Tóm tắt Luận án Đặc điểm hệ thống dầu khí trầm tích Kainozoi khu vực ngoài khơi đông bắc bể Sông Hồng

ng (Hình 1.2). 
1.2.2. Đặc điểm cấu kiến tạo 
Hệ thống đứt gãy trong 
khu vực nghiên cứu chủ yếu là 
các đứt gẫy phương TB-ĐN, 
ĐB-TN tạo nên kiểu cấu trúc 
sụt bậc nghiêng về phía Trung 
tâm bể và làm hình thành các 
Hình 1. 2: Cột địa tầng tổng hợp 
khu vực ngoài khơi Đông Bắc 
bể Sông Hồng (Hiệu chỉnh sau 
6 
địa hào, bán địa hào xen kẽ. N.T.Dậu và nnk, 2012) 
Các đơn vị cấu trúc đã được xác định trong khu vực gồm 
(Hình 1.3): 
Thềm Hải 
Phòng: nằm ở phần 
Đông Bắc chiếm 
một diện tích lớn 
thuộc lô 106 và lô 
101. 
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 
chất Việt Nam, tài liệu ĐVLGK và các báo cáo phân tích mẫu thạch 
học, địa hóa, cổ sinh... hiện có trong vùng, đặc biệt là tài liệu 500 
mét mẫu khoan của giếng ENRECA 3 trên đảo Bạch Long Vĩ nhằm 
xác định thành phần thạch học, đặc điểm đá mẹ, môi trường lắng 
đọng trầm tích Oligocen. 
Chương 2 
CÁC PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU 
2.1. Hệ thống dầu khí và ý nghĩa trong tìm kiếm thăm dò dầu khí 
Khái niệm hệ thống dầu khí xuất hiện với nhiều định nghĩa 
khác nhau. Thuật ngữ hệ thống bao gồm đá mẹ và đá chứa, liên kết 
dầu - đá mẹ, được coi là yếu tố then chốt trong việc xác định hệ 
thống (Dow W.G, 1972). Tổng hợp các khái niệm đưa ra bởi nhiều 
tác giả, hệ thống dầu khí được hiểu là một hệ thống tự nhiên ở nơi có 
đá mẹ sinh dầu khí với tất cả các yếu tố địa chất, quá trình liên quan 
đến khả năng tích tụ dầu khí có thể xuất hiện. 
Năm 1988, Magoon L.B đã thành lập bảng phân loại các hệ 
thống, trong đó có phân biệt hệ thống dầu khí đối với bể trầm tích, 
tập hợp triển vọng (play) và cấu tạo triển vọng (prospect). Tùy thuộc 
vào mức độ nghiên cứu, hệ thống dầu khí được đánh giá tổng quan 
đến chi tiết như không gian lãnh thổ, bể trầm tích, tập hợp cấu tạo 
triển vọng đến từng cấu tạo độc lập. 
Các phương pháp đánh giá cơ bản có thể tóm tắt như sau: 
8 
+ Đánh giá hệ thống dầu khí trên cơ sở đánh giá lượng sinh 
thành HC của vùng/thể tích thành hệ đá do Exxon phát triển. 
+ Đánh giá hệ thống dầu khí trên các tiên đoán địa chất 
(Phương pháp Delphi) dựa trên kinh nghiệm của các chuyên gia. 
+ Đánh giá hệ thống dầu khí dựa trên sự cân bằng vật chất địa 
hóa dựa trên các tính toán về lượng dầu khí sinh ra từ đá mẹ cũng 
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 
 + Phương pháp phân tích phổ khối (GC-MS) 
 + Độ phản xạ của vitrinite (Ro, %) 
2.3. Phương pháp nghiên cứu mô hình địa hóa 
Quá trình sinh, di cư và tích 
tụ dầu khí, thời gian sinh, và 
hướng di cư dầu khí ở ngoài khơi 
Đông Bắc bể Sông Hồng được 
khảo sát mô phỏng bằng phần 
mềm Sigma-2D. Quy trình làm 
việc của phần mềm được biểu diễn 
trên hình 2.2. 
