Chương
Bể trầm tích
Phú Khánh và
tài nguyên
dầu khí
8
237
Chương 8. Bể Phú Khánh và tài nguyên dầu khí
Bể Phú Khánh nằm dọc theo bờ biển
miền Trung Việt Nam, giới hạn bởi vó tuyến
14
0
- 11
0
Bắc và kinh tuyến 109
0
20’ - 111
0

Đông hoặc cũng có thể phát triển hơn về
phía Đông (xem Hình 5.1, chương 5). Về
phương diện đòa chất, bể Phú Khánh giáp
giới với bể Cửu Long ở phía Nam, bể Nam
Côn Sơn ở phía Đông Nam, bể Sông Hồng
ở phía Bắc, bể Hoàng Sa ở phía Đông Bắc,
thềm Đà Nẵng, thềm Phan Rang ở phía Tây
và về phía Đông, nơi chưa được nghiên cứu,
có thể tồn tại một bể khác nằm giữa bể Phú
Khánh và phần sâu nhất của Biển Đông.
Đòa hình đáy biển trong vùng rất phức
tạp với đặc trưng của một biển rìa, bao gồm

thẳm đòa hình tương đối bằng phẳng nằm ở
phía ngoài chân sườn lục đòa. Tuy không
có những tài liệu đòa chấn nhưng theo các
kết quả nghiên cứu trọng lực, nằm dưới
đồng bằng biển thẳm là những đòa hào kích
thước khác nhau, đó là những trũng tích tụ,
bề dày trầm tích có thể lên đến 3 - 4 km.
Do bể Phú Khánh chủ yếu thuộc vùng
nước sâu, công tác nghiên cứu còn ít, chưa
có khoan thăm dò nên những nét cấu trúc
đòa chất chính được khái quát theo tài liệu
khảo sát đòa chấn khu vực và liên hệ với
các bể trầm tích lân cận, nơi đã được nghiên
cứu tương đối chi tiết, đã có phát hiện và
đang khai thác dầu khí.
1. Giới thiệu
238
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
2. Lòch sử nghiên cứu, tìm kiếm thăm dò
dầu khí
Mặc dù bể Phú Khánh còn ít được nghiên
cứu, song công tác nghiên cứu đòa chất ở
phần đất liền sát phía Tây bể Phú Khánh
được các nhà đòa chất Pháp nghiên cứu từ
rất sớm trong công tác khảo sát lập bản đồ
tỷ lệ 1:500.000 vùng Đà Nẵng (1935), Nha
Trang (1937) và Qui Nhơn (1942).
Điểm lộ dầu lần đầu tiên được phát
hiện vào 1920-1923 tại Đầm Thò Nại (Qui
Nhơn), phần đất liền kề với bể Phú Khánh.

1997); Lê Thành (1998) đã phân tích các
mẫu ở vùng Đầm Thò Nại và cho thấy loại
dầu ở vết lộ tương tự với dầu trong carbonat
Miocen ở giếng khoan 119-CH-1X và cho
rằng dầu lộ có thể có nguồn gốc từ phần
sâu của bề Phú Khánh dòch chuyển lên qua
các đứt gãy trong vùng. Năm 2000 Viện
Dầu khí hợp tác với Viện Đòa chất Nhật
Bản (JGI) nghiên cứu các vết lộ từ Nông
Sơn đến Kon Tum, Sông Ba, Đầm Thò Nại.
Năm 2002-2003 Phạm Quang Trung cùng
các cộng sự ở Viện Dầu khí tiếp tục nghiên
cứu các mẫu lộ dầu ở Đầm Thò Nại. Các
kết luận của các tác giả này còn rất trái
ngược nhau nên vấn đề nguồn gốc dầu lộ,
chất lượng nguồn đá mẹ còn chưa được giải
quyết và cần phải nghiên cứu tiếp.
Trong những năm 2001-2004, Viện Dầu
khí đã chủ trì đề tài cấp nhà nước KC-09-06
nghiên cứu về đòa động lực và tiềm năng
dầu khí các vùng nước sâu, xa bờ, trong
đó có khu vực bể Phú Khánh. Cũng trong
thời gian này, dự án ENRECA do Viện Dầu
khí hợp tác với Cục Đòa chất Đan Mạch và
Greenland (GEUS) đã tiến hành nghiên
cứu tổng thể đòa chất và tiềm năng dầu khí
bể Phú Khánh, trong đó có tập trung nghiên
cứu sâu về đòa hoá và trầm tích của khu vực
Đầm Thò Nại và trũng Sông Ba, phần đất
liền kề với bể Phú Khánh.

