Địa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam - Chương 14 ppt

Chöông Beå traàm tích Hoaøng Sa vaø taøi nguyeân daàu khí 14 441 Chương 14. Bể trầm tích Hoàng Sa và tài nguyên dầu khí Bể Hoàng Sa nằm trong khoảng từ 15 o đến 17 o vó Bắc; 109 o 30’ đến 114 o kinh Đông. Bể Hoàng Sa nằm gần trung tâm Biển Đông giữa Việt Nam (Đà Nẵng) và quần đảo Phillipin (Đảo Lucon), chiếm diện tích khoảng trên 50.000 km 2 ( Hình 5.1, Chương 5) 2. Lòch sử nghiên cứu tìm kiếm thăm dò dầu khí Công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí bể Hoàng Sa bắt đầu tiến hành từ năm 1972. Công ty Western Geophysical đã tiến hành khảo sát đòa chấn 2D khu vực miền Trung và quần đảo Hoàng Sa mạng lưới 31x50, 50x50 km với tổng số gần 5.000km tuyến. Từ năm 1972 đến nay chưa tiến hành công tác thực đòa tìm kiếm thăm dò dầu khí khu vực này. Năm 1996-1997, Nguyễn Quý Hùng và nhóm tác giả Viện Dầu khí đã tiến hành minh giải toàn bộ khối lượng đòa chấn 2D nêu trên, đồng thời tiến hành tổng hợp tất cả các kết quả tìm kiếm thăm dò của khu vực miền Trung gồm tài liệu đòa vật lý (đòa chấn, đòa vật lý giếng khoan) và tài liệu đòa chất (kết quả khoan, cổ sinh, trầm tích, đòa hóa) và hoàn thành báo cáo nghiên cứu “Minh giải tài liệu đòa vật lý khu vực nhằm nghiên cứu cấu trúc đòa chất và đánh giá tiềm năng dầu khí khu vực quần đảo Hoàng Sa và vùng biển miền Trung”. Năm 2001-2004, Nguyễn Huy Quý (chủ biên) và nnk đã hoàn thành báo cáo tổng kết đề tài KC-09-06 “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”, trong đó đã minh giải lại số tài liệu đòa chấn nói trên đánh giá tổng hợp tiềm năng dầu khí của khu vực. 3. Đặc điểm cấu kiến tạo 3.1. Đặc điểm kiến tạo Khu vực miền Trung và bể trầm tích Hoàng Sa được khống chế bởi 3 hệ thống đứt gãy chính: hệ đứt gãy hướng bắc tây bắc – nam đông nam, hệ đứt gãy á kinh tuyến, hệ đứt gãy đông bắc – tây nam. a. Hệ đứt gãy Bắc Tây Bắc - Nam Đông Nam Đây là hệ đứt gãy lớn, có thể là sự kéo dài của hệ thống đứt gãy Sông Hồng (?) chuyển hướng từ TB - ĐN sang BTB - NĐN. Chúng tạo thành ranh giới phía Tây của Bể Hoàng Sa. Trong khu vực nghiên cứu, các đứt gãy này là các đứt gãy thuận, góc cắm từ 50 o - 60 o , biên độ dòch chuyển tầng móng từ 300 - 400 m, tầng nóc Oligocen khoảng 1. Mở đầu 442 Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam 60-200 m. Các đứt gãy này hoạt động mạnh trong thời kỳ tạo rift và phần lớn ngừng vào cuối tạo rift (Hình 14.1, 14.2, 14.3, 14.7). b. Hệ đứt gãy Đông Bắc-Tây Nam Là hệ thống đứt gãy khá phổ biến trong khu vực, phân bố chủ yếu phía Đông Hoàng Sa. Các đứt gãy này khống chế các đòa hào, đòa lũy phát triển ở khu vực này. c. Hệ đứt gãy á kinh tuyến Các đứt gãy này có dạng hơi cong, phần lồi hướng về phía Đông. Chúng khống chế ranh giới trũng Trung tâm và phân chia khu vực Hoàng Sa thành 3 đới (Hình 14.6). 