Chöông
Beå traàm tích
Hoaøng Sa
vaø
taøi nguyeân
daàu khí
14
441
Chương 14. Bể trầm tích Hoàng Sa và tài nguyên dầu khí
Bể Hoàng Sa nằm trong khoảng từ
15
o
đến 17
o
vó Bắc; 109
o
30’ đến 114
o
kinh
Đông. Bể Hoàng Sa nằm gần trung tâm
Biển Đông giữa Việt Nam (Đà Nẵng) và
quần đảo Phillipin (Đảo Lucon), chiếm
diện tích khoảng trên 50.000 km
2
( Hình 5.1,
Chương 5)
2. Lòch sử nghiên cứu tìm kiếm thăm dò
dầu khí
Công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí bể
Hoàng Sa bắt đầu tiến hành từ năm 1972.
Công ty Western Geophysical đã tiến hành

Khu vực miền Trung và bể trầm tích
Hoàng Sa được khống chế bởi 3 hệ thống
đứt gãy chính: hệ đứt gãy hướng bắc tây
bắc – nam đông nam, hệ đứt gãy á kinh
tuyến, hệ đứt gãy đông bắc – tây nam.
a. Hệ đứt gãy Bắc Tây Bắc - Nam Đông
Nam
Đây là hệ đứt gãy lớn, có thể là sự kéo
dài của hệ thống đứt gãy Sông Hồng (?)
chuyển hướng từ TB - ĐN sang BTB - NĐN.
Chúng tạo thành ranh giới phía Tây của Bể
Hoàng Sa. Trong khu vực nghiên cứu, các
đứt gãy này là các đứt gãy thuận, góc cắm
từ 50
o
- 60
o
, biên độ dòch chuyển tầng móng
từ 300 - 400 m, tầng nóc Oligocen khoảng
1. Mở đầu
442
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
60-200 m. Các đứt gãy này hoạt động mạnh
trong thời kỳ tạo rift và phần lớn ngừng vào
cuối tạo rift (Hình 14.1, 14.2, 14.3, 14.7).
b. Hệ đứt gãy Đông Bắc-Tây Nam
Là hệ thống đứt gãy khá phổ biến trong
khu vực, phân bố chủ yếu phía Đông Hoàng
Sa. Các đứt gãy này khống chế các đòa hào,
đòa lũy phát triển ở khu vực này.

lớn phương ĐB-TN, thể hiện rõ trên tất
cả các bản đồ đẳng sâu. Đới nâng này
có lẽ đã nâng mạnh vào cuối Miocen
gây nên sự vắng trầm tích Miocen trên
(Hình 14.2, 14.3, 14.4, 14.5)
• Đới trũng Trung tâm Hoàng Sa: giới
hạn bởi các đứt gãy á kinh tuyến, ít bò
các đứt gãy khác phân cắt. Độ sâu cực
đại đến móng trước Đệ Tam ở Trung
tâm trũng đạt gần 5.000m. Tồn tại một
số nếp lồi kế thừa trên khối nhô móng.
• Đới Đông Hoàng Sa: ở khu vực này hệ
đứt gãy ĐB-TN phát triển mạnh, phân
cắt móng tạo thành các đòa hào và đòa
Hình 14.3. Bản đồ đẳng sâu nóc Miocen dưới bể trầm tích Hoàng Sa (theo Nguyễn Huy Quý, 2005)
Hình 14.4. Bản đồ đẳng sâu nóc Miocen giữa bể trầm tích Hoàng Sa (theo Nguyễn Huy Quý, 2005)
444
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
lũy. Phía Tây Nam khu vực có lẽ tồn tại
một trũng (Trũng Đông Hoàng Sa) mà
giới hạn của tài liệu đòa chấn chưa cho
phép khoanh đònh ranh giới của trũng
này.
3.3. Lòch sử phát triển đòa chất
Do tác động của sự va chạm giữa mảng
Ấn-Úc, mảng Âu-Á và mảng Thái Bình
Dương mà dọc theo hệ thống đứt gãy chính
Sông Hồng, Maeping (Sông Hậu), Three
Pagodas và Summatra tạo thành các bể
gắn liền với lòch sử tách giãn, sụt lún, hình

