Chửụng
Beồ tram tớch
Cửỷu Long
vaứ
taứi nguyeõn
dau khớ

9
9
265
Chương 9. Bể trầm tích Cửu Long và tài nguyên dầu khí
Bể trầm tích Cửu Long nằm chủ yếu
trên thềm lục đòa phía Nam Việt Nam và
một phần đất liền thuộc khu vực cửa sông
Cửu Long. Bể có hình bầu dục, vồng ra về
phía biển và nằm dọc theo bờ biển Vũng
Tàu - Bình Thuận. Bể Cửu Long được xem
là bể trầm tích khép kín điển hình của Việt
Nam. Tuy nhiên, nếu tính theo đường đẳng
dày trầm tích 1.000 m 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
(NCS) bởi đới nâng Côn Sơn, phía Tây
Nam là đới nâng Khorat - Natuna và phía
Đông Bắc 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: 9, 15,
16, 17 và một phần của các lô: 1, 2, 25 và

Emerald
2. Lòch sử nghiên cứu, tìm kiếm, thăm
dò và khai thác dầu khí
Lòch sử tìm kiếm thăm dò dầu khí bể
Cửu Long gắn liền với lòch sử tìm kiếm
thăm dò dầu khí của thềm lục đòa Nam
Việt Nam. Căn cứ vào quy mô, mốc lòch sử
và kết quả thăm dò, lòch sử tìm kiếm thăm
dò dầu khí của bể Cửu Long được chia ra
thành 4 giai đoạn:
1. Giới thiệu
266
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
2.1. Giai đoạn trước năm 1975
Đây là thời kỳ khảo sát đòa vật lý khu
vực như từ, trọng lực và đòa chấn để phân
chia các lô, chuẩn bò cho công tác đấu thầu,
ký hợp đồng dầu khí.
Năm 1967 US Navy Oceanographic
Office đã tiến hành khảo sát từ hàng không
gần khắp lãnh thổ Miền Nam.
Năm 1967-1968 hai tàu Ruth và Maria
của Alpine Geophysical Corporation đã
tiến hành đo 19500 km tuyến đòa chấn ở
phía Nam Biển Đông trong đó có tuyến cắt
qua bể Cửu Long.
Năm 1969 Công ty Ray Geophysical
Mandrel đã tiến hành đo đòa vật lý biển
bằng tàu N.V.Robray I ở vùng thềm lục
đòa Miền Nam và vùng phía Nam của Biển

sâu 2.755-2.819m đã cho dòng dầu công
nghiệp, lưu lượng dầu đạt 342m
3
/ngày [36].
Kết quả này đã khẳng đònh triển vọng và
tiềm năng dầu khí của bể Cửu Long.
2.2. Giai đoạn 1975-1979
Năm 1976, Công ty đòa vật lý CGG của
Pháp 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 của công
tác khảo sát đòa chấn đã xây dựng được các
tầng phản xạ chính: từ CL20 đến CL80 và
khẳng đònh sự tồn tại của bể Cửu Long với
một mặt cắt trầm tích Đệ Tam dày.
Năm 1978 công ty Geco (Na Uy) thu
nổ đòa chấn 2D trên lô 10, 09, 16, 19, 20,
21 với tổng số 11.898,5 km và làm chi tiết
trên cấu tạo Bạch Hổ với mạng lưới tuyến
2x2 và 1x1 km. Riêng đối với lô 15, công
ty Deminex đã hợp đồng với Geco khảo sát
3.221,7 km tuyến đòa chấn với mạng lưới
3,5 x 3,5 km trên lô 15 và cấu tạo Cửu Long
(nay là Rạng Đông). Căn cứ vào kết quả
minh giải tài liệu đòa chấn này Deminex
đã khoan 4 giếng khoan tìm kiếm trên các
cấu tạo triển vọng nhất Trà Tân (15-A-
1X), Sông Ba (15-B-1X), Cửu Long (15-
C-1X) và Đồng Nai (15-G-1X). Kết qủa
khoan các giếng này đều gặp các biểu hiện