chính như (Hình 8.1):
• Thềm Đà Nẵng;
• Thềm Phan Rang;
• Đới nâng Tri Tôn;
• Trũng sâu Phú Khánh;
• Đới cắt trượt Tuy Hòa.
Thềm Đà Nẵng nằm ở phía Tây Bắc
bể Phú Khánh, kéo dài theo phương bắc
nam, độ sâu mực nước nhỏ hơn 100m, với
tầng trầm tích Kainozoi mỏng, chiều dày
trầm tích biến đổi tăng dần về phía Đông
(Hình 8.2).
Thềm Phan Rang nằm ở phía Tây
Nam bể Phú Khánh. Cả hai thềm này đều
là phần rìa Đông của đòa khối Kon Tum và
là những khối tương đối vững chắc trong
suốt quá trình hình thành, phát triển bể Phú
Khánh. Trong quá trình tách giãn, các thềm
này được duy trì, chỉ có những nơi không
vững chắc do ảnh hưởng của các khối đứt
gãy, hình thành nên các đòa hào hoặc bán
đòa hào nhỏ cũng như những đòa lũy nhỏ.
Các đòa hào - bán đòa hào này chủ yếu phân
bố ở vùng thềm Đà Nẵng (Hình 8.2). Các
hoạt động kiến tạo ở vùng thềm rất yếu
(Hình 8.3). Tương tự như thềm Đà Nẵng,
ở đây trầm tích Đệ Tam mỏng, thay đổi từ
vài chục mét đến trên 1.000 m ở phía Đông.
Thành phần trầm tích chủ yếu là clastic. Ở
những đới cao thuộc rìa phía Đông phát

t
g
·
y
§
μ

n
½
n
g
Th
Ị
m
P
h
a
n
r
a
n
g
T
h
Ị
m
§
μ

n

n
©
n
g
P
h
ó
Q
u
ý
§íi n©ng
Tri T«n
§
Þ
a
hμ
o
Q
u¶
n
g
N
g
·
i
BĨ S«ng
Hång
BĨ Nam
H¶i Nam
T

ỵ
t
Tu
y
H
o
μ
§
í
i
®
ø
t
g
·
y
§
μ

n
½
n
g
Th
Ị
m
P
h
a
n

m

C
«
n

S
¬
n
§
í
i
n
©
n
g
P
h
ó
Q
u
ý
§íi n©ng
Tri T«n
§
Þ
a
hμ
o
Q

Hình 8.1. Các yếu tố cấu trúc bể Phú Khánh
và lân cận
240
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
Miocen giữa khu vực này chòu sự vận động
nén ép, bò uốn nếp và nâng lên, thậm chí bò
lộ ra trên mặt biển trong một thời gian dài,
nên bò bào mòn, đào khoét mạnh mẽ. Hoạt
động này chấm dứt vào đầu Miocen muộn
và quá trình lún chìm lại xảy ra, tạo điều
kiện trầm đọng các trầm tích Miocen trên
và Pliocen - Đệ Tứ có thế nằm bình ổn và
tương đối phẳng.
Trũng sâu Phú Khánh nằm ở khu vực
nước sâu, phía Tây tiếp giáp với vùng sườn
lục đòa. Đây là vùng có bề dày trầm tích lớn
nhất của bể Phú Khánh (Hình 8.3, 8.4). Bản
đồ dò thường trọng lực cho thấy phần phía
Đông của bể Phú Khánh là dò thường âm có
hình dạng gần đẳng thước với độ sâu cực
đại nằm ở vùng giao điểm giữa kinh tuyến
110
O
20 Đông và vó tuyến 13
O
Bắc. Giới hạn
phía Đông của trũng sụt lún lớn này nằm ở
gần kinh tuyến 112
O
Đông, sau đó chuyển

Hình 8.2. Mặt cắt đòa chấn tuyến VOR-93-101, qua thềm Đà Nẵng và đới đứt gãy Đà Nẵng
241
Chương 8. Bể Phú Khánh và tài nguyên dầu khí
đứt gãy, bậc sụt được hình thành chủ yếu
trong pha tách giãn đầu tiên và các trầm
tích từ Eocen (?), Oligocen được trầm đọng
trong các đòa hào kế cận (Hình 8.2).
Cùng với đới cắt trượt Tuy Hòa ở phía
cực Nam, đới đứt gãy Đà Nẵng tạo thành
khung hình móng ngựa hở về phía Đông
của trũng sâu Phú Khánh.
Ngoài các yếu tố cấu trúc trên, một số
công trình nghiên cứu vùng này còn đưa
khu vực Đông Bắc bể Cửu Long, Tây Bắc
bể Nam Côn Sơn vào thành phần của khu
vực bể Phú Khánh [37]. Phần mô tả các khu
vực này bạn đọc có thể tham khảo trong
các chương 9, 10 của quyển sách này.
3.2. Lòch sử phát triển bể Phú Khánh
Bể Phú Khánh là một bể tách giãn rìa
lục đòa thụ động hoặc còn có thể xem là
một bể rìa lục đòa liên quan đến va chạm
các mảng kiến tạo Ấn Độ, Âu - Á và hoạt
động tách giãn biển Đông với lòch sử phát
triển nhiều pha. Bề dày trầm tích từ 500m
ở rìa phía Tây và hơn 10.000m ở trung tâm
những hố sụt phía Đông bể. Ở phía Tây, bể
Phú Khánh tiếp giáp với thềm Phan Rang
và thềm Đà Nẵng. Về phía Nam bể bò ngăn
cách với bể Cửu Long bằng đới cắt trượt

