BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT
TRẦN CHÂU GIANG

ĐẶC ĐIỂM HỆ THỐNG DẦU KHÍ TRẦM TÍCH KAINOZOI KHU
VỰC NGOÀI KHƠI ĐÔNG BẮC BỂ SÔNG HỒNG

Ngành: Kỹ thuật địa chất
Mã số: 62.52.05.01
TÓM TẮT LUẬN ÁN TIẾN SĨ ĐỊA CHẤT HÀ NỘI – 2014



1

MỞ ĐẦU
Tính cấp thiết
Bể Sông Hồng là một bể trầm tích có cấu trúc địa chất rất
phức tạp, bao gồm nhiều đơn vị kiến tạo với tiềm năng dầu khí khác
nhau.
Dự án nghiên cứu địa hóa VPI-IDENMITSU (2005-2007) đã
xác nhận tồn tại hai hệ thống dầu khí trong bể gồm dầu đầm hồ và
hỗn hợp condensat châu thổ với dầu đầm hồ. Do chưa có kết quả
kiểm chứng dầu-đá mẹ nên đặc điểm hệ thống dầu khí khu vực ngoài
khơi Đông Bắc đứt gãy Sông Lô vẫn chưa được khẳng định.
Năm 2008, đối tượng móng ở bể Sông Hồng được chứng minh
bằng GK 106-HR-1X. Giếng 106-HR-2X đã khoan hết đới móng
cacbonat chứa dầu và gặp một tập sét dầy bên dưới. Điều đó đặt ra
giả thiết tập sét cổ trước Kainozoi này có phải là tầng đá mẹ hay
không. Cấu tạo 107-PL được khoan năm 2013 có vị trí nằm trong
khu vực tồn tại đá mẹ giầu VCHC, và cùng hướng cấu trúc với cấu
tạo 106-HR, nhưng kết quả là giếng khô. Các GK thăm dò mới nhất
trong khu vực phát hiện khí - condensat, chất lượng rất biến đổi với
cả H
2
S và CO
2
ô nhiễm trong dầu khí. Thực tế nêu trên cho thấy còn
rất nhiều vấn đề cần giải quyết như chất lượng và phân bố của đá mẹ,
hay rủi ro của yếu tố địa chất nào trong hệ thống dầu khí đã ảnh
hưởng đến kết quả thăm dò ở khu vực ngoài khơi Đông Bắc bể Sông
Hồng. Do vậy, nghiên cứu sinh đã chọn đề tài “Đặc điểm hệ thống

mẹ.
Luận điểm 2. Trên cơ sở nghiên cứu các yếu tố tác động đến
mức độ rủi ro của hệ thống dầu khí như nguồn gốc, mức độ trưởng
thành của đá mẹ, bề dầy trầm tích Oligocen và sự phân bố các cấu
tạo triển vọng, khôi phục lịch sử phát triển địa chất qua các thời kỳ
3

cho phép xác định khu vực bán địa hào Thủy Nguyên có rủi ro thăm
dò thấp nhất. Tiếp đến là địa hào Kiến An. Khu vực nam đảo Bạch
Long Vĩ và rìa tây bắc lô 102 là những khu vực có rủi ro thăm dò
cao.
Những điểm mới của luận án:
- Trên cơ sở khai thác nguồn tài liệu mới góp phần chính xác
hóa đặc điểm địa hóa khu vực ngoài khơi Đông Bắc bể Sông Hồng.
Tập sét có tuổi trước Kainozoi nằm dưới tập cacbonat chứa dầu có
tướng lục địa, thành tạo trong điều kiện oxy hóa, nghèo VCHC, chưa
đủ điều kiện được coi là đá mẹ.
- Trên cơ sở bản đồ cấu trúc mới được xây dựng đã góp phần
sáng tỏ yếu tố nghịch đảo kiến tạo xảy ra vào cuối Oligocen ảnh
hưởng tới tiềm năng dầu khí khu vực ngoài khơi Đông Bắc bể Sông
Hồng.
Ý nghĩa khoa học và thực tiễn:
* Ý nghĩa khoa học: Các kết quả nghiên cứu cho phép xác
định đặc điểm và diện phân bố của đá mẹ ở ngoài khơi Đông Bắc bể
Sông Hồng, góp phần làm sáng tỏ đặc điểm hệ thống dầu khí của khu
vực.
* Ý nghĩa thực tiễn: Các kết quả nghiên cứu góp phần nâng
cao hiệu quả đánh giá tiềm năng dầu khí khu vực ngoài khơi Đông
Bắc bể Sông Hồng, phục vụ công tác qui hoạch thăm dò khai thác
dầu khí.