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 từ 2 đối tượng khai thác
Miocen, Oligocen dưới của mỏ Bạch Hổ
vào năm 1986 và phát hiện ra dầu trong đá
móng granit nứt nẻ vào tháng 9 năm 1988.
268
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
2.4. Giai đoạn 1989 đến nay
Đây là giai đoạn phát triển mạnh mẽ
nhất công tác tìm kiếm, thăm dò và khai
thác dầu khí ở bể Cửu Long. 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. Đến cuối năm 2003 đã
có 9 hợp đồng tìm kiếm thăm dò được ký
kết trên các lô: 09-1, 09-2, 09-3, 01&02,
01&02/96, 15-1, 15-2, 16-1, 16-2, 17.
Triển khai các hợp đồng đã ký về công
tác khảo sát đòa vật lý thăm dò, các công ty
dầu khí đã ký hợp đồng với các công ty dòch
vụ khảo sát đòa 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

45.000 tấn/ngày. Tổng lượng dầu đã thu
hồi từ 5 mỏ từ khi đưa vào khai thác cho
đến đầu năm 2005 khoảng 170 triệu tấn.
3. Các yếu tố cấu trúc và lòch sử phát
triển đòa chất
3.1. Các yếu tố cấu trúc
Việc phân chia các đơn vò cấu tạo được
dựa trên đặc điểm cấu trúc đòa chất của từng
khu vực với sự khác biệt về chiều dày trầm
tích và thường được giới hạn bởi những đứt
gãy hoặc hệ thống đứt gãy có biên độ đáng
kể. Nếu coi Bể Cửu Long là đơn vò cấu trúc
bậc 1 thì cấu trúc bậc 2 của bể bao gồm các
đơn vò cấu tạo sau: trũng phân dò Bạc Liêu;
trũng phân dò Cà Cối; đới nâng Cửu Long;
đới nâng Phú Quý (phần lún chìm kéo dài
khối nâng Côn Sơn) và trũng chính bể Cửu
Long. Ranh giới phân chia các đơn vò cấu
tạo được thể hiện trên hình 9.2.
Trũng phân dò Bạc Liêu là một trũng
nhỏ nằm ở phần cuối Tây Nam của bể
Cửu Long với diện tích khoảng 3600 km
2
.
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 bò chia cắt
bởi các đứt gãy thuận có phương TB-ĐN.
Trong trũng có khả năng bắt gặp trầm tích

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 bò ảnh hưởng khá
mạnh bởi hoạt động núi lửa, kể cả núi lửa
trẻ.
Trũng chính bể Cửu Long. Đây là phần
lún chìm chính của bể, chiếm tới 3/4diện
tích bể, gồm các lô 15, 16 và một phần các
lô 01, 02, 09, 17. Theo đường đẳng dày 2
km thì Trũng chính bể Cửu Long thể hiện
rõ nét là một bể khép kín có dạng trăng
khuyết với vòng cung hướng ra về phía
Đông Nam. Toàn bộ triển vọng dầu khí
Hình 9.2. Sơ đồ phân vùng kiến tạo Bể Cửu Long
270
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
đều tập trung ở trũng này. Vì vậy, cấu trúc
của trũng được nghiên cứu khá chi tiết và
được phân chia ra thành các đơn vò cấu trúc
nhỏ hơn như một bể độc lập thực thụ. Các
đơn vò cấu tạo bậc 3 gồm: trũng Đông Bắc;
trũng Tây Bạch Hổ; trũng Đông Bạch Hổ;
sườn nghiêng Tây Bắc; sườn nghiêng Đông
Nam; đới nâng Trung Tâm; đới nâng phía
Bắc; đới nâng phía Đông; đới phân dò Đông
Bắc; đới phân dò Tây Nam (Hình 9.3).

