Chương Bể trầm tích Sông Hồng và tài nguyên dầu khí 7 181 Chương 7. Bể trầm tích Sông Hồng và tài nguyên dầu khí Bể Sông Hồng nằm trong khoảng 105 0 30- 110 0 30 kinh độ Đông, 14 0 30- 21 0 00vó độ Bắc. Về điạ lý, bể Sông Hồng có một phần nhỏ diện tích nằm trên đất liền thuộc đồng bằng Sông Hồng, còn phần lớn diện tích thuộc vùng biển vònh Bắc Bộ và biển miền Trung thuộc các tỉnh từ Quảng Ninh đến Bình Đònh. Đây là một bể có lớp phủ trầm tích Đệ Tam dày hơn 14 km, có dạng hình thoi kéo dài từ miền võng Hà Nội ra vònh Bắc Bộ và biển miền Trung (Hình 7.1). Dọc rìa phía Tây bể trồi lộ các đá móng Paleozoi-Mesozoi. Phía Đông Bắc tiếp giáp bể Tây Lôi Châu (Weizou Basin), phía Đông lộ móng Paleozoi-Mesozoi đảo Hải Nam, Đông Nam là bể Đông Nam Hải Nam và bể Hoàng Sa, phía Nam giáp bể trầm tích Phú Khánh. Trong tổng số diện tích cả bể khoảng 220.000 km 2 , bể Sông Hồng về phía Việt Nam chiếm khoảng 126.000 km 2 , trong đó phần đất liền miền võng Hà Nội (MVHN) và vùng biển nông ven bờ chiếm khoảng hơn 4.000 km 2 , còn lại là diện tích ngoài khơi vònh Bắc Bộ và một phần ở biển miền Trung Việt Nam. Công tác tìm kiếm thăm dò (TKTD) dầu khí ở bể Sông Hồng đã được tiến hành từ đầu thập kỷ 60 của thế kỷ trước, nhưng chủ yếu chỉ được thực hiện trên đất liền và đến năm 1975 đã phát hiện được mỏ khí Tiền Hải C (TH-C). Từ khi có chính sách đổi mới, nhất là khi có luật đầu tư nước ngoài, bể Sông Hồng được tăng cường đầu tư nghiên cứu và TKTD cả trên đất liền và phần ngoài khơi với 12 hợp đồng phân chia sản phẩm (PSC) và cùng điều hành (JOC). Trên phần lãnh thổ Việt Nam của bể Sông Hồng đã khảo sát tổng cộng hơn 80.000 km tuyến đòa chấn 2D và 1200 km 2 đòa chấn 3D, nhưng phân bố không đều, tập trung chủ yếu ở các lô đất liền, ven cửa Sông Hồng và biển Miền Trung. Đã khoan trên 50 giếng tìm kiếm thăm dò (trên đất liền: 27 giếng, ngoài khơi: 24 giếng), có một phát hiện khí ở đất liền đã và đang khai thác. Ở ngoài khơi tuy đã phát hiện khí, nhưng chưa có phát hiện thương mại quan trọng để có thể thẩm lượng và phát triển mỏ. Trong khi đó, phần diện tích thuộc lãnh hải Trung Quốc đã có nhiều phát hiện dầu và khí, có những phát hiện quan trọng đã đi vào phát triển và khai thác. Bể Sông Hồng rộng lớn, có cấu trúc đòa chất phức tạp thay đổi từ đất liền ra biển theo hướng đông bắc - tây nam và nam, bao gồm các vùng đòa chất khác nhau, đối tượng TKTD cũng vì thế mà khác nhau. Có thể phân thành ba vùng đòa chất (Hình 7.1). • Vùng Tây Bắc bao gồm miền võng Hà 1. Giới thiệu 182 Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam Nội và một số lô phía Tây Bắc của vònh Bắc Bộ. Đặc điểm cấu trúc nổi bật của vùng này là cấu trúc uốn nếp phức tạp kèm nghòch đảo kiến tạo trong Miocen. • Vùng trung tâm từ lô 107-108 đến lô 114-115 