về dầu khí tuy nhiên
hệ tầng này đóng vai trò là tầng chắn khu vực quan
trọng.
Phía Đông Nam vòm Nam, ở đáy hệ tầng Trà
Cú, giá trị TTI của hầu hết các giếng khảo sát đều
nhỏ hơn 75 nên ở các vị trí này của vật liệu hữu cơ
chỉ trải qua giai đoạn trưởng thành và chuẩn bị vào
pha sinh dầu. So sánh với khu vực phía Bắc và
Đông vòm Bắc thì khu vực này thời gian sinh dầu
muộn hơn cả.
Hình 5. Thời gian vật liệu hữu cơ bắt đầu
trưởng thành (đáy Trà Cú)

Ở các trũng sâu (điểm M) cho thấy vật liệu
hữu cơ bắt đầu trưởng thành ở độ sâu lớn hơn
Hình 7. TTI của GK15
Hình 8. TTI của GK75
Hình 9. TTI của GK9
Hình 10. TTI của điểm M
thang 9:Dien VN SO 24.qxd 11/25/2009 4:11 PM Page 10
dÇu khÝ - Sè 9/2009
PETROVIETNAM
11
nhiều (4300m) và bắt đầu sinh dầu (cửa sổ tạo
dầu hay pha chính sinh dầu) ở độ sâu 5000m.
Tiếp tục pha chính sinh khí ẩm và condensate ở
độ sâu lớn 5700m và cũng đã có phần nằm ở pha
chính sinh khí khô, đặc biệt ở phần trũng sâu
nhất. Điều này cho thấy ở các trũng sâu (trũng
Đông và Bắc Bạch Hổ) đang tồn tại 3 pha chủ yếu
sinh hydrocacbon diễn ra (cửa sổ tạo dầu, pha
chính sinh khí ẩm và condensate, pha chính sinh
khí khô). Đây là yếu tố luôn làm gia tăng thành
phần nhẹ và khí từ chỗ sâu nhất của trũng, đặc
biệt ở trũng Đông Bạch Hổ, nơi chứa nhiều nhất
vật liệu trầm tích cũng như vật liệu hữu cơ trong
phạm vi cấu tạo Bạch Hổ.
V thi gian sinh du
Ở phần vòm cấu tạo, thời gian bắt đầu
trưởng thành vật liệu hữu cơ là vào giữa Mioxen
muộn, còn bắt đầu sinh dầu là vào cuối Mioxen
muộn hoặc vào Plioxen và Đệ Tứ. Ở phần cánh
bắt đầu trưởng thành vào cuối Mioxen trung và

thứ 2 được sự tương tác của quá trình tách giãn
biển Đông và quá trình đổi trục của phần Tây Nam
ở trung tâm biển Đông.
- Chế độ nhiệt và lịch sử nhiệt phụ thuộc vào
Hình 11. Phân bố đới sinh dầu qua mặt cắt ngang
vòm Bắc của cấu tạo Bạch Hổ
Hình 12. Sơ đồ phân bố đới sinh hydrocacbon
của cấu tạo Bạch Hổ (đáy tập Trà Cú)
thang 9:Dien VN SO 24.qxd 11/25/2009 4:11 PM Page 11
dÇu khÝ - Sè 9/2009
12
th¨m dß - khai th¸c
dÇu khÝ
sự tách giãn. Trong cấu tạo, quá trình tách giãn
không giống nhau, vì vậy, sự phân bố nhiệt cũng
thay đổi theo vị trí. Lịch sử đóng vai trò quan trọng
để vật liệu hữu cơ trưởng thành và sinh dầu khí.
- Giá trị TTI được tính từ mô hình nhiệt theo
phương pháp tách giãn của McKenzie. Kết quả
cho thấy hệ tầng Trà Cú và Trà Tân là đối tượng
sinh dầu chính. Dầu khí được sinh ra từ Mioxen
sớm song mạnh mẽ và diễn ra trên diện rộng vào
giai đoạn từ Mioxen giữa tới nay và tập trung ở
trũng, đặc biệt là trũng Đông. Vòm nâng sinh dầu
muộn vào cuối Mioxen muộn đến nay. Do đó, dầu
khí chủ yếu sinh ra vào Mioxen giữa và di cư từ
các trũng đặc biệt từ trũng Đông Bạch Hổ vào vòm
nâng của cấu tạo Bạch Hổ.
Tài liệu tham khảo
[1]. A.P.Allen and R.J.Allen. Basin Analysis,