- tây nam. Hoạt động này tạo ra Biển Đông
cổ. Hoạt động căng giãn khởi đầu trong thời
gian này làm giập vỡ móng trước Đệ Tam
(đã từng cố kết và gắn liền với đòa khối Kom
Tum) tạo tiền đề cho bể Phú Khánh được
hình thành như là hệ quả của chuyển động
dòch chuyển và quay của khối Indochina,
cũng như sự căng giãn đi liền với chuyển
động quay và mở rộng Biển Đông.
Giai đoạn đồng tạo rift (Eocen muộn? -
Oligocen)
Quá trình hút chìm của biển Đông cổ
dọc theo máng Bắc Borneo tiếp diễn, tạo
ra các ứng suất căng giãn trong mảng hút
chìm làm tăng thêm sức kéo căng của rìa
Indochina và đỉnh cao nhất của hoạt động
này là tạo ra sự giãn đáy biển ở vùng nước
sâu của biển Đông vào giữa Oligocen. Đây
là pha hoạt động tách giãn mạnh nhất, diễn
ra gần như đồng thời trong tất cả các bể trầm
tích Đệ Tam phía Tây Nam biển Đông. Ở
bể Phú Khánh pha này khởi đầu cho sự hình
thành, phát triển các đòa hào song song với
hướng mở của biển Đông và tạo môi trường
trầm tích cận lục đòa (Hình 8.6). Hoạt động
sụt lún và mở rộng ở vùng này đạt quy mô
cực đại trong Oligocen. Các yếu tố cấu tạo
chính, dương hoặc âm ở bể Phú Khánh được
hình thành trong pha đồng tạo rift chính,
với trường ứng suất dọc và ngang chiếm

sang tây bắc - đông nam và hiện tượng đảo
ngược của khu vực hút chìm Biển Đông từ
hướng về phía Đông sang hướng về phía
Tây cũng xảy ra trong thời gian này. Vào
giai đoạn giữa và cuối của Miocen giữa có
hai biến cố kiến tạo đáng chú ý đã xảy ra
đánh dấu bằng hiện tượng đảo ngược nội bể
mà nguyên nhân chính có lẽ liên quan tới
sự va chạm giữa hai mảng Á - Úc kéo theo
sự hình thành các giai đoạn bào mòn hoặc
không lắng đọng trầm tích rất điển hình, thể
hiện bằng các bất chỉnh hợp rõ ràng trên
các lát cắt đòa chấn. Trong Miocen giữa
trường ứng suất chủ đạo là nén ép ngang,
dẫn tới sự nghòch đảo kiến tạo, hình thành
các cấu tạo hình hoa trong các loạt trầm
tích. Dọc theo một số đứt gãy lớn cắt ngang
sườn nghiêng của bể Phú Khánh đồng thời
cũng xảy ra các biến dạng ứng suất ngang
rất đặc trưng.
Trong Miocen muộn toàn bộ khu vực
biển Đông chủ yếu chòu lực nén ép, lực này
cùng với hệ đứt gãy trượt bằng phải ở thềm
lục đòa Việt Nam có lẽ đã trở thành động
lực tạo ra sự nâng lên tạm thời cũng như
sự đảo ngược từng phần của bể Phú Khánh
vào cuối Miocen muộn tạo mặt bào mòn
mang tính đòa phương (Hình 8.8).
Vào Pliocen hoạt động biển tiến ảnh
hưởng rộng khắp khu vực biển Đông. Cũng

đứt gãy Bắc - Nam được một số tác giả chia
thành 3 đứt gãy song song nhau, dọc theo
kinh tuyến 109
O
30’, 110
O
10‘ và 110
O
20’.
Các hệ đứt gãy này tạo ra các trũng sâu
trong móng, khống chế các trung tâm tích
tụ chính. Do bể Phú Khánh được hình thành
chủ yếu bởi trường ứng suất căng ngang,
phát triển dọc theo đới cắt trượt lớn, lại
nằm ở ranh giới tiếp xúc giữa một bên là
khối lục đòa tương đối rắn chắc và một bên
là đới tách giãn động của biển Đông, sự
khác nhau trong kiểu kiến tạo của các hệ
đứt gãy rất rõ ràng và có khả năng đó là kết
quả của sự thay đổi ứng suất trên các đoạn
bò đứt gãy với sự thay đổi phương đường nứt
trong khu vực đới cắt trượt lớn.
Trong pha kiến tạo tiếp theo, các đứt
gãy (kéo căng) thuận phát triển dọc theo
rìa thềm và kế thừa khuynh hướng của các
phó l©m
s«ng cÇu
chÝ thanh
la hai
tuy h ßa