với mực nước biển dao động từ 20-90 m. Vùng này cũng có cấu trúc đa dạng, phức tạp, nhất là tại phụ bể Huế-Đà Nẵng, nhưng nhìn chung có móng nghiêng thoải dần vào trung tâm (depocentre) với độ dày trầm tích hơn 14.000 m. Các cấu tạo nói chung có cấu trúc khép kín kế thừa trên móng ở phía Tây, đến các cấu trúc sét diapir nổi bật ở giữa trung tâm. • Vùng phía Nam từ lô 115 đến lô 121, với mực nước thay đổi từ 30-800 mét nước, có cấu trúc khác hẳn so với hai vùng nói Hình 7.1. Vò trí và phân vùng cấu trúc đòa chất bể Sông Hồng (1) Vùng Tây Bắc; (2) Vùng Trung Tâm ; (3) Vùng Phía Nam 1 2 3 1 2 3 BỂ TÂY LÔI CHÂU Đảo Hải Nam Việt Nam Lào 183 Chương 7. Bể trầm tích Sông Hồng và tài nguyên dầu khí trên vì có móng nhô cao trên đòa luỹ Tri Tôn tạo thềm carbonat và ám tiêu san hô, bên cạnh phía Tây là đòa hào Quảng Ngãi và phía Đông là các bán đòa hào Lý Sơn có tuổi Oligocen. Trong hàng chục năm qua, tài liệu của các nhà thầu dầu khí (mà phần lớn chưa được công bố) đã giúp ích rất nhiều làm sáng rõ cấu trúc đòa chất và hệ thống dầu khí ở bể Sông Hồng. Ngoài các tài liệu trên chúng tôi đã sử dụng rất nhiều tài liệu của Viện Dầu khí (VPI), của Công ty Đầu tư- Phát triển Dầu khí (PIDC), cũng như các văn liệu công bố của các nhà nghiên cứu trong và ngoài nước như đã nêu ở phần tài liệu tham khảo. 2. Lòch sử tìm kiếm, thăm dò và khai thác dầu khí Công tác TKTD và khai thác dầu khí bể trầm tích Sông Hồng được thực hiện trước tiên ở đồng bằng Sông Hồng. Lòch sử nghiên cứu, kết quả TKTD & KT có thể chia làm hai giai đoạn chính, trước 1987 và từ 1988 đến nay. a. Giai đoạn trước 1987 Giai đoạn này chỉ tập trung khảo sát chủ yếu ở miền võng Hà Nội, là nơi mở rộng về phía Tây Bắc của bể Sông Hồng vào đất liền, là vùng được nghiên cứu đòa chất dầu khí ngay từ đầu những năm 60 với sự giúp đỡ về tài chính và công nghệ của Liên Xô cũ. Hai phương pháp thăm dò đầu tiên là khảo sát từ hàng không và trọng lực (1961- 1963) với tỷ lệ 1/200.000. Sau đó, trong các năm 1964, 1967, 1970-1973, 1976 và 1980- 1982, 1983-1985 đã tiến hành nghiên cứu trọng lực chi tiết hơn tại một số vùng (phần Đông Nam dải Khoái Châu-Tiền Hải, Kiến Xương) đạt tỷ lệ 1/50.000-1/25.000. Tuy vậy, các phương pháp xử lý tài liệu trước đây chủ yếu là thủ công nên độ chính xác không cao. Các kết quả minh giải chủ yếu mang tính khu vực. Chưa xây dựng được các sơ đồ cấu trúc ở tỷ lệ tương xứng với mức độ tài liệu đã có. Tiếp theo là công tác thăm dò điện cấu tạo được thực hiện trong các năm 1964- 1969 trên diện tích 26.000 km 2 với tỷ lệ 1/200.000. Còn ở vùng Tiền Hải, Kiến Xương đã được thử nghiệm các phương pháp thăm dò điện khác nhau như đo sâu điện, đo sâu từ-telua, dòng telua với tỷ lệ 1/100.000 và 1/25.000. Hạn chế chung của các nghiên cứu này là phân