PETROVIETNAM
13
thang 9:Dien VN SO 24.qxd 11/25/2009 4:11 PM Page 13
dÇu khÝ - Sè 9/2009
14
th¨m dß - khai th¸c
dÇu khÝ
I. Mở đầu
Dầu khí ở thềm lục địa Việt
Nam được khai thác trong ba đối
tượng chính: Móng phong hóa
nứt nẻ trước Đệ Tam, trầm tích
cát kết Oligoxen và Mioxen. Đối
tượng trầm tích cát kết Mioxen hạ
là đối tượng chứa dầu đầu tiên
được phát hiện khi khoan và thử
vỉa giếng BH-1 vào năm 1975,
nhưng chỉ đến khi việc khai thác
những tầng dưới sâu gặp nhiều
khó khăn, đặc biệt là sau khi công
ty dầu khí Việt Nhật và liên doanh
điều hành chung Cửu Long phát
hiện dầu thương mại trong tầng
này thì tầng chứa này mới được
tập trung nghiên cứu tỉ mỉ. Việc
phát hiện ra dòng dầu thương
mại trong tầng này đã mở ra một
hướng nghiên cứu mới, một triển
vọng mới cho ngành công nghiệp
dầu khí nước nhà.

khoảng có sự thay đổi rõ rệt, các
tập đá khác nhau giúp so sánh,
liên hệ với đường cong địa vật lý
giếng khoan.
Mô tả mẫu lõi nhằm xác
định sơ bộ loại đá và sự phân bố
của nó trong lát cắt giếng khoan,
kiểu phân lớp, phân tầng, xu
hướng thay đổi độ hạt (thô dần
hay mịn dần), dấu vết sinh vật…
Phân tích thạch học lát
mỏng bao gồm xác định độ hạt,
hình dáng hạt, độ chọn lọc,
khoáng vật tạo đá, thành phần
ximăng, matrix, độ rỗng nhìn
thấy, kiến trúc và biến đổi sau
trầm tích của đá. Trên cơ sở
thành phần khoáng vật vụn và
matrix, cát kết được phân lọai
theo sơ đồ tam giác của R.L Folk
(1974).
Phân tích XRD bao gồm
phân tích cho toàn bộ đá và tách
riêng khoáng vật sét nhằm xác
định thành phần phần trăm của
các khoáng vật trong đá, khoáng
vật sét, chính xác hóa các
khoáng vật thứ sinh có thể không
phân biệt rõ dưới lát mỏng qua đó
xác định mức độ biến đổi của đá.

Việc xác định môi trường
trầm tích dựa trên cơ sở tổng
hợp các phương pháp trên. Trầm
tích lục địa được nghiên cứu
theo mô hình của Nazri Ramli
(1988) và Roger.G.Walker
(1984), trầm tích ven biển-biển
được nghiên cứu theo mô hình
của Reineck-Sing (1972).
III. Kết quả
Bể Cửu Long là một bể
trầm tích Đệ Tam, nằm trên
thềm lục địa Đông Nam Việt
Nam (Hình 1) với độ sâu mực
nước biển trung bình 60m. Bể
có hình bầu dục cong ra phía
biển và nằm dọc theo bờ biển
Vũng Tàu - Bình Thuận, phía
Bắc và Đông Bắc tiếp giáp với
đới Đà Lạt và Tuy Hòa, phía
Nam và Đông Nam tiếp giáp với
đới nâng Côn Sơn, phía Tây
Nam tiếp giáp đồng bằng sông
Cửu Long. Bể có diện tích vào
khoảng 36.000km
2
. Bồn trũng
Cửu Long bao gồm các lô 01-
02, 15.1, 15-2, 09-1, 09-2, 09-3,
16.1, 16.2 và 17.