OR-
9
3
-2
0
2
Hình 8.6. Sơ đồ đẳng sâu móng âm học bể Phú
Khánh
phó l © m
s«ng c Çu
chÝ thanh
la hai
tuy h ßa
v¹n gi·
diªn kh¸nh
nha trang
ninh hßa
phï m ü
Ng« m©y
b×nh §Þnh
quy nh¬n
tuy ph−íc
Ë
p ®¸
diªu tr×
ba ngßi
122
123
124
125

chủ yếu là đòa chấn phản xạ với các giếng
khoan ở bể Sông Hồng, Cửu Long và Nam
Côn Sơn. Do đó, vò trí các giới hạn phân
chia đòa tầng giữa các tác giả có khác nhau.
Để giải quyết sự sai khác này cần phải chờ
có kết quả khoan trong vùng. Theo minh
giải tài liệu đòa chấn trầm tích Đệ Tam có
chiều dày thay đổi từ 500 m dọc theo rìa
phía Tây đến 7.000 - 8.000 m ở vùng trũng
sâu phía Đông bể. Dưới đây là đòa tầng dự
báo bể Phú Khánh (Hình 8.9).
4.1. Móng trước Đệ Tam
Móng trước Đệ Tam ở bể Phú Khánh là
các thành tạo magma, biến chất có tuổi và
thành phần khác nhau, trong đó các thành
tạo granit tuổi Creta bò phong hóa, nứt nẻ
có khả năng phát triển rộng ở vùng thềm
Phan Rang, đới cắt trượt Tuy Hòa và thềm
Đà Nẵng.
4.2. Paleocen - Eocen?
Trầm tích Paleocen - Eocen (?) được
thành tạo trong các graben, bán graben với
thành phần chính là các trầm tích hạt thô,
sạn cuội kết ở phần đáy. Trên tài liệu đòa
chấn chúng được phản ánh bởi các tập sóng
phản xạ có độ liên tục kém, biên độ trung
bình đến cao.
4.3. Oligocen
Các trầm tích Oligocen phủ bất chỉnh
hợp trên các trầm tích Eocen gồm các thành

quy nh¬n
tuy ph−íc
Ë
p ®¸
diªu tr×
ba ngßi
122
123
124
125
126
VOR-93-101
V
OR
-93-10
2
VOR-
93-107
VOR
93 116 V
OR-9
3
-
2
0
2
Hình 8.8. Sơ đồ đẳng sâu nóc Miocen trên bể Phú

mặt phản xạ nằm onlap ở vùng ven bờ và
downlap ở vùng nước sâu.
Nhìn chung trên phần thềm phía Tây
và phía Bắc của bể Phú Khánh, trầm tích
Miocen giữa chủ yếu là lục nguyên do ở gần
nguồn cung cấp vật liệu từ đất liền. Trong
phần phía Nam bể Phú Khánh, các tập trầm
tích vũng vònh Oligocen và Miocen dưới
bò chôn vùi dưới các tập sét, cát, carbonat
trầm đọng trong Miocen giữa.
Trong Miocen phổ biến các thành tạo
chảy rối với sự hình thành các quạt bồi tích
ngầm dọc theo sườn nghiêng của bể Phú
Khánh. Đây có thể là những tầng chứa có
khả năng cho tích tụ dầu khí. Ngoài ra dọc
theo rìa thềm phía Đông còn phát triển
carbonat thềm. Các khối nâng carbonat
nhô lên khỏi mặt nước biển chỉ thấy lẻ tẻ
ở vài nơi trên các mặt cắt đòa chấn, đây
cũng thường là các khối đứt gãy nhô cao.
Đá dăm kết san hô ở mặt trước ám tiêu
cùng đá carbonat được phát triển và trầm
đọng dọc theo các ám tiêu cũng là những
đối tượng đá chứa cần lưu ý, mặc dù chúng
xuất hiện không nhiều.
Trầm tích Miocen trên được nhận biết
bởi các phản xạ thường là song song đến
song song hơi phân kỳ, biên độ từ thấp đến
trung bình, tính liên tục tốt ở phần phía Tây
bể và có dạng hạnh nhân (chữ S) nêm lấn