bố chủ yếu ở phần trung tâm miền võng với mật độ khảo sát mang tính khu vực. Đa số tài liệu có chất lượng thấp, kết quả có độ tin cậy kém. Mặt khác do thiếu số liệu về chiều sâu của móng kết tinh nên việc giải thích tài liệu gặp khó khăn và sơ đồ dựng được có độ tin cậy không cao. Với mục đích nghiên cứu cấu trúc khu vực và tìm kiếm các cấu tạo có triển vọng dầu khí, đồng thời với các phương pháp nghiên cứu đòa vật lý nêu trên đã tiến hành thăm dò đòa chấn khúc xạ (1962-1973), phản xạ (1973-1975) và phản xạ điểm sâu chung (1975 đến nay) với các tỷ lệ khác nhau từ 1/200.000-1/25.000. Khoảng trên 9.000 km tuyến đòa chấn được thu nổ bằng các trạm máy ghi tương tự (analog) SMOV cũ của Liên Xô trước đây hoặc bằng các trạm ghi số (digital) SN338B của Pháp để nghiên cứu cấu trúc sâu với tỷ lệ 1/50.000- 1/25.000. Nói chung các khảo sát đòa chấn phản xạ mới tập trung ở khu vực trung tâm miền võng Hà Nội, trên các đơn vò cấu trúc 184 Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam như trũng Đông Quan, trũng Phượng Ngãi, dải nâng Tiền Hải, Kiến Xương. Còn các vùng rìa Đông Bắc và Tây Nam hầu như không có hoặc có rất ít tài liệu đòa chấn. Hạn chế của loạt tài liệu này là độ sâu nghiên cứu không lớn do công nghệ thu nổ và xử lý chưa cao, nên chỉ quan sát được các mặt phản xạ từ đáy Phù Cừ trở lên. Còn ở ngoài khơi, phía Bắc bể Sông Hồng trước năm 1975 hầu như không có các hoạt động nghiên cứu đòa vật lý, nhưng ở phía Nam của bể có hai mạng lưới tuyến đòa chấn khu vực khảo sát năm 1974: mạng WA74-PKB (5.328 km) khảo sát ven biển miền Trung và mạng WA74-SHV (3.373 km) khảo sát từ Đông lô 121-117 mở rộng sang phía Đông các lô 141-144 qua các đảo Hoàng Tử Anh, Hoàng Tử Em thuộc quần đảo Hoàng Sa. Những khảo sát khu vực có tính hệ thống chỉ mới được bắt đầu từ năm 1981 và triển khai tương đối mạnh trong các năm 1983-1988. Trong giai đoạn này đã thu nổ 19.024 km tuyến, trong đó 11.875 km bằng tàu Iskatel, Poisk và Malưgin (Liên Xô cũ), số còn lại do Tổng Cục Dầu Khí Việt Nam tự tổ chức thực hiện bằng tàu Bình Minh. Nhìn chung chất lượng tài liệu không cao. Về công tác khoan, từ năm 1967-1968 đã tiến hành khoan 21 lỗ khoan nông, vẽ bản đồ có chiều sâu từ 30-150m. Từ năm 1962-1974 đã tiến hành khoan 25 giếng khoan cấu tạo có chiều sâu từ 165-1.200m với tổng khối lượng khoảng trên 22.000 m khoan. Kết quả các giếng khoan và tài liệu đòa chất thu được đã bước đầu cho thấy bức tranh cấu trúc và triển vọng dầu khí của MVHN. Từ năm 1970-1985 ở MVHN đã khoan 42 giếng khoan tìm kiếm thăm dò và khai thác khí có chiểu sâu từ khoảng 600- 4.250m với tổng khối lượng khoảng trên 100 nghìn mét khoan. Trong số 11 diện tích gồm cấu tạo, bán cấu tạo khép vào đứt gãy , cấu tạo dạng mũi, đới vát nhọn đòa tầng đã khoan tìm kiếm