nite, chlorite, illite và rất ít illite-
smectite-theo phân tích XRĐ) và
carbonate (phía Bắc và Đông
Nam) (Hình 2).
Kết quả phân tích mẫu lõi
cho thấy cấu tạo chủ yếu là phân
lớp ngang gợn sóng, thấu kính
và phân lớp xiên mỏng, nhịp trầm
tích mịn dần lên trên, có sự hiện
diện của Pachydemus (Hình 3).
Trầm tích có nguồn gốc từ
đá granite, vận chuyển gần
nguồn, lắng đọng trong môi
trường đồng bằng châu thổ đến
ven biển.
1.2 Tầng BI.1: Có bề dày trung
bình 50-100m ở khu vực rìa phía
Bắc và Đông Nam đến 300-400m
ở khu vực trung tâm, gồm những
tập cát sét xen kẹp với tỷ lệ cát
lên đến 70-80%.
Cát kết từ không màu, đục,
xám đến nâu xậm, có độ hạt thay
đổi từ 0,25-1,1mm, trung bình
0,6-0,7mm, độ chọn lọc từ rất
kém, trung bình đến tốt, hình
dạng hạt từ góc cạnh - bán góc
cạnh - bán tròn cạnh, tiếp xúc hạt
chủ yếu là điểm, đường và trôi
nổi. Cát kết thuộc loại Arkose và

dần từ Bắc (250m) xuống Nam
(400m), gồm chủ yếu là sét kết
màu xám xanh, vô định hình tới
dạng khối, xen kẹp lớp cát và lớp
sỏi mỏng.
Cát kết là màu xám sáng
đến xám tối, thuộc loại Arkose,
Lithic Arkose và Feldspathic
Litharenite, gồm chủ yếu là thạch
anh (30-35%), K-feldspar (10-
20%), Plagioclase (1-2,5%), Mica
(0,5-1%), thành phần mảnh đá
gồm chủ yếu granitic và volcanic,
ít quarzite, chert, schist. Ximăng
và khoáng vật thứ sinh ít (3-7%)
gồm sét (chủ yếu kaolinite, ít
chlorite, illite, smectite và illite-
smectite-theo phân tích XRĐ), và
carbonate (calcite) (Hình 5). Cát
kết có kích thước hạt từ mịn đến
trung bình (0,2-0,3mm), độ chọn
lọc từ kém đến trung bình, vài
chỗ tốt, hình dạng hạt từ góc
cạnh-bán góc cạnh-bán tròn
thang 9:Dien VN SO 24.qxd 11/25/2009 4:11 PM Page 15
dÇu khÝ - Sè 9/2009
16
th¨m dß - khai th¸c
dÇu khÝ
cạnh-tròn cạnh, tiếp xúc hạt chủ

(0,5-1%), thành phần mảnh đá
gồm chủ yếu granitic, ít volcanic,
quarzite, chert, schist. Ximăng và
khoáng vật thứ sinh ít (2-6%)
gồm sét (chủ yếu kaolinite, ít
chlorite, illite, smectite và illite-
smectite) và calcite, vắng mặt
hóa thạch biển. Trầm tích có
nguồn gốc từ đá granite, vận
chuyển gần nguồn, có thể lắng
đọng trong môi trường lục địa,
năng lượng thấp  thuộc môi
trường sông, châu thổ.
3. Lô 15.2 nằm ở trung tâm và
Đông Bắc của bồn trũng Cửu
Long, cách Vũng Tàu khoảng
80km, với diện tích khoảng
3370km
2
.
3.1 Tầng BI.2: Có bề dày tăng
dần từ Tây Bắc (330m) xuống
Đông Nam (568m). Bên trên gồm
chủ yếu là sét, cát và bột. Bên
dưới gồm chủ yếu là cát kết xen
kẹp với bột kết và sét kết. Cát kết
màu xám nhạt đến xám xanh
nhạt, kích thước hạt mịn đến
trung bình (0,1-0,5mm), góc
cạnh, bán góc cạnh đến bán tròn

