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 các đòa hình: thềm lục đòa, sườn lục đòa và chân lục đòa với các hố sụt và khối nâng đòa phương, mực nước biển sâu từ 0-3.000m. Các đơn vò đòa chất ở đây nằm trên phần vỏ lục đòa và vỏ chuyển tiếp giữa lục đòa và đại dương, cũng có thể có một phần nằm trên vỏ á đại dương ở phía Đông (?). Thềm lục đòa rất hẹp, mực nước sâu từ 0-200m, nằm trên móng granit phân dò, nơi móng nhô cao tạo thành các dải nâng ngầm và nơi sụt lún tạo thành các trũng tích tụ nhỏ. Do hoạt động của các hệ thống đứt gãy, móng của thềm bò trượt theo khối, tạo ra dạng đòa hình bậc thang, sâu dần về phía Biển Đông. Sườn lục đòa kế tiếp thềm Đà Nẵng, Phan Rang là một vùng có độ sâu nước biển từ 150 đến 3.000m, độ dốc từ vài độ đến vài chục độ, bề rộng từ 20km- 200km. Mức độ phân cắt sườn lục đòa cao hơn nhiều so với phần thềm, với nhiều dẫy núi ngầm và rạch ngầm (canyon). Ở phần phía Bắc, tương ứng với Quảng Nam đến Bình Đònh và phần phía Nam tương ứng với Bình Thuận-Ninh Thuận, sườn lục đòa tương đối rộng, ngược lại ở vùng giữa, tương ứng với Nam Bình Đònh đến Khánh Hòa, sườn lục đòa rất hẹp, có nơi chỉ còn 18km, tạo thành một hình móng ngựa, đánh dấu vùng biển tách giãn lấn sâu nhất vào gần đòa khối Kon Tum. Các đồng bằng biển 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. Năm 1944 các nhà đòa chất Pháp đã khoan tìm kiếm ở đây nhưng không còn tài liệu để lại. Từ 1944-1964, Saurin cũng đã nghiên cứu điểm lộ dầu ở Đầm Thò Nại và kết luận rằng nguồn dầu không phải từ Neogen mà có lẽ từ các lớp Sapropel giàu tảo (algae) ở vònh Qui Nhơn cung cấp [27,28]. Từ sau năm 1960 nhiều cuộc khảo sát của các nhà đòa chất-đòa vật lý Pháp, Mỹ, Đức, Nhật, Trung Quốc đã được tiến hành trong các chương trình nghiên cứu biển Đông. Từ sau năm 1970, các công ty dầu khí nước ngoài đã tiến hành các nghiên cứu đòa chất-đòa vật lý với mục đích tìm kiếm dầu khí sơ bộ dưới sự quản lý của chính quyền Sài Gòn cũ và từ 1979 đến nay các hoạt động nghiên cứu càng được tăng cường dưới sự quản lý của Tổng cục Dầu mỏ và Khí đốt Việt Nam và sau này là Tổng công ty Dầu khí Việt Nam. Cho đến nay, ở vùng biển miền Trung thuộc khu vực bể Phú Khánh đã có nhiều khảo sát đòa vật lý như GSI (Mỹ,1974), Malưgin (Liên Xô, 1984), GECO-PRAKLA (1993), NOPEC (1993) với khối lượng khảo sát khoảng 17.000 Km tuyến đòa vật lý. Các nghiên cứu trên phần đất liền được nhiều nhà đòa chất tiến hành từ 1977 đến nay. Lê Như Lai, Nguyễn Quang Hinh (1977); Phan Huy Quynh (1980); Sladen, Nguyễn Quang Bô (1991); Trần Tónh (1988- 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. Các kết quả nghiên cứu trên đây, được công bố trong các báo cáo tổng hợp hoặc chuyên đề, lưu trữ tại Trung tâm Thông tin Tư liệu Dầu khí và Viện Dầu khí, thuộc Tổng công ty Dầu khí Việt Nam, và Viện Thông tin Lưu trữ Bảo tàng Đòa chất, thuộc 239 Chương 8. Bể Phú Khánh và tài nguyên dầu khí Cục Đòa chất và Khoáng sản Việt Nam, cũng như đã công bố trên các Hội nghò, tạp chí trong và ngoài nước, được liệt kê trong phần tài liệu tham khảo, là những nguồn tài liệu chính để tham khảo viết chương này. Điểm nổi bật cần lưu ý là tất cả những điều trình bày ở chương này đều dựa trên kết quả giải thích đòa chất các tài liệu đòa vật lý là chủ yếu