và dòch chuyển về phía Đông Bắc. Cuối
Oligocen muộn, các vận động nâng lên đã
tạo điều kiện cho các hoạt động bóc mòn,
tạo bất chỉnh hợp khu vực chính, kết thúc
pha tạo rift. Chiều dày trầm tích tập đồng
tách giãn ở trung tâm bể Hoàng Sa thay đổi
từ 500-3.000 m.
b. Giai đoạn sau tạo rift
Đầu Miocen sớm – Miocen giữa: các
đứt gãy đồng trầm tích tái hoạt động, quá
trình lún chìm, mở rộng bể xảy ra. Nguồn
trầm tích chính sau tách giãn bắt gặp sớm
nhất được cung cấp từ lục đòa đổ vào chủ
yếu đòa hào Quảng Ngãi và các đòa hào và
bán đòa hào bể Hoàng Sa.
Trong Miocen sớm: sự thay đổi mực
nước biển (biển tiến) làm mở rộng đòa hào
Quảng Ngãi, trũng Trung Tâm, các đòa hào
và bán đòa hào bể Hoàng Sa, đồng thời làm
ngập chìm đới nâng Tri Tôn. Các đòa hào
và bán đòa hào tiếp nhận nguồn vật liệu
vụn thô từ lục đòa đổ xuống. Bể Hoàng Sa
lúc này nằm trong vùng biển nông đến sâu,
lượng trầm tich vụn thô lắng đọng thấp.
Trầm tích carbornat phát triển trên đới
nâng Tri Tôn và trên đỉnh các khối đứt gãy
ở bể Hoàng Sa.
Miocen trên – Pliocen: giai đoạn sụt
lún, mở rộng bể nhanh, khối lượng trầm
Hình 14.7. Mặt cắt đòa chấn AW-3 ngang qua toàn bộ bể Hoàng Sa (phương án minh giải theo VPI, 2004)

và kết quả các giếng khoan lân cận, có thể
dự báo các thành tạo này bao gồm cát kết
xen kẽ với bột kết, sét kết và các vỉa than.
Chiều dày khoảng 1.500 m, môi trường
trầm tích chủ yếu lục đòa, sông, biển ven
bờ và biển nông.
Sét kết, bột kết, than xen kẽ các lớp
cát kết và than. Các lớp than có chiều dày
khoảng từ 1-2m. Môi trường trầm tích đầm
hồ, ven bờ.
Hình 14.8. Mặt cắt đòa chấn tuyến AW-3 qua cấu tạo 142C (theo Nguyễn Quý Hùng, 1996)
Chỉ dẫn
Nóc Miocen giữa
Nóc Miocen dưới
Nóc Oligocen
Nóc Móng
Đá chứa vụn (clastic) Oligocen, Miocen
Chỉ dẫn
Nóc Miocen giữa
Nóc Miocen dưới
Nóc Oligocen
Nóc Móng
Chỉ dẫn
Nóc Miocen giữa
Nóc Miocen dưới
Nóc Oligocen
Nóc Móng
Đá chứa vụn (clastic) Oligocen, Miocen
447
Chương 14. Bể trầm tích Hoàng Sa và tài nguyên dầu khí

Từ Miocen sớm đến cuối Miocen giữa
môi trường trầm tích chủ yếu là ven biển,
biển nông đến biển thẳm. Vùng không xa
bờ trầm tích ven biển xen trầm tích lục
nguyên. Vùng xa bờ môi trường trầm tích
biển thẳm gồm sét là chủ yếu.
Hình 14.9. Mặt cắt đòa chấn tuyến AW-3 qua cấu tạo 142A (theo Nguyễn Quý Hùng, 1996)
Chỉ dẫn
Nóc Miocen giữa
Nóc Miocen dưới
Nóc Oligocen
Nóc Móng
Đá chứa carbonat
Chỉ dẫn
Nóc Miocen giữa
Nóc Miocen dưới
Nóc Oligocen
Nóc Móng
Chỉ dẫn
Nóc Miocen giữa
Nóc Miocen dưới
Nóc Oligocen
Nóc Móng
Đá chứa carbonat
448
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
5. Hệ thống dầu khí
5.1. Đặc trưng tầng đá mẹ
Tiềm năng đá mẹ và khả năng di cư
Bể trầm tích Hoàng Sa chưa có tài