kiến tạo có phương á vó tuyến, tạo sự gấp
khúc của bể. Chiều dày trầm tích của trũng
này có thể đạt tới 7.5 km.
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
Hình 9.3. Mặt cắt ngang trũng chính bể Cửu Long
271
Chương 9. Bể trầm tích Cửu Long và tài nguyên dầu khí
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 bò 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 nghòch do ảnh hưởng của sự siết ép
vào Oligocen muộn.
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 bò ngăn cách với Sườn
nghiêng Tây Bắc bởi một đòa hào nhỏ có
chiều dày trầm tích khoảng 6 km. Đới nâng

luỹ, hoặc bán đòa hào, bán đòa 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 đòa phương dương bậc 4
là đối tượng tìm kiếm và thăm dò dầu khí
chính của bể.
3.2. Lòch sử phát triển đòa chất
Như đã nêu trong chương 5, bể trầm tích
Cửu Long là bể rift nội lục điển hình. Bể
được hình thành và phát triển trên mặt đá
kết tinh trước Kainozoi (thường được gọi là
mặt móng). Đặc điểm cấu trúc của bể thể
hiện trên bản đồ cấu trúc mặt móng - CL80
(Hình 9.4). Các bản đồ cấu trúc mặt không
chỉnh hợp trong Oligocen trên - CL52 (Hình
9.5), nóc Oligocen - CL50 (Hình 9.6) và nóc
Miocen dưới - CL40 (Hình 9.7), có thể thấy
rõ quá trình phát triển bể.
Thời kỳ trước tạo rift. Trước Đệ Tam,
đặc biệt từ Jura muộn đến Paleocen là
thời gian thành tạo và nâng cao đá móng
magma xâm nhập (các thành tạo nằm dưới
Hình 9.5. Bản đồ cấu trúc trong Oligocen trên - CL52 Bể Cửu Long
273
Chương 9. Bể trầm tích Cửu Long và tài nguyên dầu khí
Hình 9.7. Bản đồ cấu trúc nóc Mioocen dưới- CL40 Bể Cửu Long
Hình 9.6. Bản đồ cấu trúc nóc Oligocen - CL50 Bể Cửu Long
274
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam

gãy hướng ĐB-TN đã được sinh thành do
sụt lún mạnh và căng giãn. Các đứt gãy
chính là những đứt gãy dạng gàu xúc,
cắm về ĐN. Còn các đứt gãy hướng ĐB-
TN lại do tác động bởi các biến cố kiến
tạo khác. Như đã nêu trong chương 4, 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 bò thúc trồi xuống
Đông Nam theo các đứt gãy trượt bằng lớn
như đứt gãy Sông Hồng, Sông Hậu-Three
Pagoda [25, 26], 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. Kết quả là đã
hình thành các hệ thống đứt gãy khác có
hướng gần ĐB-TN. Như vậy, trong bể Cửu
Long bên cạnh hướng ĐB-TN còn có các
hệ đứt gãy có hướng cận kề chúng.
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 nêu trên, ở
bể Cửu Long các đứt gãy chính điển hình là
các đứt gãy dạng gàu xúc, phương ĐB - TN

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 đòa 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 đòa 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
nghòch 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 nghòch 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
[18].

còn xảy ra yếu và chỉ chấm dứt hoàn toàn
từ Miocen giữa - Hiện tại. Các trầm tích
của thời kì sau rift có đặc điểm chung là:
phân bố rộng, không bò biến vò, 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
276
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
hoạt động núi lửa ở một số nơi, đặc biệt
ở phần Đông Bắc bể. Vào cuối Miocen
sớm trên phần lớn diện tích bể, nóc trầm
tích Miocen dưới - hệ tầng Bạch Hổ được
đánh dấu bằng biến cố chìm sâu bể với
sự thành tạo tầng “sét Rotalid” biển nông
rộng khắp và tạo nên tầng đánh dấu đòa
tầng và 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, bằng
chứng là tầng sét Rotalid chỉ bò bào mòn
từng phần và vẫn duy trì tính phân bố khu
vực của nó.
Vào Miocen giữa, lún chìm nhiệt tiếp
tục gia tăng và biển đã có ảnh hưởng rộng
lớn đến hầu hết các vùng quanh Biển Đông.
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