vì trong khu vực này chưa có công trình khoan. Các giếng khoan dùng để liên kết với tài liệu đòa vật lý đều nằm ở các bể trầm tích kế cận (Sông Hồng, Cửu Long, Nam Côn Sơn), vừa xa, vừa có cấu trúc đòa chất khác biệt, lại bò phân cắt bởi các hệ thống đứt gãy, các đới nâng phức tạp nên độ chính xác còn chứa nhiều hạn chế. 3. Đặc điểm cấu kiến tạo 3.1. Các yếu tố cấu trúc chính Trên cơ sở bản đồ cấu trúc móng trước Đệ Tam có thể phân chia bể Phú Khánh và vùng lân cận thành một số yếu tố cấu trúc 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 triển các trầm tích carbonat trong Miocen. Đới nâng Tri Tôn nằm phía Đông đòa hào Quảng Ngãi, Bắc đới đứt gãy Đà Nẵng và trũng sâu Phú Khánh. Đới nâng này còn có tác giả gọi là đới nâng Quy Nhơn [23]. Qua tài liệu đòa chấn có thể thấy vào Tròng s©u Phó Kh¸nh § í i c ¾ t t r − 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 r a n g T h Ị m § μ n ½ n g B Ĩ C ư u L o n g B Ĩ N a 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 u¶ n g N g · i BĨ S«ng Hång BĨ Nam H¶i Nam T r ơ c G i · n ® ¸ y B i Ĩ n § « ng Tròng s©u Phó Kh¸nh § í i c ¾ t t r − 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 r a n g T h Ị m § μ n ½ n g B Ĩ C ư u L o n g B Ĩ N a 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 u¶ n g N g · i BĨ S«ng Hång BĨ Nam H¶i Nam T r ơ c G i · n ® ¸ y B i Ĩ n § « ng 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 tiếp sang phần sâu nhất của biển Đông. Đới cắt trượt Tuy Hòa (Tuy Hoa shear zone) nằm ở phía Tây Nam của bể Phú Khánh là một vùng có các đứt gãy biên độ lớn, một số trong các đứt gãy đó xuất phát từ trong móng (Hình 8.5). Phương cấu tạo tây bắc - đông nam của đới cắt trượt Tuy Hòa tương tự như phương của hệ thống đứt gãy Sông Hồng ở phần đất liền miền Bắc Việt Nam. Theo Tapponnier (1982), điều này có lẽ liên quan đến sự biến dạng đới cắt trượt lớn (mega shear zone), kết quả của sự di chuyển khối Indochina và Âu - Á. Trũng sụt lún cạnh đới cắt trượt Tuy Hòa được hình thành nối liền với phần lớn các đòa hào xuất hiện trong pha tách giãn chính và trong đó các trầm tích Oligocen dưới, có thể có cả trầm tích Eocen đã trầm đọng. Gần đây (2003) một số tác giả ở Viện Dầu Khí như Lê Đình Thắng, Lê Vân Dung còn phân chia thêm một đơn vò cấu trúc mới, đó là đới đứt gãy Đà Nẵng. Đới này nằm ở phía Nam đới nâng Tri Tôn, tương ứng với khoảng vó độ 13 O 30 Bắc và là giới hạn phía cực Bắc của trũng sâu Phú Khánh. Đới đứt gãy này bao gồm các khối đứt gãy trượt bằng có phương đông bắc - tây nam và sụt bậc, sâu dần về phía Đông Nam. Các 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 Tuy Hòa, một đới với các biến dạng dọc theo các mặt có ứng suất tiếp tuyến cực đại theo hướng tây bắc-đông nam. Ở phía Bắc, bể Phú Khánh bò ngăn cách với đới nâng Tri Tôn và đòa hào Quảng Ngãi bằng đới đứt gãy Đà Nẵng (Hình 8.1). Theo các kết quả nghiên cứu đòa chất kiến tạo của các tác giả nước ngoài và trong nước, sự tiến hóa kiến tạo của bể Phú Khánh cùng có chung một đặc điểm như các bể trầm tích Đệ Tam khác quanh biển Đông và có thể chia thành các giai đoạn tiến hóa kiến tạo chính theo quan điểm của các chuyên gia ở Petrovietnam như sau [37]: Giai đoạn tiền rift (Creta muộn - Eocen) Trong giai đoạn Creta muộn, quá trình thúc