3.2. Đặc điểm cấu tạo Bể trầm tích Hoàng Sa có ranh giới phía Bắc là bể Nam Hải Nam, phía Tây Nam là đới nâng Tri Tôn, phía Nam và phía Đông chưa rõ do không có tài liệu nghiên cứu. Cấu trúc đòa chất khu vực khá phức tạp, phần móng bò các đứt gãy chia cắt tạo thành các đòa hình cao thấp khác nhau, phát triển các đòa hào, bán đòa hào, đòa luỹ và được khống chế bởi các hệ thống đứt gãy nói trên. Có thể chia khu vực thành 3 đới Hình 14.1. Bản đồ cấu trúc tầng móng bể trầm tích Hoàng Sa (theo Nguyễn Huy Quý, 2005) Hình 14.2. Bản đồ đẳng sâu nóc Oligocen bể trầm tích Hoàng Sa (theo Nguyễn Huy Quý, 2005) 443 Chương 14. Bể trầm tích Hoàng Sa và tài nguyên dầu khí chính (Hình 14.6): • Đới Tây Hoàng Sa: có đặc trưng phần móng bò chia cắt, phân dò mạnh bởi hệ thống đứt gãy ĐB- TN; trầm tích Đệ Tam phủ trực tiếp lên móng, các cấu tạo chủ yếu có dạng vòm, vòm khép kín đứt gãy, hoặc vòm – khối được hình thành do kế thừa đòa hình cổ. Phía Tây Nam khu vực này là đới nâng Tây Hoàng Sa, được giới hạn bởi 2 đứt gãy lớn phương ĐB-TN, thể hiện rõ trên tất cả các bản đồ đẳng sâu. Đới nâng này có lẽ đã nâng mạnh vào cuối Miocen gây nên sự vắng trầm tích Miocen trên (Hình 14.2, 14.3, 14.4, 14.5) • Đới trũng Trung tâm Hoàng Sa: giới hạn bởi các đứt gãy á kinh tuyến, ít bò các đứt gãy khác phân cắt. Độ sâu cực đại đến móng trước Đệ Tam ở Trung tâm trũng đạt gần 5.000m. Tồn tại một số nếp lồi kế thừa trên khối nhô móng. • Đới Đông Hoàng Sa: ở khu vực này hệ đứt gãy ĐB-TN phát triển mạnh, phân cắt móng tạo thành các đòa hào và đòa Hình 14.3. Bản đồ đẳng sâu nóc Miocen dưới bể trầm tích Hoàng Sa (theo Nguyễn Huy Quý, 2005) Hình 14.4. Bản đồ đẳng sâu nóc Miocen giữa bể trầm tích Hoàng Sa (theo Nguyễn Huy Quý, 2005) 444 Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam lũy. Phía Tây Nam khu vực có lẽ tồn tại một trũng (Trũng Đông Hoàng Sa) mà giới hạn của tài liệu đòa chấn chưa cho phép khoanh đònh ranh giới của trũng này. 3.3. Lòch sử phát triển đòa chất Do tác động của sự va chạm giữa mảng Ấn-Úc, mảng Âu-Á và mảng Thái Bình Dương mà dọc theo hệ thống đứt gãy chính Sông Hồng, Maeping (Sông Hậu), Three Pagodas và Summatra tạo thành các bể gắn liền với lòch sử tách giãn, sụt lún, hình thành và mở rộng biển Đông. Các bể trầm tích Đệ Tam khu vực Đông Nam Á được hình thành liên quan với chuyển động của các hệ thống đứt gãy trượt bằng có hướng TB-ĐN và ĐB-TN. Tương tự như nhóm bể Trường Sa, bể Hoàng Sa được hình thành trên rìa thụ động của đới phân ly thuộc cánh Tây Bắc của giãn đáy Biển Đông. Chúng đều có giai đoạn tạo rift cùng với giãn đáy Biển Đông và có cấu trúc dạng bán đòa hào, đòa hào, Hình 14.5. Bản đồ đẳng sâu nóc Miocen trên bể trầm tích Hoàng Sa (theo Nguyễn Huy Quý, 2005) Hình 14.6. Các đới cấu trúc và phân bố các cấu tạo triển vọng bể trầm tích Hoàng Sa (tên các cấu tạo triển vọng theo Nguyễn Quý Hùng, 1996) 445 Chương 14. Bể trầm tích Hoàng Sa và tài nguyên dầu khí được phủ bởi trầm tích tướng lục đòa và trên chúng là các trầm tích tướng biển sâu từ Miocen đến nay. Lòch sử phát triển của bể Hoàng Sa được khái quát qua hai giai đoạn như sau: a. Giai đoạn đồng tạo rift Quá trình tách giãn hình thành bể trầm tích Hoàng Sa xảy ra từ giữa Eocen muộn – Oligocen muộn. Trầm tích ban đầu lắng đọng trong các đòa hào