thăm dò và khai thác dầu khí các phân
vò đòa tầng được đối sánh với các tập đòa
chấn. Các mặt phản xạ đòa chấn đều trùng
với các ranh giới của các phân vò đòa tầng
(Hình 9.9).
4.1. Móng Trước Kainozoi
Ở bể Cửu Long cho đến nay đã khoan
hàng trăm giếng khoan sâu vào móng trước
Kainozoi tại nhiều vò trí khác nhau trên toàn
bể. Về mặt thạch học đá móng có thể xếp
thành 2 nhóm chính: granit và granodiorit -
diorit, ngoài ra còn gặp đá biến chất và các
thành tạo núi lửa.
So sánh kết quả nghiên cứu các phức
hệ magma xâm nhập trên đất liền với đá
móng kết tinh ngoài khơi bể Cửu Long,
theo đặc trưng thạch học và tuổi tuyệt đối
có thể xếp tương đương với 3 phức hệ: Hòn
Khoai, Đònh Quán và Cà Ná [33] .
Phức hệ Hòn Khoai có thể được xem
là phức hệ đá magma cổ nhất trong móng
của bể Cửu Long, phức hệ có tuổi Trias
muộn, tương ứng khoảng 195 đến 250 tr.
năm. Theo tài liệu Đòa chất Việt Nam, tập
II các thành tạo magma [5] thì granitoid
Hòn Khoai được ghép chung với các thành
277
Chương 9. Bể trầm tích Cửu Long và tài nguyên dầu khí
Cl1
(A)

(BIII)
Cl3
(BII)
Cl4-1
(BI)
Cl4-2
(BI)
Cl5-1
(c)
Cl5-2
(d)
Cl5-3
(e)
Cl6-1
(e1)
Cl6-2
(F1)
Cl7
Cl8
(m)
Trên
Dưới
Dưới
Dưới
Trên
Trên
Hình 9.8. Cột đòa tầng tổng hợp bể Cửu Long
Dưới
Dưới
Dưới

Phức hệ Cà Ná là phức hệ magma phát
triển và 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 (Hình 9.12a,
b). Đá có tuổi tuyệt đối khoảng 90-100 tr.
năm, thuộc Jura muộn. Các khối granitoid
phức hệ magma xâm nhập này thành tạo
đồng tạo núi và phân bố dọc theo hướng
trục của bể. Đá bò dập vỡ, nhưng mức độ
biến đổi thứ sinh yếu hơn so với hai phức
hệ vừa nêu.
Trong mặt cắt đá magma xâm nhập
đã biết thường gặp các đai mạch có thành
phần thạch học khác nhau từ axit đến trung
Hình 9.9. Mặt cắt đòa chấn dọc khối nâng Trung tâm - mỏ Rồng và Bạch Hổ
279
Chương 9. Bể trầm tích Cửu Long và tài nguyên dầu khí
tính - bazơ , bazơ và thạch anh (Hình 9.13).
Tại một số nơi, như khu vực mỏ Rồng 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.
4.2. Trầm tích Kainozoi
Nằm bất chỉnh hợp trên mặt đá móng
kết tinh bào mòn và phong hoá là thành tạo
Kainozoi hoặc núi lửa.
Đòa tầng được mô tả từ dưới lên, nghóa
là từ cổ đến trẻ và được trình bày trong các