và vị trí khu vực nghiên cứu
(N.T.Dậu và nnk, 2012)
Kế tiếp, hai lô 102 và 106 với diện tích là 10700 km
2
được
PVN ký với ATI Petroleum Inc vào năm 2000. Thực tế tổng diện
tích hợp đồng này chỉ còn 225 km
2
. Phần diện tích hoàn trả được gọi
là lô 102/10 và 106/10, nay thuộc quản lý của PVEP.
Từ năm 1990 đến nay trong khu vực nghiên cứu đã được thu
nổ hơn 15000 km địa chấn 2D, gần 3000 km
2
địa chấn 3D, và hơn 10
5

giếng khoan TKTD. Các nhà thầu dầu khí và PVN cũng đã tiến hành
nhiều nghiên cứu, đáng lưu ý như các đề tài về Mô hình địa hóa bể
Sông Hồng (N.T. Dậu, L.V. Hiền, 1997), Báo cáo khảo sát thực địa
đảo Bạch Long Vĩ, Đồ Sơn, Kiến An, Núi Con Voi và đảo Cát Bà
(P.Q. Trung, 1998), Báo cáo xác định lượng HC đã sinh ra và dịch
khỏi tầng đá mẹ tới các bẫy chứa dầu khí tại bể Sông Hồng trên cơ
sở phần mềm SIGMA 2D và BSS (N.T.B. Hà, 2010), và một số kết
quả dự án hợp tác quốc tế như: Báo cáo Tổng kết về phân tích và mô
hình bể Sông Hồng (VPI - GEUS, 2001), Báo cáo Đặc điểm hệ thống
dầu khí ở bể Sông Hồng (VPI-IDENMITSU, 2007).
1.2. Đặc điểm cấu trúc địa chất
1.2.1 Đặc điểm địa tầng trầm tích
Bể Sông Hồng gồm các
phân vị địa tầng: (i) Móng trước

Đơn nghiêng
Thanh Nghệ: Nằm ở
phía Tây của đứt gãy
Sông Chảy.

Hình 1. 3: Hệ thống đứt gẫy và đơn vị cấu
tạo chính khu vực nghiên và vùng lân cận
Trũng Trung Tâm: gồm các đới cấu trúc:
a) Đới nghịch đảo Miocen
b) Trũng Đông Quan
Đới phân dị Đông Bắc đứt gãy Sông Lô: gồm hàng loạt các địa
hào và bán địa hào, cấu tạo và các khối nhô móng. Cụ thể:
a) Địa hào Kiến An
b) Cấu tạo Tiên Lãng - Chí Linh
c) Bán địa hào Thủy Nguyên
d) Mũi nhô Tràng Kênh
e) Trũng Tây Bạch Long Vĩ
f) Cấu tạo Yên Tử
g) Trũng Nam Bạch Long Vĩ
Lịch sử phát triển kiến tạo của khu vực nghiên cứu được tái
hiện trên một số mặt cắt phục hồi cho thấy có những điểm tương
đồng và khác biệt qua các thời kỳ phát triển của khu vực nằm ở hai
7

cánh đứt gãy Sông Lô. Giai đoạn Paleocen-Eocen đến Oligocen sớm,
và Pliocen – Đệ tứ ở hai vùng có sự tương đồng còn thời kỳ
Oligocen muộn đến Miocen muộn thì có sự khác biệt.
1.3. Cơ sở tài liệu
Tài liệu sử dụng trong luận án bao gồm hơn 15 nghìn km địa
chấn 2D, các bản đồ từ, trọng lực của khu vực Bắc Bộ, bản đồ địa

như lượng dầu khí được dịch chuyển và có thể tích tụ được trong
bẫy.
+ Đánh giá hệ thống dầu khí dựa trên ngoại suy trên cơ sở tài
liệu lịch sử khai thác.
+ Đánh giá hệ thống dầu khí
theo quan điểm Play (Phương
pháp tổng hợp mô hình địa chất và
thống kê) cho phép xác định sự
thay đổi của các yếu tố địa chất
liên quan đến các tích tụ dầu khí
trong một khu vực đang xem xét. Hình 2.1: Sơ đồ giải thích khái
niệm Play
Luận án sử dụng phương pháp đánh giá theo quan điểm Play
để giải quyết các vấn đề còn tồn tại của hệ thống dầu khí ở khu vực
ngoài khơi Đông Bắc bể Sông Hồng.
2.2. Phương pháp địa hóa xác định đặc điểm đá mẹ
Tổ hợp các chỉ tiêu địa hóa đánh giá khả năng sinh HC của các
tập trầm tích được sử dụng trong nghiên cứu đánh giá đá mẹ từ nhiều
phép phân tích được sử dụng trong luận án gồm:
+ Phương pháp đốt mẫu bằng lò nung
+ Phương pháp nhiệt phân tiêu chuẩn Rock-Eval (RE)
+ Phương pháp chiết bitum
+ Phương pháp sắc ký (GC)
9