và bán đòa hào tướng bồi tích và sông ngòi. Tướng đầm hồ giới hạn trong các trũng sâu biệt lập. Các trũng đòa phương biệt lập dần dần thông nhau, mở rộng hơn do quá trình tiếp tục tách giãn và dòch chuyển về phía Đông Bắc. Cuối Oligocen muộn, các vận động nâng lên đã tạo điều kiện cho các hoạt động bóc mòn, tạo bất chỉnh hợp khu vực chính, kết thúc pha tạo rift. Chiều dày trầm tích tập đồng tách giãn ở trung tâm bể Hoàng Sa thay đổi từ 500-3.000 m. b. Giai đoạn sau tạo rift Đầu Miocen sớm – Miocen giữa: các đứt gãy đồng trầm tích tái hoạt động, quá trình lún chìm, mở rộng bể xảy ra. Nguồn trầm tích chính sau tách giãn bắt gặp sớm nhất được cung cấp từ lục đòa đổ vào chủ yếu đòa hào Quảng Ngãi và các đòa hào và bán đòa hào bể Hoàng Sa. Trong Miocen sớm: sự thay đổi mực nước biển (biển tiến) làm mở rộng đòa hào Quảng Ngãi, trũng Trung Tâm, các đòa hào và bán đòa hào bể Hoàng Sa, đồng thời làm ngập chìm đới nâng Tri Tôn. Các đòa hào và bán đòa hào tiếp nhận nguồn vật liệu vụn thô từ lục đòa đổ xuống. Bể Hoàng Sa lúc này nằm trong vùng biển nông đến sâu, lượng trầm tich vụn thô lắng đọng thấp. Trầm tích carbornat phát triển trên đới nâng Tri Tôn và trên đỉnh các khối đứt gãy ở bể Hoàng Sa. Miocen trên – Pliocen: giai đoạn sụt lún, mở rộng bể nhanh, khối lượng trầm Hình 14.7. Mặt cắt đòa chấn AW-3 ngang qua toàn bộ bể Hoàng Sa (phương án minh giải theo VPI, 2004) 446 Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam tích đổ vào các đòa hào tăng lên. Trong bể Hoàng Sa trầm tích carbonat vẫn phát triển mạnh. Pliocen – Pleistocen: giai đoạn uốn võng, sụt lún nhanh và phát triển thềm hiện đại, nhưng do nguồn vật liệu cung cấp không đủ, do vậy bể Hoàng Sa có trầm tích Pliocen-Đệ Tứ rất mỏng. Vào Pleistocen xuất hiện hoạt động phun trào thành phần mafic (có kèm theo đá siêu mafic). 4. Đòa tầng và Môi Trường Trầm tích 4.1. Đặc điểm đòa tầng – trầm tích Móng trước Đệ Tam Hutchinson (1989) cho rằng móng của khu vực này là thành tạo tiền Cambri tương tự như thấy lộ ra ở đảo Hải Nam. Nhưng tại giếng khoan ở khu vực quần đảo Hoàng Sa (Pigott, 1994) đã xác đònh được tuổi tuyệt đối của các thành tạo này là 627 triệu năm. Bên cạnh đó, từ các kết quả khoan giếng 115A-1X, 121CM-1X cho phép dự đoán đá móng bể trầm tích Hoàng Sa gồm đá trầm tích bò biến chất, xâm nhập và phun trào tuổi Proterozoi, Paleozoi, Mesozoi, liên quan nhiều đến nhân lục đòa của Bắc Đông Dương hơn là với Nam Trung Quốc. Paleogen (Eocen- Oligocen) Trên cơ sở phân tích tài liệu đòa chấn và kết quả các giếng khoan lân cận, có thể dự báo các thành tạo này bao gồm cát kết xen kẽ với bột kết, sét kết và các vỉa than. Chiều dày khoảng 1.500 m, môi trường trầm tích chủ yếu lục đòa, sông, biển ven bờ và biển nông. Sét kết, bột kết, than xen kẽ các lớp cát kết và than. Các lớp than có chiều dày khoảng từ 1-2m. Môi trường trầm tích đầm hồ, ven bờ. Hình 14.8. Mặt cắt đòa chấn tuyến AW-3 qua cấu tạo 142C (theo Nguyễn Quý Hùng, 1996) Chỉ dẫn Nóc Miocen giữa Nóc Miocen dưới Nóc Oligocen Nóc Móng Đá chứa vụn (clastic) Oligocen, Miocen