trũng trước núi Creta-Paleocen-Eocen. Các
bào tử phấn phát hiện được trong mặt cắt
này như: Klukisporires,Triporopollenites,T
rudopollis, Plicapolis, Jussiena, v.v. thuộc
nhóm thực vật khô cạn thường phổ biến
trong Eocen. Mặt cắt của hệ tầng được xếp
tương ứng với tập CL7 của tài liệu đòa chấn.
Chiều dày hệ tầng có thể đạt tới 600m.
Oligocen dưới
Hệ tầng Trà Cú (E
3
1
tc)
Hệ tầng Trà Cú đã xác lập ở giếng
khoan (GK) Cửu Long-1X.
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 của hệ tầng 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. Liên kết với
tài liệu đòa chấn thì hệ tầng nằm giữa mặt
phản xạ đòa chấn (mặt không chỉnh hợp
góc) CL60 và CL70, thường là mặt phản
xạ móng kết tinh CL80, thuộc tập đòa chấn
CL6. Tuổi của hệ tầng theo phức hệ bào
tử phấn (Oculopollis, Magnastriatites) được

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 mòn 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. 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, gabrodiabas với
bề dày từ vài mét đến 100m (Hình 9.15).
Liên kết với tài liệu đòa chấn cho thấy
nóc hệ tầng Trà Tân tương ứng tập đòa chấn
CL50 và 3 phần mặt cắt ứng với ba tập
đòa chấn CL5-3 (phần dưới), CL5-2 (phần
giữa) và CL5-1 (phần trên). Ranh giới giữa
các tập đòa chấn nêu trên đều là bất chỉnh
hợp. Theo tài liệu đòa chấn, bề dày của tập
CL5-3 thay đổi từ 0 - 2.000m, thường trong
khoảng 200 - 1.000m; Tập CL5-2 từ 0m

độ sâu 3.328,5m, GK R4
(a)
(b)
282
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
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 toàn
bể, chiều dày thay đổi trong khoảng từ 50m
đến 150m. 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. Đá núi lửa đã
được phát hiện thấy ở nhiều giếng khoan
thuộc lô 01 ở phía Bắc bể, 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. Theo liệu đòa chấn
thì hệ tầng này thuộc tập đòa chấn CL4-1
và CL4-2, nằm kẹp giữa 2 mặt phản xạ đòa
chấn CL40 và CL50.
Tầng sét kết chứa Rotalia là tầng đá
chắn khu vực tuyệt vời cho toàn bể. Các

Trầm tích của hệ tầng được thành tạo trong
môi trường sông (aluvi) ở phía Tây, đầm
lầy - đồng bằng ven bờ ở phía Đông, Đông
Bắc. Các thành tạo của hệ tầng Côn Sơn
phủ không chỉnh hợp góc yếu trên các
trầm tích của hệ tầng Bạch Hổ (?). Trầm
tích của hệ tầng 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 bò biến vò. Liên kết với tài
liệu đòa chấn mặt cắt hệ tầng thuộc tập đòa
chấn CL3 nằm kẹp giữa hai mặt phản xạ
đòa chấn CL30 và CL40. Tuy đá hạt thô của
hệ tầng có khả năng thấm, chứa tốt, nhưng
chúng lại nằm trên tầng chắn khu vực (sét
kết Rotalia) nên hệ tầng này và các hệ tầng
Hình 9.16. Cát kết hạt trung chứa dầu tại GK R8,
độ sâu 2.706,2m
283
Chương 9. Bể trầm tích Cửu Long và tài nguyên dầu khí
trẻ hơn của bể xem như không có triển vọng
chứa dầu khí.
Trong mặt cắt hệ tầng gặp phổ biến các
bào tử phấn: F. Meridionalis, Plorschuetzia
levipoli, Acrostichum, Compositea và các
trùng lỗ, rong tảo như hệ tầng Bạch Hổ.
Miocen trên
Hệ tầng Đồng Nai (N
1
3