Hoàng Sa dự kiến chủ yếu tồn tại ba loại
đá chứa sau:
Hình 14.10. Mặt cắt đòa chấn tuyến AW-3 qua cấu tạo 142B (theo Nguyễn Quý Hùng, 1996)
Chỉ dẫn
Nóc Miocen giữa
Nóc Miocen dưới
Nóc Oligocen
Nóc Móng
Đá chứa vụn (clastic) Oligocen, Miocen
Chỉ dẫn
Nóc Miocen giữa
Nóc Miocen dưới
Nóc Oligocen
Nóc Móng
Chỉ dẫn
Nóc Miocen giữa
Nóc Miocen dưới
Nóc Oligocen
Nóc Móng
Đá chứa vụn (clastic) Oligocen, Miocen
449
Chương 14. Bể trầm tích Hoàng Sa và tài nguyên dầu khí
a. Móng phong hoá nứt nẻ trước
Kainozoi
Như đã nêu, đá móng Bể trầm tích
Hoàng Sa có thể gồm đá trầm tích bò
biến chất, granit, granodiorit, ryolit tuổi
Proterozoi, Paleozoi, Mesozoi. Các thành
tạo này có thể bò nứt nẻ, phong hoá do các
quá trình vận động kiến tạo trong vùng và

Tập sét trong trầm tích Oligocen là
tầng chắn đòa phương cho các tầng chứa cát
kết Oligocen.
5.4. Các play hydrocarbon và các dạng
bẫy
Tương tự như các bể khác, trong khu
vực bể Hoàng Sa tồn tại 3 loại play sau:
a. Play móng phong hoá nứt nẻ (Play 1)
Như đã trình bày, dự báo đây là đối
tượng chứa tốt tại các khối móng nhô cao
của bể trầm tích Hoàng Sa. Loại bẫy này
khá phổ biến trong phạm vò khu vực nghiên
cứu (Hình 14.8, 14.9, 14.10).
b. Play cát kết Oligocen-Miocen (Play
2,3)
Đá chứa là các cát kết trong trầm tích
đồng tách giãn và sau tách giãn.
Trong trầm tích tách giãn: các loại bẫy
chủ yếu là cấu tạo vòm, bán vòm, lớp phủ
kế thừa trên móng nâng cao, nón phóng
vật.
Trong trầm tích sau tách giãn: các
dạng bẫy chủ yếu gồm lớp phủ kế thừa
móng nâng cao (Hình 14.8, 14.10), có thể
tồn tại các thân cát và nón phóng vật biển
(submarine fan)
c. Play carbonat (Play 4)
Các cấu tạo dạng thềm, ám tiêu trong
Miocen sớm– giữa.
Các kiểu bẫy: trong bể trầm tích Hoàng

và Miocen sớm môi trường trầm tích đầm
hồ và biển nông.
Các cấu tạo thuộc đối tượng đá vụn
(clastic) và carbonat nằm ở vò trí có độ sâu
nước biển lớn hơn 500 m, khả năng có mặt
các dạng bẫy đòa tầng kề áp khối móng
nâng cao, bẫy đòa tầng kề áp bên cánh sụt
của đứt gãy. Các dạng bẫy trên là đối tượng
tìm kiếm thăm dò chính trong tương lai khi
tiến bộ kỹ thuật khoan không bò hạn chế
bởi chiều sâu đáy biển.
451
Chương 14. Bể trầm tích Hoàng Sa và tài nguyên dầu khí
1. BP, 1992. Field report geochemical
coring survey – Danang PSC offshore
Vietnam .
2. BP, 1992. Reservoir quality evaluation
of the Danang Limestone well 118-
CVX-1X offshore Vietnam.
3. Brow J, Fisher W. L. Seismic
stratigraphy interpretation and
petroleum exploration.
4. Charles E., 1997. Application to
hydrocarbon exploration.
5. Chris Sladen and Hoang Ngoc Dang,
1997. Petroleum geology of offshore
Danang, Central Vietnam.
6. Đỗ Văn Lưu, 1994. Đánh giá tiềm năng
dầu khí bể trầm tích Huế – Quảng Đà.
7. Lê Đình Thám, Nguyễn Mạnh Huyền.

phân bố các dạng bãy phi cấu tạo và
khả năng tàng trữ dầu khí của chúng ở
các bể trầm tích Kainozoi TLĐ (KT 01-
16).
Tài liệu tham khảo