Hình 2.2: SIGMA 2D
các yếu tố trên là: sự thành tạo của bẫy chứa dầu khí, sự sinh thành
hydrocarbondi cưtích tụ và bảo tồn của các bẫy dầu khí.
2.5. Phương pháp đánh giá rủi ro địa chất
Mục đích của việc phân tích đặc điểm hệ thống dầu khí trong
TKTDDK chính là tính xác suất phát hiện trước khi khoan của một
đối tượng triển vọng. Xác suất phát hiện được định nghĩa là tích của
các tham số xác suất chính, mà mỗi tham số này đòi hỏi phải được
phân tích đánh giá với mức độ có tồn tại và hiệu quả.
Theo hướng dẫn của Ủy ban điều phối các chương trình khoa
học địa chất khu vực Đông và Đông Nam Á (CCOP), luận án áp
10

dụng cách biện luận 04 tham số địa chất chính gồm: đá chứa (P1),
bẫy chứa (P2), hệ thống nạp bẫy (P3) và khả năng bảo tồn (P4), tất
cả các tham số này chắc chắn phải xảy ra đồng thời để tạo nên một
phát hiện. Xác suất phát hiện được tính theo công thức:
P = P
1
*P
2
*P
3
*P
4
(2.1)
Trong đó:

3
: Xác suất của hệ
thống nạp bẫy được xem xét
Bảng 2.1: Xác suất mô tả mức độ
hiệu quả theo tướng đá chứa
Bảng 2.2: Xác suất mô tả mức độ
hiệu quả của đá chứa trong mối
quan hệ với chiều sâu vỉa và tính
chất biến đổi của đá
[Theo CCOP]
gồm: i) P
3a
là xác suất tồn tại đá mẹ hiệu quả và ii) P
3b
xác suất kết
hợp của thời di cư và thời tạo bẫy
P
4

3.1. Hàm lượng VCHC trong đá mẹ
+ Trầm tích trước Kainozoi: rất nghèo VCHC và chưa được
coi là một đá mẹ có khả năng sinh dầu khí. Giá trị TOC từ 0,03-0,05
% trọng lượng. Không đo được các chỉ số S1, S2, PI, HI và giá trị
phản xạ Vitrinite.
+ Trầm tích Eocen: trong phạm vi nghiên cứu chưa GK nào
xác định đã gặp trầm tích Eocen.
+ Trầm tích Oligocen: có độ giàu VCHC thuộc loại trung bình
đến tốt. 8/14 mẫu ở GK 106-HR-1X cho giá trị TOC > 1%. Trên đảo
Bạch Long Vĩ, giá trị TOC thay đổi từ 1,5 đến 6,59%, 10/100 mẫu có
giá trị S1 từ 0,08-1,19 mg/g, còn 99/100 mẫu cho giá trị S2>10 mg/g,
trung bình 17 mg/g thể hiện đá chứa hàm lượng VCHC từ tốt đến rất
tốt.
+ Trầm tích Miocen dưới: tất cả các mẫu phân tích cho độ
giầu VCHC thuộc loại trung bình với giá trị TOC <1% trọng lượng.
+ Trầm tích Miocen trên: có rất ít mẫu được phân tích, hầu hết
đều chứa lượng VCHC rất nhỏ nên không được đánh giá.
3.2. Loại VCHC trong đá mẹ
12

+ Trầm tích Oligocen: Hình 3.1a và 3.1b (N.T.B.Hà, 2010)
cho thấy trầm tích Oligocen (điểm mẫu mầu nâu) gặp ở các GK lô
107 và địa lũy Chí Linh –Yên Tử phần lớn có giá trị HI<
300mgHC/gTOC, đối với các mẫu có độ trưởng thành thấp phân bố
ở vùng VCHC loại III. Các mẫu có độ trưởng thành cao hơn phân bố
ở vùng VCHC loại II. Đá có khả năng sinh hỗn hợp khí dầu và đã đạt
ngưỡng trưởng thành. Kết quả GK ENRECA 3 mới đây trên đảo
Bạch Long Vĩ cho thấy tập hợp mẫu rơi vào nhóm kerogen loại II và
I. Trầm tích Oligocen ở đây thiên về sinh dầu với mức độ từ khá đến
cực tốt (hình 3.2 a,b).