chỉ phát hiện được một mỏ khí nhỏ TH-C vào năm 1975. Năm 1981 mỏ này được đưa vào khai thác dùng cho phát điện và công nghiệp đòa phương tỉnh Thái Bình. Do khó khăn về vốn và công nghệ bò hạn chế từ năm 1985 công tác thăm dò dầu khí tạm ngừng, hoạt động ở đây chỉ duy trì khai thác khí ở mỏ Tiền Hải C. b. Giai đoạn từ 1988 đến nay (2004) Từ khi Luật Đầu tư nước ngoài được ban hành công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí ở thềm lục đòa Việt Nam bước vào giai đoạn hoạt động mở rộng và sôi động trên toàn thềm, trong đó có bể Sông Hồng. Từ năm 1988 đến nay đã có 12 hợp đồng dầu khí được ký kết để TKTD ở bể Sông Hồng, trong đó 9 hợp đồng đã kết thúc do không có phát hiện thương mại (Total, Idemitsu, Shell, OMV, Sceptre, IPC, BP, và BHP), hiện còn 3 nhà thầu đang hoạt động là Petronas (PSC lô 102-106), Vietgasprom (JOC lô 112) và Maurel&Prom (MVHN). Sau khi ký hợp đồng các nhà thầu đã tích cực triển khai công tác khảo sát đòa chấn và khoan thăm dò. Ở miền võng Hà Nội năm 1994-1997, Công ty Anzoil đã thực hiện 3 đợt thu nổ đòa chấn 2D với khối lượng 2.214 km tuyến đòa chấn 2D, trong đó có 813 km tuyến ở vùng nước nông ven bờ. Điều đáng nhấn mạnh ở đây là, mặc dầu tài liệu mới có chất lượng tốt hơn hẳn, nhưng phần dưới mặt cắt nơi có đối tượng chứa khí Oligocen vẫn chưa được rõ ràng. Kết quả của các đợt khảo sát sau cùng đã chính xác hoá được 185 Chương 7. Bể trầm tích Sông Hồng và tài nguyên dầu khí cấu trúc, phát hiện thêm được các cấu tạo mới như B10, D14, K2 (Hình 7.2). Trên cở sở nghiên cứu các vấn đề kiến tạo, đòa tầng, trầm tích, môi trường và phân tích hệ thống dầu khí, Anzoil đã phân ra 3 đới triển vọng gắn liền với 3 loại bẫy dầu khí cần TKTD như : (1) Đới cấu tạo vòm kèm đứt gãy xoay xéo Oligocen (Oligocene Tilted Fault Blocks) chủ yếu phân bố ở trũng Đông Quan; (2) Đới các Hình 7.2. Bản đồ cấu trúc miền võng Hà Nội (theo Anzoil, 1996 & PIDC, 2004) 186 Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam cấu tạo chôn vùi (Burried Hills Trend) với đá carbonat hang hốc và nứt nẻ phân bố ở rìa Đông Bắc MVHN; (3) Đới cấu tạo nghòch đảo Miocen (Miocene Inverted zone) phân bố ở trung tâm và Đông Nam MVHN (trước đây thường được gọi là dải nâng Khoái Châu/Tiền Hải/Kiến Xương). Quan điểm thăm dò của Anzoil là: tìm khí và condensat ở đới 1&3, tìm dầu ở đới thứ 2, nhưng tập trung ưu tiên TKTD ở đới 1 & 2. Các giếng khoan đã được Anzoil tiến hành khoan từ 1996-1999 theo quan điểm đó và ở mức độ nào đó đã thành công: 7 trong số 8 giếng đã có dấu hiệu tốt đến rất tốt, có một phát hiện khí (D14-1X) và một phát hiện dầu (B10-1X). Từ năm 2002, Công ty dầu khí Maurel&Prom (Pháp) thay thế Anzoil điều hành tại MVHN, đã khoan thêm hai giếng B26-1X và B10-2X nhằm thăm dò và thẩm lượng đối