carbonat. Chúng phân bố và trải đều khắp
toàn bể, với bề dày khá ổn đònh trong
khoảng 400 – 700m. Trầm tích của hệ tầng
nằm gần như ngang, nghiêng thoải về Đông
và không bò biến vò. Liên kết với tài liệu
đòa chấn thì hệ tầng Biển Đông là tương
ứng với tập đòa chấn CL1. 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
5. Các tích tụ Hydrocarbon
Đến đầu năm 2005 trên toàn bể Cửu
Long đã phát hiện được trên 20 cấu tạo có
chứa dầu khí, trong đó có 7 phát hiện thương
mại. Các phát hiện nói trên được thể hiện
tại hình 9.17. Trong số những phát hiện như
mỏ Rồng đã có sự lẫn lộn giữa khái niệm
mỏ và vùng mỏ: Dưới góc độ đòa chất công
nghệ thì “mỏ Rồng” như đang gọi bao gồm
4 mỏ tương ứng với 4 khu vực: Trung Tâm,
Đông Bắc, Đông và Đông Nam. Như vậy,
số lượng phát hiện công nghiệp sẽ là trên
10.
Phần lớn các mỏ phân bố trên khối
nâng Trung Tâm và đới phân dò Phía Bắc.
Tổng số mỏ hiện đang khai thác là 7 với trữ
lượng dầu đã khai thác đạt khoảng 170 tr.
tấn, chiếm khoảng 35% tổng trữ lượng đã

thế giới nói chung là thấp, trừ mỏ Bạch Hổ ở
Việt Nam và mỏ La Paz ở Venezuela (Carl
O., SCharpl, 2000). Phát hiện dầu trong
móng phong hoá và nứt nẻ chẳng những đã
làm thay đổi cơ cấu đối tượng khai thác,
mà còn làm thay đổi quan điểm thăm dò
truyền thống và đã mở ra một đối tượng tìm
kiếm, thăm dò mới đặc biệt ở Việt Nam,
cũng như trong khu vực.
Tất cả các phát hiện dầu khí đều gắn
với các cấu tạo dương nằm trong phần lún
chìm sâu của bể với chiều dày trầm tích
trên 2.000m tại phần đỉnh. Các cấu tạo này
đều có liên quan đến sự nâng cao của khối
móng, bò chôn vùi trước Oligocen. Xung
quanh các khối nhô móng này thường nằm
gá đáy là các trầm tích Oligocen dày và có
thể cả Eocen là những tầng sinh dầu chính
của bể. Dầu được sinh ra mạnh mẽ tại các
tầng này vào thời kỳ cuối Miocen rồi dồn
nạp vào bẫy đã được hình thành trước đó.
5.1. Đặc điểm các loại dầu, khí và
condensat
Tính chất lý hóa của các loại dầu
Trong phạm vi bể Cửu Long phổ biến là
loại dầu parafin với hàm lượng từ 18% đến
25,3% và hàm lượng lưu huỳnh rất thấp
(0,02- 0,15%) thuộc loại dầu ngọt. Trong
các vỉa dầu Miocen và Oligocen trên thường
thấy hàm lượng nhựa tăng cao (11-13,4%),

hợp Dầu Khí mang tên Gubkin I.M, năm
1990 và 1994 cho thấy giá trò δ
13
C dao động
trong khoảng từ 25 đến 31,5
0
/
00
. Như vậy
các giá trò đồng vò của dầu, cũng như các
thành phần nhóm của chúng chứng tỏ dầu
ở mỏ Bạch Hổ và có thể ở toàn bộ bể Cửu
Long cũng có các giá trò tương tự, phù hợp
285
Chương 9. Bể trầm tích Cửu Long và tài nguyên dầu khí
với VCHC có nguồn gốc vi khuẩn, rong
tảo, cỏ biển và một phần nhỏ thực vật trên
cạn [9].
Nói chung, các vỉa dầu của bể Cửu Long
được tích tụ với áp suất bão hòa thuộc loại
trung bình đạt từ 16 đến 24 MPa, rất ít khi
đạt 29,0 - 30,0 MPa. Hàm lượng khí thường
từ 40 m
3
đến 200m
3
ít khi đạt tới 300 m
3
/m
3