bán góc cạnh đến bán tròn cạnh,
chọn lọc kém đến trung bình đôi
chỗ khá đến tốt. Cát kết chủ yếu
là Arkose và Lithic Arkose, thành
phần chủ yếu là thạch anh (26-
42%), K-feldspar (10-17%),
Plagioclase (4-8%), ít mica (Hình
9). Mảnh đá chủ yếu là granitic
và volcanic, ít chert schist và
microquarzite. Ximăng (8-17%)
chủ yếu là sét (kaolinite, illite,
chlorite), thạch anh, ít calcite
Trầm tích có nguồn gốc từ đá
granite, vận chuyển tương đối xa
nguồn. Nhịp trầm tích mịn dần-
sau đó thô dần lên trên. Trầm tích
lắng đọng trong môi trường
sông, tam giác châu.
4. Lô 09-1 nằm ở trung tâm của
bồn trũng Cửu Long, khoảng
110km về phía Nam của Vũng
Tàu với diện tích khoảng 985km
2
4.1. Tầng BI.2: Có bề dày từ
300m đến hơn 600m, chiều dày
giảm dần từ Bắc xuống Nam,
bao gồm bên trên là tầng sét
Rotalia, xuống dưới là cát kết
xen kẽ với bột kết, sét kết và sét
than.

thấy bên dưới là cát kết màu xám
phớt nâu, dạng khối, ít phân lớp
xiên chéo, lên trên là cát kết có
màu xám lục, chứa nhiều mica
theo mặt lớp, phân lớp ngang
gợn sóng và xiên chéo mỏng,
nhiều dấu vết hoạt động sinh vật,
có sự hiện diện của glauconite
(Hình 12). Trầm tích có nguồn
thang 9:Dien VN SO 24.qxd 11/25/2009 4:11 PM Page 16
dÇu khÝ - Sè 9/2009
PETROVIETNAM
17
gốc từ đá granite, vận chuyển xa
nguồn, lắng đọng trong môi
trường đồng bằng châu thổ đến
biển nông.
5. Lô 09-2 nằm ở phía Đông
Nam của bồn trũng Cửu Long,
cách Vũng Tàu khoảng 110km
với diện tích 1.100km
2
.
5.1. Tầng BI.2: Có bề dày từ
300m đến 700m chiều dày giảm
dần từ phía Tây và Tây Bắc ra
vùng phía Đông. Trầm tích tầng
này đặc trưng bởi lớp sét dày,
cứng màu xám xanh xen kẹp với
những lớp cát hạt mịn đến thô,

giảm dần từ phía Tây và Tây Bắc
ra vùng phia Đông, gồm cát kết
xen kẹp với chủ yếu là sét kết
màu đỏ. Trầm tích này được chia
thành 3 phần: Phần trên chủ yếu
là cát kết xen kẹp sét kết đỏ, bột
kết và một ít sét kết xám xanh, đá
vôi, phần giữa chủ yếu sét kết đỏ
và xanh xen kẹp với cát kết, ít bột
kết và đá vôi và phần dưới chủ
yếu sét kết đỏ và xám xen kẹp
với cát kết và bột kết.
Cát kết màu xám xanh nhạt,
xanh trắng và xám nhat đến xám
xanh, chủ yếu thuộc loại Arkose
ở khu vực Tây Bắc và
Feldspathic Greywacke ở khu
vực trung tâm (Hình 14), gồm
chủ yếu là thạch anh (30-40%),
K-feldspar (6-8%), Plagioclase
(10-13%), Mica (2-6%), ít mảnh
đá granitic và volcanic. Matrix,
ximăng và khoáng vật thứ sinh
cao (16-30%) chủ yếu là sét
(kaolinite, chlorite, illite, smectite
và hỗn hợp lớp illite-smectite) và
carbonate (chủ yếu calcite, ít
dolomite and siderite) (Hình 15).
Nhìn chung, cát kết độ hạt
trung bình 0,125-0,25mm đôi khi