tượng carbonat nhưng không thành công. Cũng trong năm 2001- 2002, PIDC đã khoan tiếp 2 giếng khoan: (1) giếng khoan trên cấu tạo Phù Cừ (PV- PC-1X) là một cấu tạo nghòch đảo ở dải nâng Khoái Châu-Tiền Hải, đạt chiều sâu 2000m, kết quả không như mong đợi; (2) giếng khoan trên cấu tạo Xuân Trường (PV-XT-1X) đạt chiều sâu 1877m, giếng khoan không gặp móng như dự kiến nhưng giếng có biểu hiện tốt về khí và condensat, mặt cắt cho thấy tại đây có đá mẹ Oligocen tốt với tổng hàm lượng carbon hữu cơ rất cao, có tiềm năng sinh dầu. Còn ở ngoài khơi (lô 101 đến 121) từ năm 1989 đến nay, công tác khảo sát đòa vật lý ở bể Sông Hồng chủ yếu do các nhà thầu nước ngoài thực hiện theo cam kết của hợp đồng dầu khí. Các nhà thầu dầu khí nước ngoài đã thu nổ 51.054 km đòa chấn 2D và 450 km 2 đòa chấn 3D. Song song với các hoạt động của các nhà thầu nước ngoài, Petrovietnam cũng đã triển khai nhiều hoạt động TKTD ở bể Sông Hồng như thực hiện khảo sát đòa vật lý không độc quyền 3.173 km tuyến khu vực với Geco-Prakla (1993), hoàn thành các nghiên cứu chung (Joint Study) với Arco (1995), Mobil (1997-1998). Các năm 1995, 1996, Công ty Thăm dò- Khai thác (PVEP) đã thu nổ 4.960 km tuyến và đã phát hiện ra 5 cấu tạo có liên quan tới diapir sét và ám tiêu san hô có triển vọng dầu khí ở lô 113. Từ năm 1998-2003 Công ty Đầu tư Phát triển Dầu khí (PIDC/PVSC) đã thu nổ 2.923 km 2D và 831 km 2 đòa chấn 3D tại lô 103 nhằm chuẩn bò cấu tạo cho chiến dòch khoan thăm dò sắp tới. Tính đến nay, ở ngoài khơi bể Sông Hồng đã thu nổ tổng cộng khoảng 86.000 km tuyến đòa chấn 2D (đạt mật độ nghiên cứu 0,70 km/km 2 ) và 1.281 km 2 đòa chấn 3D. Công tác khoan thăm dò ở ngoài khơi bể Sông Hồng chủ yếu cũng do các nhà thầu dầu khí thực hiện. Từ năm 1990 đến nay đã khoan 25 giếng, trong đó các nhà thầu khoan 24 giếng và Tổng công ty Dầu khí/PVSC (PIDC) khoan 1 giếng, bình quân 2.900 m/giếng. Giếng nông nhất là giếng 104-QV-1X trên cấu tạo Quả Vải (lô 104 của OMV) đạt 1.050 m, giếng sâu nhất là 112-BT-1RX của Shell trên cấu tạo Bạch Tró đạt 4.114 m. Bình quân có 2,1 giếng khoan trên một lô hợp đồng. Mật độ khoan là 1 giếng/6.100 km 2 . Trong số 25 giếng khoan được thi công ở bể Sông Hồng, ngoại trừ một giếng hỏng (112-BT-1X) thì 65% số các giếng đều có biểu hiện khí từ trung bình đến tốt, có 15 giếng được tiến hành thử 187 Chương 7. Bể trầm tích Sông Hồng và tài nguyên dầu khí vỉa trong đó có 6 giếng được coi là có phát hiện nhưng không thương mại (103-TH- 1X, 115-A-1X, 117-STB-1X, 118-CVX- 1X, 119-CH-1X, VGP112-BT-1X), tỷ lệ phát hiện là 25%. Đáng kể nhất là giếng 103-TH-1X thuộc lô hợp đồng của Total, đã tiến hành thử 4 khoảng, 3 khoảng cho dòng với tổng lưu lượng 5,87 triệu feet khối khí ngày (165.000 m 3 /ngày) và 123 thùng condensat/ngày (11,6m 3 /ngày). Tình hình đầu tư và kết quả hoạt động tìm kiếm thăm dò nêu trên cho thấy mức độ tài liệu và hoạt động TKTD (đòa chấn, khoan) không đồng đều giữa các lô. Vùng Đông lô 106 và lô 101 còn chưa được nghiên cứu, các lô 107-110 chủ yếu mới có tài liệu khảo sát đòa chấn khu vực, còn vùng nước nông dưới 10m nước và vùng cửa vònh, nơi có nhiều cấu tạo triển vọng nhưng vẫn chưa được khoan thăm dò, vùng Đông lô 118-119 do nước sâu trên 800 m nên còn chưa được lưu ý thích đáng. Mặc dù diện tích ngoài khơi bể Sông Hồng là khu vực rất rộng lớn, còn nhiều bí ẩn về tiềm năng dầu khí, song công tác TKTD nói chung chỉ được đẩy mạnh từ những năm 90, chưa có những bước sôi động như thềm lục đòa phía Nam. Để đẩy mạnh và nâng cao hiệu quả thăm dò ở bể Sông Hồng cần thiết phải đầu tư nghiên cứu chính xác cấu trúc đòa chất và hệ thống dầu khí, đồng thời phải nghiên cứu áp dụng các công nghệ mới (đòa chấn, khoan) phù hợp với điều kiện đòa chất phức tạp của bể Sông Hồng. 3. Các yếu tố cấu trúc và kiến tạo Bể Sông Hồng là một bể trầm tích Đệ Tam được hình thành từ một đòa hào dạng kéo tách (pull-apart) có hướng tây bắc - đông nam, được khống chế ở hai cánh bằng các đứt gãy thuận trượt bằng ngang (Hình 7.3). Sự khởi đầu hoạt động của các đứt gãy này là do va chạm của mảng Ấn Độ vào mảng Âu-Á vào thời kỳ Eocen-Oligocen sớm. Hoạt động trượt bằng trái và kéo tách chính là yếu tố đòa động lực chủ yếu tạo bể Sông Hồng. Sau quá trình nghòch đảo kiến tạo trong Miocen giữa-muộn, bể trầm tích tiếp tục trải qua quá trính sụt lún nhiệt cho đến ngày nay. Là một bể trầm tích có lòch sử phát triển đòa chất phức tạp từ Paleogen đến nay, bể Sông Hồng với nhiều pha căng giãn-nén ép, nghòch đảo kiến tạo, nâng lên-hạ xuống, bào mòn-cắt xén, uốn võng do nhiệt, kèm sự thăng giáng mực nước biển, vì thế, theo không gian và thời gian, cấu trúc đòa chất và môi trường trầm đọng không đồng nhất mà biến đổi từ Bắc vào Nam, từ đất liền ra biển, từ móng trước Đệ Tam đến trầm tích hiện đại. Cũng vì thế, bể Sông Hồng bao gồm nhiều đơn vò cấu trúc khác nhau, ẩn chứa tiềm năng dầu khí khác nhau. Hình 7.4 cho thấy có 12 đơn vò cấu trúc, lần lượt từ phần Tây-Bắc xuống phần trung tâm đến cuối phía Nam của bể Sông Hồng. Tuy nhiên, cần nhấn mạnh rằng, cách phân đới cấu trúc này không hoàn toàn nhất quán theo một quan điểm nào đó, mà chủ yếu là dựa vào hình thái cấu trúc hiện đại có xét đến tiềm năng triển vọng dầu khí liên quan. 3.1. Trũng Đông Quan Đây là phần trũng sâu trong đất liền thuộc MVHN, được giới hạn với phần rìa Đông Bắc bởi hệ đứt gãy Sông Lô về phía 188 Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam Đông Bắc và với đới nghòch đảo kiến tạo bởi đứt gãy Vónh Ninh về phía Tây, và còn kéo dài ra vùng biển nông thuộc lô 102. Đặc