2.4. Phân tích hệ thống dầu khí 
Theo Magoon và Dow 
(1994) để nghiên cứu một hệ thống 
dầu khí phải tiến hành phân tích 
bốn yếu tố cơ bản là: đá mẹ, đá 
chứa, đá chắn và lớp đá phủ bên 
trên, cùng với ba quá trình kết hợp 
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 = P1*P2*P3*P4 (2.1) 
Trong đó: 
P: Xác suất phát hiện 
dầu khí (hay xác suất đồng 
thời xảy ra của các sự kiện độc 
lập liên quan với nhau) 
P1: Xác suất về sự hiện 
diện của đá chứa được xem 
xét gồm i) P1a là xác suất tồn 
tại của tướng đá chứa và ii) P1b 
là xác suất mô tả mức độ hiệu 
quả của đá chứa 
P2: Xác suất về sự hiện 
diện của một bẫy được xem 
xét gồm: i) P2a là xác suất tồn 
tại cấu trúc vẽ được bản đồ và 
ii) P2b là xác suất cơ chế hình 
thành hiệu quả của đá chắn 
với cấu tạo vẽ được bản đồ 
P3: 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) P3a là xác suất tồn tại đá mẹ hiệu quả và ii) P3b xác suất kết 
hợp của thời di cư và thời tạo bẫy 
P4: Xác suất về tính bảo tồn của một bẫy 
11 
Thực chất xác suất phát hiện của một đối tượng là: 
P = P1a* P1b* P2a* P2b* P3a* P3b*P4 (2.2) 
Giá trị xác suất của mỗi tham số được xác định dựa vào kiến 
thức chủ quan trên cơ sở phán đoán ngoại suy từ phân tích địa chất 
vùng và dữ liệu thống kê theo hướng dẫn của CCOP. Ví dụ các bảng 
2.1 và 2.2 mô tả mức xác suất tương ứng của tham số P1a và P1b. 
Chương 3 
ĐẶC ĐIỂM ĐÁ MẸ KHU VỰC NGOÀI KHƠI ĐÔNG BẮC BỂ 
SÔNG HỒNG 
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). 
+ Trầm tích Miocen dưới: hầu hết các mẫu đo có giá trị HI 
<200 mgHC/gTOC, kerogen loại III, thể hiện thiên về sinh khí, riêng 
bốn mẫu thu được ở GK 106-YT-1X thể hiện có khả năng sinh dầu. 
Hình 3.1a: Biểu đồ HI và Tmax 
theo các đơn vị cấu trúc tại bể 
Sông Hồng (N.T.B. Hà, 2010) 
Hình 3.1b: Biểu đồ (S1+S2 
mg/g) và TOC % theo các đơn 
vị cấu trúc tại bể Sông Hồng 
(N.T.B. Hà, 2010) 
13 
Hình 3.2a: Biểu đồ HI và Tmax 
giếng ENRECA 3 
Hình 3.2b: Biểu đồ (S1+S2 mg/g) 
và TOC % giếng ENRECA 3 
+ Trầm tích Miocen giữa: có giá trị HI biến đổi từ 50-<300 
mgHC/gTOC, kerogen III, khả năng sinh khí. Mẫu GK 106-YT-1X 
giá trị HI đo được lên tới 456-520 mg/g biểu hiện kerogen II-III với 
khả năng sinh cả dầu và khí. Các mẫu Miocen giữa ở GK107-PL-1X 
cũng có khả năng sinh cả dầu và khí. 
3.3. Đặc điểm môi trường lắng đọng VCHC 
Biểu đồ quan hệ HI và TOC (hình 3.3), kết quả phân tích sắc 
ký khí (GC) (hình 3.4) cho thấy môi trường lắng đọng VCHC ban 
đầu của đá mẹ Oligocen trong khu vực nghiên cứu chủ yếu là đầm 
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 
+ Trầm tích Oligocen: chỉ số Vitrinite (Ro,%) từ giếng 
ENRECA 3 đều cho giá trị <0,4% còn giá trị Tmax từ 410-440oC. 
15 
Hai mẫu sét ở giếng 106-HR-2X (3209-3917m) có giá trị Tmax đo 
được 444-445oC tương đương cửa sổ tạo dầu. Các số liệu cho thấy 
các mẫu trầm tích Oligocen thu được có mức độ trưởng thành nhiệt 
thấp đến cửa sổ tạo dầu. 