Chỉ dẫn Nóc Miocen giữa Nóc Miocen dưới Nóc Oligocen Nóc Móng Chỉ dẫn Nóc Miocen giữa Nóc Miocen dưới Nóc Oligocen Nóc Móng Đá chứa vụn (clastic) Oligocen, Miocen 447 Chương 14. Bể trầm tích Hoàng Sa và tài nguyên dầu khí Neogen (Miocen dưới - giữa) Có thể dự báo các thành tạo này bao gồm trầm tích vụn thô cát bột sét xen kẽ và đá carbonat. Đá carbonat gồm đá bùn (mudstone), đá wack (wackstone), đá pack (packstone) và đá kết hạt (grainstone). Phần dưới lát cắt chuyển dần thành dolomit. Cát kết xen bột, sét và rất ít lớp mỏng carbonat. Chiều dày khoảng 700– 900m, môi trường trầm tích biển nông. Neogen (Miocen trên) Chủ yếu gồm sét kết xen kẹp lớp mỏng cát kết, bột kết. Đá vôi gồm đá bùn, đá pack và đá kết hạt, chiều dày khoảng 700 m, môi trường trầm tích biển nông. Pliocen – Pleistocen Gồm sét kết chứa vôi, xen bột, bột kết và cát, cát kết với chiều dày dự kiến 600 - 1.000m. Môi trường trầm tích biển nông, biển sâu. 4.2. Vài nét về cổ đòa lý – tướng đá Trên cơ sở phân tích đòa chấn-đòa tầng tài liệu đòa chấn có thể dự báo trầm tích Oligocen tướng nón phóng vật (fan), sông, delta, đầm hồ ở phía dưới, chuyển tiếp tướng biển ven bờ, biển nông ở phía trên có nguồn gốc lục nguyên vận chuyển từ các vùng đòa hình cao hơn nằm ở phía Tây-Tây Bắc khu vực Hoàng Sa đổ vào các đòa hào, bán đòa hào. Từ Miocen sớm đến cuối Miocen giữa môi trường trầm tích chủ yếu là ven biển, biển nông đến biển thẳm. Vùng không xa bờ trầm tích ven biển xen trầm tích lục nguyên. Vùng xa bờ môi trường trầm tích biển thẳm gồm sét là chủ yếu. Hình 14.9. Mặt cắt đòa chấn tuyến AW-3 qua cấu tạo 142A (theo Nguyễn Quý Hùng, 1996) Chỉ dẫn Nóc Miocen giữa Nóc Miocen dưới Nóc Oligocen Nóc Móng Đá chứa carbonat Chỉ dẫn Nóc Miocen giữa Nóc Miocen dưới Nóc Oligocen Nóc Móng Chỉ dẫn Nóc Miocen giữa Nóc Miocen dưới Nóc Oligocen Nóc Móng Đá chứa carbonat 448 Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam 5. Hệ thống dầu khí 5.1. Đặc trưng tầng đá mẹ Tiềm năng đá mẹ và khả năng di cư Bể trầm tích Hoàng Sa chưa có tài liệu giếng khoan, những nhận đònh về đòa hoá dựa trên tài liệu đòa chấn và kết quả nghiên cứu đòa hoá khu vực miền Trung. Nhìn chung có thể tồn tại hai tập trầm tích có tuổi Oligocen và Miocen sớm đạt tiêu chuẩn đá mẹ về tiềm năng hữu cơ và độ trưởng thành. Ở khu vực miền Trung phía Tây bể Hoàng Sa vật chất hữu cơ trong trầm tích tuổi Oligocen thuộc loại II và III. Hàm lượng TOC khá cao (>1%wt). Trong đó 60% số mẫu có TOC=3-5%wt; 90% số mẫu có giá trò S2>10mg/g. Trầm tích Oligocen đạt tiêu chuẩn đá sinh dầu tốt. Trầm tích Miocen dưới với giá trò HI trong các mẫu cao (200 - 647 mgHC/gTOC); mẫu dầu có liên quan tới sét than với giá trò Pr/Q = 4,8- 7,7. Vật chất hữu cơ trong trầm tích Miocen sớm thuộc loại III, chủ yếu có tiềm năng sinh khí. Một số giếng khoan qua mặt cắt Miocen khu vực miền Trung đã phát hiện có mặt HC di cư (qua PI, HC tự do, S1 cao). Lượng bitum và HC trong bitum khá lớn, phân bố n-alkane C15+ thể hiện tính trưởng thành cao. Như vậy, có thể dầu khí từ hai tầng sét sinh dầu trong Oligocen