độ trung bình, tần số thấp, liên quan đến
tướng trầm tích thềm trong đến ngoài trong
toàn khu vực.
5. Hệ thống dầu khí
Do bể Phú Khánh chưa có khoan thăm
dò, nên hệ thống dầu khí được đánh giá
dựa trên cơ sở các tài liệu đòa chất có được
từ các giếng khoan ở phía Nam bể sông
Hồng, phía Đông Bắc bể Cửu Long và bể
Nam Côn Sơn, là những bể có phát hiện và
Hình 8.10. Kết quả phân tích mẫu dầu trong đá granit phong hoá,
khu vực đầm Thò Nại (Theo VPI-GEUS, 2004)
249
Chương 8. Bể Phú Khánh và tài nguyên dầu khí
đang khai thác dầu khí. Dưới đây là những
nét chính về hệ thống dầu khí của bể Phú
Khánh.
5.1. Đá mẹ
Kết quả phân tích đòa hóa các mẫu dầu
lấy từ giếng khoan 120-CS-1X ở phía Bắc
bể Phú Khánh cho thấy sự hiện diện của
dầu chưa biến đổi lẫn với dầu bò vi sinh
phân hủy và chúng hình thành từ nguồn thực
vật trên cạn trầm đọng trong môi trường
châu thổ hoặc đầm lầy. Còn các kết quả
phân tích đòa hóa các mẫu dầu chiết tách
từ đá bùn carbonat ở giếng khoan 121-CM-
1X lại cho thấy chúng hình thành từ nguồn
đá mẹ thứ yếu khác, được trầm đọng trong
môi trường biển thiếu oxy.

bể Phú Khánh sát ngay phía Đông đầm Thò
Nại. Ở bể Cửu Long (phía Tây Nam) và bể
Nam Côn Sơn (phía Nam) đều tồn tại tầng
sinh Oligocen và Miocen dưới. Trong đó,
tầng sinh Oligocen ở bể Cửu Long là sét
đầm hồ giàu vật chất hữu cơ sinh dầu.
Như vậy, ở bể Phú Khánh có thể tồn tại
Hình 8.11. Sinh thành hydrocarbon ở thời điểm
hiện tại của đá mẹ Oligocen
(Theo Petrovietnam, 2004)
250
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
hai tầng đá mẹ chính là sét đầm hồ, than
và sét than châu thổ tuổi Oligocen, Miocen
sớm. Kerogen loại II và III có khả năng
sinh cả dầu và khí; ngoài ra, có thể tồn tại
tầng sinh (thứ yếu) là đá bùn carbonat.
Do trong vùng chưa có giếng khoan nên
các dữ liệu nhiệt độ từ các bể trầm tích kế
cận được sử dụng để dự báo dòng nhiệt
trong bể Phú Khánh. Ở phần Bắc bể Phú
Khánh gradient đòa nhiệt trung bình dao
động từ 3,65
0
C/100m (GK 120-CS-1X) đến
3,81
0
C/100m (GK 121-CM-1X). Kết quả
nghiên cứu cho thấy hệ số phản xạ vitrinit
chỉ đạt 0,45% tại độ sâu chôn vùi 1.650m,

cho loại II và 2.825m cho loại III. Điều này
cho thấy đá mẹ Oligocen đã sinh dầu như
quan sát thấy tại giếng khoan đã nêu. Các
kết quả phân tích đòa hóa dẫn đến kết luận
là độ sâu trưởng thành của vật chất hữu cơ
ở phần Bắc bể Phú Khánh nằm nông hơn so
với ở phần phía Nam vì gradient đòa nhiệt
ở đây tương đối lớn hơn. Các bản đồ về độ
trưởng thành vật chất hữu cơ hiện nay đối
với đá mẹ Oligocen và Miocen sớm được
trình bày trong các hình 8.11 và 8.12. Trong
đề án NOPEC (1993) các giếng khoan “ảo“
được xây dựng trên tất cả các tuyến đòa
chấn với số liệu đầu vào là các tham số rút
ra từ các giếng khoan 15-G-1X và 04-A-
1X. Giá trò nhiệt độ tính được cao nhất ở
đáy Oligocen trên là 361
0
C tại lô 123. Các
Hình 8.12. Sinh thành hydrocarbon ở thời điểm
hiện tại của đá mẹ Miocen
(Theo Petrovietnam, 2004)
251
Chương 8. Bể Phú Khánh và tài nguyên dầu khí
giá trò phản xạ vitrinit tính được tại đáy của
hai tập đá mẹ quan trọng nhất ở phần thấp
nhất và phần cao nhất của Oligocen trên
biến thiên trong khoảng 5,47% R
0
tại giếng