dạng hạt từ góc cạnh - bán góc
cạnh-bán tròn cạnh, khu vực Sói
có những hạt tròn cạnh, tiếp xúc
hạt chủ yếu là điểm và trôi nổi.
Cát kết thuộc loại Feldspathic
Greywacke (Hình 16), gồm chủ
yếu là thạch anh (30-50%), K-
feldspar (8-10%), Plagioclase (4-
6%), Mica (3-8%), mảnh đá
granitic (8-12%, đôi chỗ lên đến
26%), ít volcanic, quarzite, chert,
schist. Matrix, ximăng và khoáng
vật thứ sinh rất nhiều (20-30%)
chủ yếu là sét (smectite, illite-
smectite, illite, kaolinite và chlo-
rite - Hình 17), có sự hiện diện
của glauconite. Trầm tích có
nguồn gốc từ đá granite, vận
chuyển tương đối gần nguồn,
lắng đọng trong môi trường ven
biển/biển nông.
6.2. Tầng BI.1: Có bề dày từ
300m đến 600m, chiều dày cũng
tăng dần từ Đông sang Tây, gồm
xen kẹp của cát kết bột kết và
sét kết.
Cát kết có độ hạt từ trung
bình đến thô, độ chọn lọc rất kém
đến kém, hình dạng hạt từ góc
cạnh-bán góc cạnh đến bán tròn

th¨m dß - khai th¸c
dÇu khÝ
của bồn trũng Cửu Long, khoảng
70km về phía Nam của Vũng Tàu
với diện tích khoảng 4.760km
2
.
Lô này bao gồm 2 lô 16.1 ở phía
Bắc và 16.2 ở phía Nam.
7.1. Tầng BI.2: Có bề dày tăng
dần từ Tây Bắc xuống Đông
Nam. Trầm tích tầng này bao
gồm lớp trên cùng là lớp sét biển
tiến còn gọi là sét Rotalia. Bên
dưới gồm những lớp sét kết màu
xám đậm, xám xanh, dày, xen
kẹp với lớp cát và bột mỏng.
Cát kết có độ hạt thay đổi từ
rất mịn đến mịn (0,1-0,25mm) đôi
khi trung bình (0,25-0,35 mm), độ
chọn lọc từ rất kém đến trung
bình, vài chỗ tốt, hình dạng hạt từ
góc cạnh - bán góc cạnh - bán
tròn cạnh, tiếp xúc hạt chủ yếu là
điểm và trôi nổi. Cát kết gồm chủ
yếu Feldspathic Greywacke ở
vùng phía Tây và trung tâm, còn
phía Đông chủ yếu là Arkose
(Hình 20), gồm chủ yếu là thạch
anh (30-40%), K-feldspar (12-

nâu. Kích thước hạt rất mịn-mịn
đến trung bình. Hình dạng hạt từ
góc cạnh đến bán tròn cạnh. Độ
chọn lọc từ kém đến trung bình.
Cát kết gồm chủ yếu là loại
Arkose và Lithic Arkose, ít
Feldspathic Greywacke (Hình
21). Thành phần khoáng vật chủ
yếu là thạch anh (25-35%), K-
Feldspar (10-20%), Plagioclase
(4-8%), Mica (0-10%), mảnh đá
(granitic và volcanic). Matrix,
ximăng và khoáng vật thứ sinh ít
ở khu vực TGT (10%) (Hình 22)
và rất nhiều ở các khu vực khác
(20%) gồm cả sét, carbonate và
thạch anh thứ sinh. Trầm tích có
nguồn gốc từ đá granite, vận
chuyển tương đối xa nguồn.
Kết quả mô tả mẫu lõi xác
định 2 phần: Bên dưới là cát kết
gồm những hạt mịn đến trung
bình, phân lớp mỏng, góc
nghiêng nhỏ, xu hướng mịn dần
lên trên, có hoá thạch Scoyenia,
Memia có thể liên quan đến môi
trường trầm tích sông, năng
lượng thấp. Bên trên là những
trầm tích có độ hạt không đồng
nhất, có cả những hạt thô và rất

thang 9:Dien VN SO 24.qxd 11/25/2009 4:11 PM Page 20
dÇu khÝ - Sè 9/2009
PETROVIETNAM
21
Hình 13. Phân loại cát kết tầng BI.2 lô 09-2
Hình 14. Phân loại cát kết tầng BI.1 lô 09-2
thang 9:Dien VN SO 24.qxd 11/25/2009 4:11 PM Page 21