và Miocen dưới đã di cư và nạp vào các bẫy có tầng chứa cát kết có tuổi từ Oligocen đến Miocen giữa. 5.2. Đặc trưng các tầng chứa Trong khu vực nghiên cứu bể trầm tích Hoàng Sa dự kiến chủ yếu tồn tại ba loại đá chứa sau: Hình 14.10. Mặt cắt đòa chấn tuyến AW-3 qua cấu tạo 142B (theo Nguyễn Quý Hùng, 1996) Chỉ dẫn Nóc Miocen giữa Nóc Miocen dưới Nóc Oligocen Nóc Móng Đá chứa vụn (clastic) Oligocen, Miocen Chỉ dẫn Nóc Miocen giữa Nóc Miocen dưới Nóc Oligocen Nóc Móng Chỉ dẫn Nóc Miocen giữa Nóc Miocen dưới Nóc Oligocen Nóc Móng Đá chứa vụn (clastic) Oligocen, Miocen 449 Chương 14. Bể trầm tích Hoàng Sa và tài nguyên dầu khí a. Móng phong hoá nứt nẻ trước Kainozoi Như đã nêu, đá móng Bể trầm tích Hoàng Sa có thể gồm đá trầm tích bò biến chất, granit, granodiorit, ryolit tuổi Proterozoi, Paleozoi, Mesozoi. Các thành tạo này có thể bò nứt nẻ, phong hoá do các quá trình vận động kiến tạo trong vùng và do đó có khả năng là đối tượng chứa. b. Đá chứa cát kết tuổi Oligocen và Miocen Đá chứa cát kết Oligocen Đá chứa cát kết Oligocen thành tạo trong môi trường lục đòa, sông, biển ven bờ và biển nông nên thường có dạng doi cát, kênh. Dựa vào kết quả các giếng khoan lân cận chúng có thể có độ rỗng thay đổi dao động trong khoảng 6- 25 %, trung bình là 15 %. Đá chứa cát kết Miocen sớm-giữa Môi trường trầm tích biển nông cho phép dự báo cát kết Miocen sớm-giữa có độ lựa chọn trung bình, gắn kết tương đối tốt, độ rỗng trung bình có thể đạt 16% dựa trên kết quả khoan vùng lân cận. c. Đá chứa carbonat Trong khu vực nghiên cứu, quan sát trên các lát cắt đòa chấn có thể thấy đá chứa carbonat tuổi Miocen sớm– giữa phát triển trên các đới nâng cao, thuộc loại thềm và ám tiêu san hô. Chiều dày carbonat tăng dần từ Bắc xuống Nam (khoảng 250 – 750 m) và từ Tây sang Đông (khoảng 200 – 700 m). Độ rỗng trung bình 12-30%. 5.3. Đặc trưng các tầng chắn Tập sét biển sâu tuổi Miocen giữa là tầng chắn khu vực với đặc trưng trong suốt của phản xạ đòa chấn. Tập sét trong trầm tích Oligocen là tầng chắn đòa phương cho các tầng chứa cát kết Oligocen. 5.4. Các play hydrocarbon và các dạng bẫy Tương tự như các bể khác, trong khu vực bể Hoàng Sa tồn tại 3 loại play sau: a. Play móng phong hoá nứt nẻ (Play 1) Như đã trình bày, dự báo đây là đối tượng chứa tốt tại các khối móng nhô cao của bể trầm tích Hoàng Sa. Loại bẫy này khá phổ biến trong phạm vò khu vực nghiên cứu (Hình 14.8, 14.9, 14.10). b. Play cát kết Oligocen-Miocen (Play 2,3) Đá chứa là các cát kết trong trầm tích đồng tách giãn và sau tách giãn. Trong trầm tích tách giãn: các loại bẫy chủ yếu là cấu tạo vòm, bán vòm, lớp phủ kế thừa trên móng nâng cao, nón phóng vật. Trong trầm tích sau tách giãn: các dạng bẫy chủ yếu gồm lớp phủ kế thừa móng nâng cao (Hình 14.8, 14.10), có thể tồn tại các thân cát và nón phóng vật biển (submarine fan) c. Play carbonat (Play 4) Các cấu tạo dạng thềm, ám tiêu trong Miocen sớm– giữa. Các kiểu bẫy: trong bể trầm tích Hoàng Sa tồn tại hai loại bẫy chính: cấu tạo vòm, bẫy khép kín bên cánh sụt của đứt gãy thuận. Bẫy cấu tạo vòm: đa số khép kín tầng móng, nóc Oligocen, nóc Miocen sớm như các cấu tạo 141A, 141B, 141C, 141D, 141E, [...]...Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam 7 Kết luận 142 A, 142 B, 142 C, 168B (Hình 14. 1, 14. 2, 14. 3, 14. 4, 14. 5, 14. 6) Qua sơ bộ nghiên cứu cấu trúc đòa chất bể trầm tích Hoàng Sa cho phép dự báo có mặt hai tầng sinh trong trầm tích Oligocen và Miocen sớm môi trường trầm tích đầm hồ và biển nông Các cấu tạo thuộc đối tượng đá vụn (clastic) và carbonat nằm ở vò trí có độ sâu... không bò hạn chế 6 Dự báo tiềm năng dầu khí Mặc dù hệ thống dầu khí bể Hoàng Sa còn chưa rõ, nhưng do vò trí bể nằm sát ngay phía Đông bể Sông Hồng, nơi đã có nhiều phát hiện khí ở đới nâng Tri Tôn, và sát ngay phía Đông-Đông Nam bể Nam Hải Nam, nơi đã phát hiện và đang khai thác khí, nên bể Hoàng Sa được đánh giá có triển vọng về dầu khí, chủ yếu là khí Tiềm năng khí tại chỗ dự báo khoảng 12 TCF (340... biển 450 Chương 14 Bể trầm tích Hoàng Sa và tài nguyên dầu khí Tài liệu tham khảo 1 BP, 1992 Field report geochemical coring survey – Danang PSC offshore Vietnam 10 Lê Văn Trương, Nguyễn Tiến Long Đặc điểm phân bố, đặc trưng chứa và khả năng tích tụ dầu khí của các thành tạo carbonat phần thềm lục đòa miền Trung Việt Nam 2 BP, 1992 Reservoir quality evaluation of the Danang Limestone well 118CVX-1X offshore... Vietnam 11 Liang Dehua and Liu Zonghui, 1990 The genessis of the south china sea and its hydrocarbon – bearing basin 3 Brow J, Fisher W L Seismic stratigraphy interpretation and petroleum exploration 12 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 KC0 9-0 6 Lưu trữ Viện Dầu khí. .. trình thành tạo, đặc điểm phân bố các dạng bãy phi cấu tạo và khả năng tàng trữ dầu khí của chúng ở các bể trầm tích Kainozoi TLĐ (KT 0116) 8 Lê Đình Thám, Nguyễn Quang Bô, 1992 Tổng hợp, đánh giá cấu trúc và triển vọng dầu khí các lô hợp đồng ở Nam vònh Bắc bộ 9 Lê Văn Trương, 1995 Cấu trúc đòa chất và tiềm năng dầu khí bể Sông Hồng (KT 0 1-1 5) 451 ... of offshore Danang, Central Vietnam 13 Nguyễn Quý Hùng, 1996 Minh giải tài liệu đòa vật lý khu vực nhằm nghiên cứu cấu trúc đòa chất và đánh giá triển vọng dầu khí khu vực quần đảo Hoàng Sa và vùng biển miền Trung 6 Đỗ Văn Lưu, 1994 Đánh giá tiềm năng dầu khí bể trầm tích Huế – Quảng Đà 7 Lê Đình Thám, Nguyễn Mạnh Huyền Báo cáo tổng kết tìm kiếm thăm dò lô 120, 121 14 Trương Minh, Nguyễn Quý Hùng, . tạo 141 A, 141 B, 141 C, 141 D, 141 E, 450 Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam 142 A, 142 B, 142 C, 168B (Hình 14. 1, 14. 2, 14. 3, 14. 4, 14. 5, 14. 6). 6. Dự báo tiềm năng dầu khí Mặc dù hệ thống dầu. chứa carbonat 448 Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam 5. Hệ thống dầu khí 5.1. Đặc trưng tầng đá mẹ Tiềm năng đá mẹ và khả năng di cư Bể trầm tích Hoàng Sa chưa có tài liệu giếng khoan,. móng từ 300 - 400 m, tầng nóc Oligocen khoảng 1. Mở đầu 442 Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam 6 0-2 00 m. Các đứt gãy này hoạt động mạnh trong thời kỳ tạo rift và phần lớn ngừng vào cuối