Hà Nội và ở giếng khoan trên cấu tạo Bạch
Tró trong bể Sông Hồng.
Ở bể Phú Khánh tồn tại các móng nhô
cao bò đứt gãy phân cắt và được phủ bởi
trầm tích Oligocen có thể là đá chắn tốt
(Hình 8.13).
Đá chứa vụn
Cát kết là loại đá chứa phổ biến trong
các bể trầm tích Đệ Tam Việt Nam, phân
bố từ Oligocen đến Pliocen dưới. Trong các
trầm tích Oligocen và phần dưới của Miocen
dưới cát kết được trầm đọng trong các môi
trường đồng bằng châu thổ và kênh rạch
sông ngòi, chúng trở thành các thành hệ đá
chứa chủ yếu có chất lượng trung bình - tốt,
tùy thuộc độ sâu phân bố của chúng. Cát
kết trong các quạt bồi tích sông ngòi cũng
có thể là loại đá chứa tốt.
Trong Miocen, châu thổ lùi về phía Tây
Bắc và môi trường trầm tích chuyển sang
môi trường biển nhiều hơn. Các thành tạo
cát kết là loại đá chứa phổ biến trong phần
Tây bể và được trầm đọng trong hệ thống
quạt sườn dốc ngầm. Trong Pliocen dưới
phát triển các dạng turbidit ở các khu vực
sườn dốc, tạo ra loại đá chứa vụn đáng kể
cho các bẫy phi cấu tạo.
Đá chứa carbonat
Trong các bể trầm tích kề cận bể Phú
Khánh, đá chứa carbonat có tuổi từ Miocen

cơ chế mao dẫn qua các tập cát kết và dọc
theo các mặt đứt gãy để nạp vào các bẫy.
Có lẽ cơ chế di cư quan trọng nhất trong
phần sâu của bể Phú Khánh là chất lưu
được dòch chuyển theo các đứt gãy sâu để
lên các tầng chứa phía trên. Ngoài ra, ở
một vài nơi, các bất chỉnh hợp cũng có thể
là kênh dẫn, đường di cư của hydrocarbon
theo phương nằm ngang.
5.5. Các play dầu khí và dạng bẫy
Trên cơ sở các play đã được chứng
minh chứa dầu khí ở thềm lục đòa Việt
Nam, dự kiến trong bể Phú Khánh có thể
có dạng play dầu khí sau: các play đá móng
nứt nẻ/phong hóa trước Đệ Tam; play đá
vụn Oligocen; play đá vụn Miocen và play
carbonat Miocen (Hình 8.17, 8.18). Ngoài
ra NOPEC [21] còn đưa thêm một loại play
nữa được gọi là play basalt cận móng (near
basement basaltic play).
Play đá móng nứt nẻ/phong hóa hay play
trước Đệ Tam (Play 1)
Play móng trước Đệ Tam trong bể Phú
Khánh có đá chứa là granit Creta bò nứt
nẻ, có thể giống play trước Đệ Tam ở bể
Cửu Long đã được phát hiện và đang khai
thác dầu. Nguồn đá mẹ có lẽ là đá sét đầm
Hình 8.13. Dạng bẫy khối đứt gãy trong móng, ngoài đá chứa móng còn có đá chứa là cát kết và carbonat,
đá chắn là các lớp sét, bột kết Miocen trên, Pliocen. Mặt cắt đòa chấn minh giải từ tuyến VOR-93-209
(NOPEC, 1993)

Trong Oligocen có nhiều kiểu bẫy
liên quan đến cấu tạo kéo dài (elongated
anticlines) và vòm nâng bò đứt gãy (faulted
anticlines). Phần lớn các bẫy với mức độ
khác nhau, có thể được chắn bởi các mặt
đứt gãy. Các khối đứt gãy nghiêng/quay
thường là dạng bẫy phổ biến trong thành
tạo Oligocen của bể Phú Khánh. Các bẫy
kiểu này thường được khép kín hai hoặc ba
phía vào đứt gãy. Một số cấu tạo hình hoa
cũng được nhận thấy trên một số mặt cắt
đòa chấn và chúng thường được chắn bởi
các đứt gãy.
Các dạng cấu tạo nói trên thường gặp
trong các khu vực phát triển đứt gãy trượt
bằng (strike-slip fault).
Play đá vụn Miocen (Play 3)
Đá mẹ cung cấp hydrocarbon cho play
Hình 8.14. Bẫy dạng cấu tạo hình hoa phát triển từ Oligocen tới Miocen giữa với đá chứa là cát kết và
carbonat Miocen dưới, giữa. Mặt cắt đòa chất minh giải từ tuyến VOR-93-101 (NOPEC, 1993)
254
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
đá vụn Miocen bao gồm sét, bột đầm hồ
Oligocen, than Miocen sớm và đá bùn
carbonat. Các nhà đòa chất cho rằng than
trong các đầm lầy và châu thổ cũng như bùn
carbonat là nguồn đá mẹ sinh khí ở đây.
Đá chứa trong play này bao gồm cát
châu thổ sông ngòi và cát biển nông. Các
nhòp trầm tích từ Miocen dưới đến Miocen