hồ.
Kết quả phân tích sắc ký khí (GC) các mẫu trầm tích Oligocen,
Miocen dưới GK106-HR-1X,106-HR-2X, 107-BAL-1X đều phản
ánh nguồn gốc VCHC ban đầu có tướng lục địa, được tách ra từ thực
vật bậc cao (hình 3.5a,b). Biểu đồ biểu diễn mối quan hệ giữa chỉ số
Oleanne với tỷ số Ts/Tm (hình 3.5a) dùng để phân biệt nhóm VCHC
nguồn gốc tảo đầm hồ (lacustrine algal) và nhóm VCHC nguồn gốc
sông tam giác châu (Fluvio-deltaic terrestrial) (Akihiko, 2007) cho
14

thấy các mẫu ở khu vực mỏ Hàm Rồng có tỷ số Oleanne/C30Hopane
không cao chứng tỏ chúng chứa nhiều rong tảo đầm hồ. Hình 3.3: Biểu đồ xác định môi
trường lắng đọng VCHC trầm tích
Oligocen bể Sông Hồng (điểm
mẫu mầu nâu) (N.T.B. Hà, 2010)
H.3.4: Biểu đồ xác định môi
trường lắng đọng VCHC theo
thông số Pr/C17 và Phy/C18
khu vực nghiên cứu (Hà,2013)

Hình 3.5a: Biểu đồ quan hệ chỉ
số Oleanane/C30Hopane và
Ts/Tm

Hình 3.5b: Biểu đồ quan hệ
Steranes C27-28-29
3.4. Mức độ trưởng thành nhiệt của đá mẹ


Hình 3.7: Phân bố sắc ký khí
C15+ dầu thô và chất chiết GK
106-HR-2X
Giá trị tỷ số Pr/phy là 2,95 và 2,9 tương ứng ở GK 106-HR-1X
ST4, và GK 106-HR-2X, điều này có cho thấy dầu thô ở 02 giếng
16

này được sinh ra từ đá mẹ chứa VCHC lục địa, lắng đọng trong môi
trường ngập nước dưới điều kiện khử và oxy hóa yếu.
Kết quả phân tích GCMS mẫu dầu thô mỏ Hàm Rồng (hình
3.8a và 3.9a) cho thấy trên dải m/z191 dãy Hopane mở rộng, giảm
dần một cách từ từ theo chiều tăng số nguyên tử cacbon, điều này
cho thấy đá mẹ sinh ra dầu này chứa VCHC lục địa, lắng đọng trong
môi trường khử. Sự có mặt của cấu tử Oleanane một dấu hiệu đánh
giá nguồn VCHC từ thực vật bậc cao. Dãy tricyclic terpanes xuất
hiện rõ nét từ T2 đến T8 phản ánh VCHC đầm hồ có đóng góp trong
đá mẹ này.

(a)

(b)
Hình 3.8: Dải phân bố GC-MS
phân đoạn hydrocacbon bão hòa
C15+ mẫu dầu thô giếng 106-
HR-1X

(a)

(b)

4
trong đá
cacbonat dưới tác động của điều kiện nhiệt độ cao (146
o
C tại 3456m
GK 106-HRN-1X) thể hiện qua công thức hóa học (Angler-Gofer
Scheme):
CaSO
4
+ CH
4
= CaS + CO
2
+ 2H
2
O (3.1)
CaS + CO
2
+ H
2
O = CaCO
3
+ H
2
S (3.2)
Chương 4
ĐẶC ĐIỂM PHÂN BỐ ĐÁ MẸ VÀ ĐÁNH GIÁ
TRIỂN VỌNG DẦU KHÍ KHU VỰC NGOÀI KHƠI
ĐÔNG BẮC BỂ SÔNG HỒNG
4.1. Đặc điểm phân bố và tiến hóa trầm tích Oligocen

sâu. Các hồ nằm ở rìa Đông Nam lô 106 và Bắc lô 107 có xu thế mở
về phía Đông Nam, trong khi các hồ kín ở phần Tây Bắc lô 102-106
và Đông Bắc cấu tạo Yên Tử vẫn phát triển khá ổn định.
19