+ Tất cả các mẫu trầm tích Miocen dưới - giữa ở khu vực dải 
cấu tạo Hàm Rồng-Yên Tử- Phả Lại đều chưa trưởng thành. 
3.5. Liên kết dầu-đá mẹ 
 Số liệu phân tích dầu thô cho thấy dầu ở mỏ Hàm Rồng 
thuộc loại dầu thường, tỷ trọng 39,22 oAPI, chứa ít nhựa và có độ 
nhớt ở mức trung bình, nhiệt độ đông đặc thấp (27oC). Theo phân 
loại của BP Reseach Centre, dầu tại GK 106-HR -2X được xếp vào 
loại C thuộc nhóm đá mẹ chứa VCHC có nguồn gốc từ vi khuẩn 
hoặc từ thực vật nguồn gốc đầm hồ. 
Kết quả phân tích sắc ký khí HC bão hòa mẫu DST#1 GK 
106-HR-2X cho thấy dải GC phân bố dạng yên ngựa giảm dần theo 
chiều tăng số nguyên tử cacbon (hình 3.6 và 3.7). 
Hình 3.6: Phân bố sắc ký khí 
C15+ dầu thô và chất chiết GK 
106-HR-1X 
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) 
Hình 3.9: Dải phân bố GC-MS 
phân đoạn hydrocacbon bão hòa 
C15+ mẫu dầu thô giếng 106-
HR-2X 
Trên dải m/z 217 (hình 3.8b và 3.9b), tính trội của C29 so với 
C27 và C28 cho thấy liên quan đến đá mẹ chứa VCHC lục địa. Đặc 
biệt sự có mặt của cấu tử 4-Methyl C30 (peak 42) Steranes khẳng 
định đá mẹ sinh ra dầu này có chứa VCHC đầm hồ. 
17 
Liên kết dầu – đá mẹ xác định nguồn gốc dầu được sinh ra từ 
VCHC rong tảo đầm hồ phù hợp với tính chất đá mẹ Oligocen tồn tại 
trong khu vực nghiên cứu. 
3.6. Nguồn gốc H2S trong dầu vỉa 
Trên thế giới các đầm hồ có nguồn gốc rift tuổi Paleocen và 
Eocen – Oligocen đã gặp ở Tây Ban Nha, miền nam nước Pháp, hay 
ở Utah Colorado (Mỹ). Chúng thành tạo trên mặt móng đá vôi 
Cacbon-Pecmi hay Devon bị phong hóa, việc thẩm thấu vật liệu đá 
vôi của móng vào hồ tạo điều kiện thuận lợi cho các thể cacbonat 
phát triển dọc theo các đới bốc hơi của hồ. 
Trong khu vực nghiên cứu giếng khoan thăm dò đã bắt gặp các 
vỉa cacbonat xen kẹp trong trầm tích Oligocen. Theo lý thuyết, H2S 
cùng với CO2 ô nhiễm trong dầu vỉa ở các mỏ Hàm Rồng được cho 
là sản phẩm của quá trình khử sunphat nhiệt của CaSO4 trong đá 
cacbonat dưới tác động của điều kiện nhiệt độ cao (146oC tại 3456m 
GK 106-HRN-1X) thể hiện qua công thức hóa học (Angler-Gofer 
Scheme): 
 CaSO4 + CH4 = CaS + CO2 + 2H2O (3.1) 
 CaS + CO2 + H2O = CaCO3 + H2S (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 
Trên cơ sở tài liệu địa chấn và kết quả các giếng khoan mới, 
nghiên cứu sinh đã tham gia minh giải lại một số tuyến địa chấn. Kết 
quả nghiên cứu sinh địa tầng được sử dụng để định danh và minh 
giải các tầng phản xạ địa chấn bao gồm: 
18 
- Móng trước Kainozoi 
- Nóc BCH trong Oligocen dưới (nóc U500) 
- Nóc BCH gần nóc Oligocen dưới (nóc U400) 
- Nóc BCH Oligocen (nóc U300) 
- Nóc BCH trong Miocen giữa (nóc U220) 
- Nóc BCH Miocen trên (nóc U100) 
Một số mặt phản xạ chỉ liên kết được trên một diện tích nhỏ. 