trồi của phần Tây Nam Biển Đông được chi phối chủ yếu bởi các hoạt động trượt bằng ngang ở các hệ thống đứt gãy Hình 8.3. Mặt cắt đòa chấn tuyến VOR-93-101 cắt ngang trũng sâu Phú Khánh 242 Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam Sông Hồng, Tuy Hòa và Three Pagoda. Trong Creta muộn - Paleocen hoạt động phun trào axit xảy ra trên diện rộng, hoạt động bào mòn mạnh mẽ tiếp nối sau hoạt động nâng trồi. Trong Eocen muộn do tác động của chuyển dòch, va mảng Ấn Độ với mảng Âu Á, đưa lại kết quả là phát triển khu vực hút chìm mới theo hướng đông bắc - 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 ưu thế trong vùng. Tuy nhiên biến dạng nén ép cũng xảy ra ở một vài đứt gãy trượt bằng (strike-slip faults) kết hợp với nén ép nghiêng. Sự căng giãn và sụt lún đồng thời với tách giãn của bể Phú Khánh được diễn ra song hành với hoạt động trầm đọng vật liệu vụn thô và vật liệu phun trào. Giai đoạn nâng lên được kết thúc bằng một bất chỉnh hợp bào mòn mang tính khu vực ở giới hạn tiếp xúc giữa Oligocen - Miocen, đánh dấu cho tính phân dò của các hoạt động kiến tạo trong vùng (Hình 8.7). Tuy nhiên cũng có ý kiến cho rằng ở bể Phú Khánh giai đoạn syn rift có thể còn phát triển trong Miocen sớm (rift muộn), đó là vấn đề cần làm sáng tỏ Hình 8.4. Mặt cắt đòa chấn tuyến VOR-301 chạy dọc bể Phú Khánh, từ vó tuyến 11 đến vó tuyến 14 243 Chương 8. Bể Phú Khánh và tài nguyên dầu khí trong thời gian tới Lún chìm khu vực sau tạo rift Vào Miocen sớm bắt đầu hoạt động lún chìm nhiệt; phát triển từ từ về phía Đông và được xem là thời điểm bắt đầu của hoạt động sau rift. Việc giảm tốc độ nâng trồi về phía Đông Nam của khối Indochina trong giai đoạn này làm cho hoạt động trượt bằng trái ở đứt gãy sông Hồng cũng giảm và đánh dấu sự chấm dứt hiện tượng quay các khối trên diện rộng. Phương căng giãn biển Đông được chuyển đổi từ bắc - nam 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 như các bể khác trong khu vực, bể Phú Khánh được các thành tạo trẻ Pliocen - Đệ Tứ phủ bất chỉnh hợp lên trên mặt bào mòn Miocen muộn, nhưng vì thời gian và mức độ bào mòn không lớn nên ranh giới giữa Miocen muộn và Pliocen rất khó xác đònh Hình 8.5. Mặt cắt đòa chấn tuyến PK-03-084, qua đới cắt trượt Tuy Hoà 244 Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam trên các mặt cắt đòa chấn. Ngoài quan điểm nêu trên đây, nhóm các nhà đòa chất ở trường Đại học khoa học tự nhiên - Đại học Quốc gia Hà Nội (Phan Văn Quýnh, Tạ Trọng Thắng) cho rằng bể Phú Khánh hình thành trên các võng tạo núi đầu Paleogen với sự lấp đầy các thành tạo molas lục đòa (pha tạo núi cách đây 50 triệu năm) và cấu trúc bể được hình thành, phát triển trên cơ chế chính là kéo toác dọc theo các đới biến dạng ranh giới nêm thúc trồi (extrusion) Indochina. 3.3. Đặc điểm đứt gãy Bể Phú Khánh được hình thành và bò chi phối bởi 3 hệ thống đứt gãy chính: hệ đứt gãy Đông Bắc - Tây Nam ở phía Bắc, hệ đứt gãy Bắc - Nam dọc thềm Đà Nẵng (kinh tuyến 109 O 30) và hệ thống đứt gãy Tây Bắc - Đông Nam ở phía Nam. Riêng hệ 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 v¹n gi· diªn kh¸nh nha trang ninh hßa phï mü Ng« m©y b×nh §Þnh 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 8.6. 