nhận biết được trên nhiều tuyến đòa chấn.
Các rạn san hô và khối xây thường có lẫn
bùn, bột làm tăng cường khả năng gắn kết
xi măng nên làm giảm độ rỗng và độ thấm.
Hình 8.15. Bẫy dạng khối xây carbonat trong Miocen giữa, đá chắn là các lớp sét, bột kết Pliocen. Mặt cắt
đòa chất minh giải từ tuyến VOR-93-103 (NOPEC, 1993)
255
Chương 8. Bể Phú Khánh và tài nguyên dầu khí
Ngoài rạn san hô và khối xây còn có những
dạng tướng đá trầm tích carbonat khác cũng
được xem là nguồn đá chứa tiềm năng.
Tướng sườn rạn (reef flank facies) thường
là các khối cuội (conglomerat) vôi, cát có
nguồn gốc từ các rạn san hô. Tướng nội rạn
(inter reef facies), tức đá vôi á thủy triều
(subtidal limestone), nước nông, không liên
quan đến thành tạo ám tiêu hoặc các trầm
tích cát lục nguyên mòn. Tuy nhiên đá chứa
tốt nhất vẫn là các rạn ám tiêu, khối xây
và các tích tụ sườn rạn. Tùy thuộc vào mức
độ dolomit hóa, nứt nẻ và hang hốc mà đá
chứa có độ rỗng thứ sinh khác nhau. Nhìn
chung độ rỗng thứ sinh trong đá carbonat
đóng vai trò khá quan trọng.
Đá chắn cho kiểu play carbonat là sét
vôi, sét bùn biển có tuổi từ Miocen đến
Pliocen.
Dạng bẫy chính của play carbonat là
các khối xây khép kín bốn mặt. Cũng có
thể tồn tại dạng bẫy phi cấu tạo liên quan

di cư hydrocarbon. Đây là yếu tố thuận lợi
để dầu khí sinh ra có điều kiện nạp vào
bẫy trong quá trình di cư. Vấn đề bảo tồn
hydrocarbon cũng có rủi ro thấp vì ngoài
các lớp đá có tính khu vực còn nhiều lớp đá
chắn đòa phương nằm xen kẹp với các tầng
chứa trong cùng hệ thống dầu khí. Hoạt
động của các đứt gãy tuy phổ biến, song
trên các mặt cắt đòa chấn hiện không quan
sát thấy hiện tượng rò rỉ khí dọc theo các
đứt gãy lên đáy biển. Hoạt động phân hủy
sinh học dầu khí cũng ít có khả năng xảy ra
vì nhiệt độ trong bể cao.
6. Tiềm năng tài nguyên dầu khí
Bể Phú Khánh được các nhà đòa chất
dầu khí Đan Mạch, Nhật Bản, Việt Nam
chọn làm mục tiêu nghiên cứu trong nhiều
đề án, như Enreca (Đan Mạch), đề án hợp
tác VPI/JGI (Nhật Bản) [36] trong các năm
vừa qua. Các kết luận về tiềm năng dầu
khí nói chung là rất lạc quan dựa trên nhiều
thông tin mới từ các mỏ dầu khí mới được
phát hiện ở các khu vực lân cận trong các
năm 2003 - 2004. Dấu hiệu dầu khí được
nhận biết qua các điểm lộ dầu (?) ở phía
Tây trên phần đất liền cũng như các dấu
hiệu gián tiếp được nhận biết trên các lát
cắt đòa chấn như dò thường biên độ, điểm
sáng (bright spot), phản xạ ngang (flat
spot) cũng góp phần vào các kết luận lạc

chân sườn lục đòa dọc theo bờ biển Nam
Trung Bộ. Bể hình thành trong Oligocen do
tách giãn, mở rộng biển Đông về phía Tây
Nam. Theo kết quả giải thích tài liệu đòa
chấn, trọng lực trung tâm của bể nằm ở
chân sườn lục đòa và kéo dài theo phương
Bắc Nam, gần song song với đường bờ.
Phần thềm phía Tây hẹp, kéo dài, bò phức
tạp bởi hệ thống đứt gãy Kinh tuyến 109
0