(105,3-125) phản ánh VCHC được trầm
lắng trong môi trường có muối.
Chỉ tiêu Pr/Ph thường có giá trò 1,6-2,3.
Các chỉ tiêu B1, M4, S8, H11 đều có giá
Tp. Hå ChÝ Minh
VòngTμu
PhanThiÕt
Diamond
Jade
Pearl
Hång Ngäc
S− Tư §en
S− Tư Vμng
S− Tư Tr¾ng
Bμ §en
Võng§«ng
Ph−¬n g §«n g
R¹ng§«ng
Ba V×
B¹ch Hỉ
§«ngNam Rång
Sãi
Nam Rång
§«ngRång
RångchÝnh
V¶i ThiỊu
Cam
Tam §¶o
C¸ Ngõ
Amethyst TN

C¸ Ngõ
Amethyst TN
Ghichó
Ph¸t hiƯn dÇu th−¬ng m¹i
Ph¸t hiƯn dÇu kh«ngth−¬ng m¹i
Ph¸t hiƯn khÝth−¬ng m¹i
Ph¸t hiƯn dÇu cËn th−¬ng m¹i
Hình 9.17. Các phát hiện dầu khí bể Cửu Long
286
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
trò tương tự như trong kerogen, đặc biệt rất
gần gũi với kerogen của trầm tích Oligocen
dưới - Eocen và phần đáy của Oligocen
trên, chúng đều phản ánh dầu được sinh ra
từ VCHC được tích lũy ở vùng chuyển tiếp
tức là vùng nước lợ, cửa sông, biển nông,
nơi rất phát triển rong tảo, cỏ biển và vi
khuẩn.
Tuy nhiên chỉ tiêu H15 = Oleanane/
C30hopane có giá trò nhỏ (H15 = 10,8-
16,98). Điều này, cũng chỉ ra có sự có mặt
của VCHC thực vật bậc cao.
Trong dầu Miocen dưới và Oligocen
trên thường gặp chỉ tiêu H6 = Ts/(Ts+Tm)
với giá trò trung bình: 0,4 - 0,6 và chỉ tiêu
MPI-1: 0,45 - 0,68. Còn trong dầu Oligocen
dưới và móng H6: 0,6 - 1,13 còn MPI-1:
0,7 - 1,25. Điều này chứng tỏ dầu trong
Oligocen dưới và móng được sinh ra trong
điều kiện biến chất cao hơn.

Lượng HC bão hòa chiếm phần lớn (95
- 98%), lượng nhưa rất nhỏ (<0,68%) và
asphalten cũng nhỏ hơn (<0,3%). Chỉ số
alkanes đạt cao nhất (81 - 85%), song hệ số
Hình 9.19. Giản đồ phân bố C7 Alkan/Cyclo-Alkan
trong dầu thô bể Cửu Long
Hình 9.18. Giản đồ phân bố cấu tử Steran C27-
C28-C29 trong dầu thô bể Cửu Long
(Δ - ở lô 15-1; • - ở các lô khác)
287
Chương 9. Bể trầm tích Cửu Long và tài nguyên dầu khí
biến chất của chúng H6 =Ts/(Ts+Tm) cũng
chỉ đạt mức trung bình (0,64 - 0,68), MPI-1
chỉ đạt 0,86-1,10.
Chỉ tiêu Pr/Ph bằng 2.09-2.11 và các chỉ
tiêu khác như B1, H11, S8, M4 cũng có các
giá trò cao tương tự như trong dầu. Như vậy,
các vỉa khí condensat trong bể Cửu Long có
khả năng được tạo thành từ hai nguồn: tách
ra từ các vỉa dầu phân bố dưới sâu, rồi di cư
lên trên, nơi có bẫy chứa nứt, nẻ hoặc từ
các tầng sinh đã và đang trong cửa sổ sinh
khí condensat.
Tuy nhiên, trong quá trình di cư và tách
ra khỏi vỉa dầu nên các cấu tử C27 - C28
- C29 sterane bò phân bố lại, tạo nên C27
có gía trò cao nhất. Trong 3 cấu tử trên thì
C27 có trọng lượng phân tử nhỏ nhất, cấu
trúc gọn hơn và nhiệt độ sôi thấp nhất. Vì
vậy, C27 tách ra từ vỉa dầu nhiều hơn và di