điểm nổi bật của của đới này là các trầm tích Miocen dày 3.000m, uốn võng nhưng ổn đònh, ít hoạt động kiến tạo, và nằm bất chỉnh hợp lên trầm tích Eocen- Oligocen, dày hơn 4.000 m, đã bò nâng lên, bào mòn-cắt xén cuối thời kỳ Oligocen. Hoạt động kiến tạo nâng lên, kèm với việc dòch chuyển trái vào thời kỳ đó đã tạo nên một mặt cắt Oligocen có nhiều khối-đứt gãy thuận-xoay xéo (normal-tilted fault block). Các khối-đứt gãy- xoay xéo này là những bẫy dầu khí quan trọng, mà một trong số đó đã được phát hiện là mỏ khí D14 (Hình 7.5). Hình 7.3. Hình thái cấu trúc Bể Sông Hồng (theo OMV, 2001) 189 Chương 7. Bể trầm tích Sông Hồng và tài nguyên dầu khí Hình 7.4. Bản đồ cấu trúc móng và các đới cấu trúc chính bể Sông Hồng (Theo N.M. Huyền, 1998, hiệu chỉnh năm 2004) [...]... carbonat - ám tiêu san hô (carbonate build198 Chương 7 Bể trầm tích Sông Hồng và tài nguyên dầu khí Hình 7.18 Cấu tạo Voi (lô 111), phụ bể Huế-Đà Nẵng Hình 7.19 Cấu tạo Kim Tước (lô 114), nghòch đảo trong Miocen sớm, phụ bể Huế - Đà Nẵng (theo Shell,1990) 199 Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam Hình 7.20 Cấu tạo Bạch Tró, móng đá vôi Devon, lô 112, phụ bể Huế - Đà Nẵng (theo PIDC,1998) Hình 7.21... Cá Đao, Cá Ngựa (Hình 7.25) Năm Đòa tầng của bể Sông Hồng tương đối 1996, Công ty BP đã bổ sung vào đây mạng phức tạp bao gồm móng trước Đệ Tam, lưới đòa chấn đủ dày, phát hiện được nhiều trầm tích Paleogen, trầm tích Neogen và 203 Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam Hình 7.26 Cột đòa tầng khái quát từ Bắc vào Nam Bể Sông Hồng ( N.M.Huyền 1998, hiệu chỉnh & bổ sung năm 2004) trầm tích Pliocen -... bột và cát Càng gần bờ, MMcfd (1 65.000 m3/ngày) và gần 125 barel trầm tích thô dần và có mặt các đá phun condensat/ngày (9 ,9 m3/ngày) Trữ lượng trào Môi trường trầm tích là biển từ nông khí tại chỗ bước đầu tính được khoảng 247 đến sâu Bcf (7 tỷ m3) 209 Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam Năm 1996 Công ty Anzoil đã phát hiện đến 48,5 tỷ m3 khí, trung bình là 133 Bcf khí trên cấu tạo Sông Trà Lý (D14-STL)... đó hoặc thiếu trầm tích của lớp phủ chắn thì cấu tạo đó rất khó lưu giữ dầu, mà chỉ có thể là một tích tụ khí và Hình 7.34 Quan hệ chỉ số HI và Tmax trong trầm tích chứa than và đá phiến dầu ở Đồng Ho và Bạch Long Vó (theo Petersen H.I và nnk, 2000) condensat • Các cấu tạo phát triển muộn trong Miocen- Pliocen chỉ có thể đón nhận và thu được trong các giếng 118-CVX-1X và tích tụ khí, trường hợp thuận... carbonat dày đến vài Hương (Miocen dưới), Tri Tôn (Miocen trăm mét, ở phía dưới là dolomit, trong khi giữa) và Quảng Ngãi (Miocen trên) phần trên là đá vôi Trên thềm đá vôi này Trầm tích Miocen dưới phát triển khá rộng rãi các ám tiêu sinh vật, Trầm tích Miocen dưới (hệ tầng Phong