Đông và đới cắt trượt Tuy Hòa phương tây
bắc - đông nam. Trầm tích chủ yếu là các
thành tạo lục nguyên, đôi chỗ chứa than.
Trong Miocen sớm và Miocen giữa phát
triển các thành tạo carbonat dọc theo phía
Đông thềm Đà Nẵng và thềm Phan Rang.
Chiều dày trầm tích thay đổi rất lớn khoảng
Hình 8.18. Sơ đồ phân bố các đối tượng triển vọng bể Phú Khánh
(Theo Petrovietnam-Norad, 2004)
258
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
vài trăm mét ở phía Tây, nhưng càng về
phía Đông chiều dày trầm tích càng tăng
và đạt cực đại đến trên 8.000m ở trũng sâu
Phú Khánh.
Từ kết quả nghiên cứu các bể trầm tích
lân cận cho phép dự báo tầng sinh ở bể Phú
Khánh là các tập sét đầm hồ và sét than
trong Oligocen và Miocen dưới có khả năng

những thò trường tiêu thụ rộng lớn ở miền
Trung và miền Bắc cũng như Đông Nam
Bộ, những nơi mà công cuộc phát triển kinh
tế đang hứa hẹn với tốc độ cao.
Bể Phú Khánh
0
50
100
150
200
250
300
Play 1Play 2+3Play 4
Tr. tấn quy dầu
Hình 8.19. Phân bố trữ lượng và tiềm năng dầu khí
theo play (số liệu theo VITRA)
259
Chương 8. Bể Phú Khánh và tài nguyên dầu khí
1. Areshev, E.G. et al, 1992. Reservoir in
fractured basement on the continental
shelf of Southern Vietnam. Journal of
Petroleum Geology, 15.
2. Đỗ Bạt, 1986. Thành lập sơ đồ liên kết
đòa tầng các bể chứa dầu khí ở Việt
Nam. 82 : 21. Mã xếp giá: ĐC137.
3. Nguyen Van Dac, 2000. Oil and
gas potential in Cenozoic basins of
Vietnam. Proceeding of the Conference
on “The oil and gas industry on the eve
of 21st century”, Petrovietnam - Youth

ở thềm lục đòa miền
Trung (từ lô 112 - 121). Lưu trữ Viện
Dầu khí.
9. Fulthorpe, C.S., et al. 1989. Paleo-
oceanographic and tectonic settings of
Early Miocene reefs and associated
carbonates of offshore Southeats Asia.
AAPG Bulletin, 73.
10. Gwang H. Lee and Joel S. Watkins,
1998. Seismic sequence stratigraphy
and hydrocarbon potential of the Phu
Khanh Basin, offshore central Vietnam,
South China Sea. AAPG Bulletin, V.82,
No.9 (September 1998), P. 1711-1735.
11. Nguyễn Hiệp, Trần Ngọc Toản, 1995.
Đặc điểm đòa chất và tiềm năng dầu khí
vùng quần đảo Trường Sa. Lưu trữ Viện
Dầu khí.
12. Hồ Đắc Hoài, Trần Lê Đông, 1986.
Tổng hợp tài liệu đòa chất - đòa vật lý,
tính trữ lượng dự đoán Cacbuahydro và
vạch phương hướng công tác tìm kiếm
dầu khí trong giai đoạn tiếp theo ở thềm
lục đòa VN. Lưu trữ Viện Dầu khí.
13. Hồ Đắc Hoài, 1990. Cấu trúc đòa chất
và đánh giá tiềm năng dầu khí của các
bể trầm tích chủ yếu thềm lục đòa Việt
Nam và phương hướng tìm kiếm, thăm
dò tiếp theo. Lưu trữ Viện Dầu khí.
14. Hou J.Y. và nnk, 2003. Đánh giá tiềm

Lưu trữ Viện Dầu khí.
19. Morris, J.C., 1993. The Cenozoic
stratigraphy of the southern Bac Bo
Basin, Offshore Vietnam: Proceeding
of First International Seminar on
Stratigraphy of the Southern Shelf of
Vietnam.
20. NOPEC, 1993. Offshore Vietnam,
blocks 122-130, Multiclient Petroleum
Exploration Report.
21. Dương Đức Quảng, 1994. Kết quả phân
tích thạch học và độ rỗng, thấm đá các
điểm lộ ven biển miền Trung. Lưu trữ
Viện Dầu khí.
22. Hà Quốc Quân, 1993. Cấu trúc đòa chất
và khả năng chứa dầu khí của móng
trước Kainozoi thềm lục đòa Việt Nam.
Lưu trữ Viện Dầu khí.
23. Nguyễn Huy Quý và nnk, 2005. Nghiên
cứu cấu trúc đòa chất và đòa động lực
làm cơ sở đánh giá tiềm năng dầu khí
ở các vùng biển sâu và xa bờ của Việt
Nam. Báo cáo tổng kết đề tài KC09-06.
Lưu trữ Viện Dầu khí.
24. Phan Huy Quynh và nnk, 1980. Khảo
sát đòa chất ở đầm Thò Nại - Thò xã Quy
Nhơn. Lưu trữ Viện Dầu khí.
25. Rangin C. Et al, 1995. Cenozoic
deformation of central and southern
Vietnam: Tectonophysics, V.251, p.