2
+
: 18 ÷ 26%, C
3
+
: 9 ÷
14%, C
4
+
: 6 ÷10% và C
5
+
: 4,2 ÷7,8%.
Loại/Tuổi
Chỉ tiêu
Trong kerogen Trong dầu
Condensat
N
1
1
E
3
2
E
3
1
N
1
1
E

Bảng 9.1. Các chỉ tiêu lý hóa và đòa hóa cơ bản của kerogen và dầu thô bể Cửu Long
288
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
5.2. Đặc điểm các loại khí thiên nhiên
Khí thiên nhiên bao gồm các khí
Hydrocarbon (HC) và khí không HC (CO
2
,
N
2
, He, Ar, H
2
S). Cho đến nay mới chỉ phát
hiện 2 loại khí hydrocarbon (HC): Loại khí
sinh hóa và khí dầu condensat.
Loại khí sinh hóa gặp ở các tầng nông
(Pliocen - Đệ Tứ, một phần nhỏ ở Miocen
trên) trong điều kiện nhiệt độ thấp và
dưới tác dụng phân hủy của vi khuẩn. Tuy
nhiên hàm lượng khí này nhỏ lại bò phân
tán bởi nước vỉa. Vì vậy, chúng không tích
lũy thành những tích tụ lớn gây nguy hiểm
trong qúa trình khoan.
Loại khí sinh ra do nhiệt xúc tác cùng
với dầu và condensat quan sát thấy ở các
tầng sâu từ Miocen dưới, đặc biệt trong
Oligocen và tầng sâu hơn. Vì rằng vật chất
hữu cơ có ưu thế sinh dầu nên khí ở đây
phần lớn đi kèm với dầu tạo nên tỷ lệ khí
hoà tan trong dầu từ 40 m

+
càng tăng và
ngược lại tỷ số CH
4
/ΣC
2
+
càng giảm. Trong
các vỉa chứa nước và khí tự do tỷ số CH
4
/
ΣC
2
+
tăng cao hơn nhiều so với nó trong vỉa
dầu, ngược lại ΣC
2
+
càng giảm, còn trong
các vỉa dầu lượng ΣC
2
+
tăng đáng kể.
Thành phần khí hòa tan trong dầu và
trong vỉa nước được thể hiện như trong
bảng 9.2.
Khí CO
2
thường gặp trong khí đồng
hành, khí condensat với hàm lượng nhỏ

+
% mol
iC
4
/nC
4
iC
5
/nC
5
Tuổi đòa chất Thành phần khí hòa tan trong dầu
N
1
1
60 ÷ 63 35 ÷ 38 1.5 ÷ 1.7 0.38 ÷ 0.40 0.28 ÷ 0.38
E
3
2
62 ÷ 66 20 ÷ 25 2.1 ÷ 2.6 0.56 ÷ 0.61 0.80 ÷ 0.82
E
3
1
+ MZ 67 ÷ 67.3 32.1 ÷ 32.4 2.07 ÷ 2.08 0.57 ÷ 0.61 0.65 ÷ 0.73
Thành phần khí hòa tan trong nước vỉa
N
1
1
83 ÷ 91.2 6 ÷ 16 5 ÷ 13.4 0.37 ÷ 0.44 0.5 ÷ 0.6
E
3