là đối tượng chứa có chất lượng rất tốt đã 206 Chương 7 Bể trầm tích Sông Hồng và tài nguyên dầu khí gặp ở nhiều giếng khoan... và tài nguyên dầu khí Việt Nam Hình 7.28 Đòa tầng phía Nam Bể Sông Hồng (PIDC, 2004) biển tăng theo hướng tiến ra vònh Bắc Bộ Môi trường chủ yếu là biển ven bờ, biển nông xen châu thổ Một điểm đáng chú ý là tại Trũng Trung Tâm bể Sông Hồng, phần trên (hoặc hầu hết) của mặt cắt Miocen trên đều là môi trường nước nông đến sâu 208 Chương 7 Bể trầm tích Sông Hồng và tài nguyên dầu khí 5 Các tích tụ hydrocarbon...Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam Hình 7.5 Mỏ khí Tiền Hải-C trong đới nghòch đảo kiến tạo Miocen (A) và mỏ khí D14 ở đới trũng Đông Quan với khối-đứt gãy- xoay xéo trong Oligocen (B) (theo Anzoil, 1996) 3.2 Đới nghòch đảo Miocen Tây Bắc bể thống đứt gãy Sông Hồng vào thời kỳ cuối Sông Hồng Miocen Vì vậy, mặt cắt trầm tích Miocen bò nén ép, nâng lên, bò bào mòn... Hồng, từ Về phía Nam bể Sông Hồng (hình 7.28), lô 117-121, trầm tích Miocen càng có đặc trầm tích Oligocen (hệ tầng Bạch Tró), chủ điểm khác hẳn so với vùng Tây - Bắc của yếu được thành tạo trong các trũng sâu của bể Trầm tích Miocen dưới (hệ tầng Sông khu vực Thành phần chủ yếu bột kết xen Hương) có thành phần thạch học chủ yếu các lớp sét kết và cát kết hạt nhỏ đến vừa là trầm tích hạt mòn lắng đọng... cát Trầm tích Miocen trên kết, ở phần trên thường là cát kết hạt thô Trầm tích Miocen trên (hệ tầng Tiên và sạn sỏi kết, sét kết, bột kết, xen các vỉa Hưng) có mặt trong hầu hết các giếng than Mức độ chứa than giảm đi rõ rệt do khoan ở miền võng Hà Nội và ngoài khơi trầm tích tam giác châu ngập nước, với tính Hình 7.27 Cột đòa tầng MVHN và phần Tây-Bắc Bể Sông Hồng (PIDC, năm 2004) 207 Đòa chất và tài... theo đường (Thanh-Nghe Monocline) bờ về phía Nam tới thềm Phan Rang phía Thềm đơn nghiêng Thanh Nghệ chạy Tây bể Phú Khánh Móng trước Đệ Tam dọc theo đường bờ từ rìa Tây-Nam MVHN của thềm được đặc trưng bởi trầm tích phân 194 Chương 7 Bể trầm tích Sông Hồng và tài nguyên dầu khí Hình 7.11 Cấu tạo B10 nơi phát hiện dầu trong móng Carbonat Permi nứt nẻ (Anzoil, 1996) Móng Carbonat Mz Trầm tích Eocen? . Dong Fang và Ledong của Trung Quốc và các quạt cát dạng turbidit ở phía Đông các lô 110 , 111 , 112 và 113 , 115 (hình 7.9). Hình 7.6. Phát hiện khí và condensat trong cát kết Miocen tại giếng khoan. nhỏ trên đới nâng Đông Sơn (khu vực 108, 109, 110 , hình 7.7) và các cấu tạo khép kín bốn chiều phát triển trên các diapir sét (lô 110 , 111 , 113 , hình 7.8) như các phát hiện ở Dong Fang và. có 6 giếng được coi là có phát hiện nhưng không thương mại (103-TH- 1X, 115 -A-1X, 117 -STB-1X, 118 -CVX- 1X, 119 -CH-1X, VGP112-BT-1X), tỷ lệ phát hiện là 25%. Đáng kể nhất là giếng 103-TH-1X thuộc