Hình 4.1: Bản đồ đẳng dầy trầm
tích Oligocen dưới (U400-Bstm)
Hình 4.2: Bản đồ đẳng dầy trầm
tích Oligocen (U300-Bstm)
Ba (03) mặt cắt địa chất – địa vật lý được chọn cắt qua các đới
cấu trúc chính trong khu vực nghiên cứu nhằm khảo sát mức độ phát
triển của trầm tích Oligocen trong lát cắt từ nóc Móng Kainozoi đến
nóc trầm tích Oligocen (U300).
Mặt cắt tiến hóa trầm tích tuyến 89-1-100 cho thấy ngay giai
đoạn đầu của thời kỳ tạo bể, khu vực phía đông lô 106 đã phát triển
các hệ thống địa hào và bán địa hào được lấp đầy bởi các trầm tích
Oligocen. Vào khoảng 28 Tr.n.t khu vực này chịu một pha nén ép, vò
nhàu dẫn đến một lượng lớn trầm tích bị nâng lên, bóc mòn trong
khoảng thời gian 5 triệu năm. Trên tuyến này cho thấy từ Oligocen
sớm đến Oligocen muộn diện tích các địa hào bị thu hẹp.
Trên tuyến 89-1-36a cho thấy tồn tại các địa hào đầu tiên ở
khu vực phía tây bắc lô 102-106, chúng nhỏ hơn so với các địa hào ở
phía đông lô 106. Trong suốt giai đoạn trầm tích, khu vực không bị
ảnh hưởng của pha nén ép cuối Oligocen, các địa hào cùng với quá
trình trầm tích được phát triển mở rộng.
Trên tuyến 89-1-54 cho thấy khu vực tây nam lô 102 đã tiếp
nhận một lượng lớn trầm tích dẫn đến hiện tượng sụt lún mạnh và
phát triển hàng loại các địa hào sâu phát triển kế thừa từ Oligocen
đến tận Miocen muộn. Trong khi đó tại phần trung tâm lô 106 kéo
20


4.2.3 Đặc điểm đá chắn
Các vỉa sét Oligocen, Miocen đóng vai trò tầng chắn địa
phương cho các bẫy khối móng chôn vùi ở khu vực nghiên cứu.
Chiều dày của các lớp sét từ 20-150 m với hàm lượng sét cao, (Illit >
50%, Kaolinit <30%). Đóng vai trò tầng chắn khu vực là lớp sét biển
tiến Pliocen dầy từ 300m đến hơn 500 m phủ đều khắp vùng. Tuy
nhiên trầm tích thuộc lát cắt Pliocen khá bở rời, có độ gắn kết kém.
4.2.3 Đặc điểm bẫy khối móng chôn vùi
Các bẫy khối móng chôn vùi có phát hiện dầu khí ở khu vực
nghiên cứu đều nằm trong các địa hào cổ, nơi lớp trầm tích Oligocen
dầy phủ trực tiếp trên nóc móng và hai cánh cấu tạo, vừa đóng vai trò
là tầng chắn địa phương và là tầng đá mẹ quan trọng đã được xác
minh. Diện tích các cấu tạo có phát hiện nhỏ hơn 10 km
2
. Biên độ
cấu tạo thay đổi trong khoảng từ 200-400 m.
4.2.5 Thời gian sinh thành di cư và hoàn thiện bẫy
Đặc điểm thời
gian kết nối các yếu
tố sinh, di cư và nạp
bẫy của hệ thống dầu
khí khu vực ngoài
khơi Đông Bắc bể
Sông Hồng được
biểu diễn ở bảng 4.1.

Bảng 4.1: Sơ đồ mô tả các sự kiện của hệ
thống dầu khí đầm hồ khu vực ngoài khơi
Đông Bắc bể Sông Hồng

điều phối các chương
trình khoan học địa chất
khu vực Đông và Đông

Hình 4.3: Phân vùng triển vọng Play
Móng khu vực ngoài khơi Đông Bắc bể
Sông Hồng
Nam Á (CCOP). Bốn tham số địa chất là: đá chứa (P1), bẫy chứa
(P2), hệ thống nạp bẫy (P3) và khả năng bảo tồn (P4) để ước tính cơ
hội thành công về mặt địa chất, dự đoán sự thay đổi hoàn toàn hay
từng phần của các yếu tố địa chất trong hệ thống dầu khí khu vực
ngoài khơi Đông Bắc bể Sông Hồng, phân vùng triển vọng (hình
4.3).