Khu vực trung tâm lô 106 có thể phân chia chi tiết tập trầm tích 
Oligocen thành hai phụ tập bởi một mặt phản xạ U400 tương đối liên 
tục. Giếng 107-TPA-1X được cho là đã khoan đến Eocen?/Oligocen 
(U500). Liên kết với tài liệu địa chấn trầm tích này chỉ phân bố ở các 
trũng nhỏ thuộc phần Đông Bắc đứt gãy Sông Lô và phía Nam đảo 
Bạch Long Vĩ. Bản đồ cấu trúc các mặt phản xạ Móng Kainozoi, 
U400, U300, và đẳng dầy trầm tích Oligocen tỷ lệ 1/200.000 đã được 
xây dựng. 
Các bản đồ đẳng dày trầm tích Oligocen dưới (U400-Bsmt) và 
đẳng dầy Oligocen (U300-Bsmt) (hình 4.1 và 4.2) thể hiện rõ diện 
phân bố của trầm tích Oligocen biến đổi mạnh trong khu vực ngoài 
khơi Đông Bắc bể Sông Hồng. Hình 4.1 cho thấy, vào cuối thời kỳ 
Oligocen sớm, 02 hệ thống hồ kín phát triển theo hướng Đông Bắc-
Tây Nam và Tây Bắc-Đông Nam đã được hình thành trong phạm vi 
khu vực nghiên cứu. Khối móng ở các phát hiện dầu khí ở cụm mỏ 
Hàm Rồng là đới nâng ngăn cách các hồ này. Tại khu vực phía bắc 
lô 107, thuộc trũng Nam Bạch Long Vĩ cũng phát triển một hồ khá 
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 
dài đến thềm Hải Phòng, các địa hào chỉ phát triển đến hết thời kỳ 
Oligocen muộn, sau đó khu vực bị lún chìm và ít bị ảnh hưởng của 
các hoạt động kiến tạo đứt gãy. 
4.2. Các yếu tố đánh giá triển vọng của hệ thống dầu khí 
4.2.1 Quá trình trưởng thành và sinh HC 
 Thời điểm sinh HC của đá mẹ Oligocen có sự chênh lệch đáng 
kể theo vị trí các điểm khảo sát mô phỏng. Đá mẹ Oligocen sinh HC 
sớm nhất vào khoảng 20 tr.n.t quan sát thấy ở trũng đông nam lô 
106. Hiện tại đá mẹ này vẫn đang sinh dầu và khí. Phần đáy của lát 
cắt Oligocen hiện vào pha sinh khí khô. Ở khu vực tây bắc lô 106, 
với lát cắt Oligocen dưới HC bắt đầu được sinh vào khoảng 14 tr.n.t, 
Oligocen trên khoảng 11 tr.n.t. 
4.2.2 Đặc điểm đá chứa 
Chín (09) giếng khoan thăm dò trong khu vực nghiên cứu đã 
khoan đến móng và gặp đá chứa cacbonat. Các tài liệu phân tích mẫu 
sườn, kết quả phân tích FMI và số liệu đo ĐVLGK tại các giếng trên 
dải cấu tạo Hàm Rồng cho thấy độ rỗng đá móng gồm hai loại. Độ 
rỗng nứt nẻ (gồm độ rỗng của khung đá, và các khe nứt) và độ rỗng 
hang hốc. Giá trị độ rỗng đo được trên các mẫu sườn đều có giá trị 
nhỏ hơn 1%. Độ rỗng trung bình của đá là 7% xác định theo tài liệu 
địa vật lý giếng khoan. Giá trị tính được qui cho độ rỗng nứt nẻ và độ 
rỗng của khung đá. Còn độ rỗng hang hốc là 100%. Tỷ số giữa chiều 
dầy hiệu dụng và chiều dầy tổng cũng được phân thành 2 nhóm. Đối 
với khối móng có độ rỗng nứt nẻ tỷ số NTG thay đổi từ 0,45-0,7, còn 
ở loại hang hốc giá trị này thay đổi trong khoảng từ 0,002-0,03. Kết 
quả thử vỉa đo được độ thấm trung bình trong đá móng khoảng 10 
mD trước xử lý axit và 40mD sau xử lý axit, với độ thấm ngang 
tương ứng đo được là 8474 mD.ft và 21000 mD.ft. 
21 
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