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 122 123 124 125 126 VOR-93-101 V OR -93 -102 VOR-93-107 VOR 93 116 V OR- 9 3 - 2 0 2 Hình 8.7. Sơ đồ đẳng sâu nóc Oligocen trên bể Phú Khánh 245 Chương 8. Bể Phú Khánh và tài nguyên dầu khí đới đứt gãy cổ hơn. 4. Đòa tầng Như đã nêu ở phần đầu, trong bể Phú Khánh chưa có giếng khoan. Vì vậy việc phân chia đòa tầng, xác đònh các mặt bất chỉnh hợp v.v đều dựa trên các kết quả minh giải và liên kết tài liệu đòa vật lý, 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 tạo mòn hơn như cát, sét, đôi khi xen ít lớp than. Trên mặt cắt đòa chấn trầm tích này được xếp vào tập sóng phản xạ có độ liên tục kém, biên độ trung bình, tần số thấp, có nơi phản xạ dạng lộn xộn, biên độ cao. Bề dày trầm tích thay đổi từ vài trăm mét ở phần rìa đến hàng nghìn mét ở phần trung tâm bể. Các lớp sét than đen giàu vật chất hữu cơ, nguồn gốc đầm hồ và đầm nước lợ là nguồn đá mẹ tiềm năng trong bể Phú Khánh. 4.4. Miocen Các trầm tích Miocen chủ yếu là các trầm tích lục nguyên, châu thổ, xen các pha biển và biển nông. Phần phía Đông thềm Đà Nẵng, Phan Rang phát triển đá vôi dạng thềm, đá vôi ám tiêu. Có thể phân ra trầm tích Miocen dưới, giữa và trên theo đặc phó l © m s«ng c Çu chÝ thanh la hai tuy h ßa v¹n gi· diªn kh¸nh nha trang ninh hßa phï mü Ng« m©y b×nh §Þnh 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 Khánh [...]... giá 14 Hou J.Y và nnk, 2003 Đánh giá tiềm tiềm năng dầu khí một số cấu tạo thuộc năng dầu khí trầm tích Đệ tam, bể Phú 259 Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam Khánh Tuyển tập báo cáo Hội nghò tích thạch học và độ rỗng, thấm đá các khoa học-công nghệ “Viện Dầu khí: 25 điểm lộ ven biển miền Trung Lưu trữ năm xây dựng và trưởng thành”, Viện Viện Dầu khí Dầu kh - NXB Khoa học-kỹ thuật, 25 0- 22 Hà Quốc... khí Viện Dầu khí ở các vùng biển sâu và xa bờ của Việt 16 Vũ Văn Kính, Nguyễn Văn Đắc và Nam Báo cáo tổng kết đề tài KC0 9-0 6 nnk, 2003 Đánh giá kết quả tìm kiếm Lưu trữ Viện Dầu khí thăm dò dầu khí ở Việt Nam đến năm 24 Phan Huy Quynh và nnk, 1 980 Khảo 2000 và phương hướng hoạt động tiếp sát đòa chất ở đầm Thò Nại - Thò xã Quy theo Tuyển tập báo cáo Hội nghò khoa Nhơn Lưu trữ Viện Dầu khí học-công nghệ... report Lưu trữ Viện Dầu Khí 32 Lê Thành và nnk, 19 98 Atlas điểm lộ dầu Đầm Thò Nại, Quy Nhơn, Lưu trữ Viện Dầu khí 33 Trần Tónh và nnk, 19 98 Thuyết minh Đòa chất và tài nguyên khoáng sản các tờ Buôn Ma Thuột, Qui Nhơn, Kon Tum, Pleiku, An Khê Tỉ lệ 1/200000 Lưu trữ Cục đòa chất và khoáng sản Việt Nam 38 Petrovietnam, 2004 Vietnam Total resource Assesment (VITRA), Phase II Lưu trữ Petrovietnam 261 ... đòa chất 267 và khả năng chứa dầu khí của móng 15 Nguyễn Quý Hùng và nnk, 1996 Minh trước Kainozoi thềm lục đòa Việt Nam Lưu trữ Viện Dầu khí giải tài liệu đòa vật lý khu vực nhằm nghiên cứu cấu trúc đòa chất và đánh 23 Nguyễn Huy Quý và nnk, 2005 Nghiên giá triển vọng dầu khí khu vực quần đảo cứu cấu trúc đòa chất và đòa động lực Hoàng Sa và phần miền Trung Lưu trữ làm cơ sở đánh giá tiềm năng dầu khí. .. có khả năng sinh cả dầu và khí Trong đó, ở khu vực trũng sâu Phú Khánh tầng sinh Oligocen và Miocen dưới đã nằm trong ngưỡng tạo khí Với hệ thống dầu khí thuận lợi, tồn tại nhiều loại play dầu khí quan trọng: play Oligocen, play Miocen, carbonat Miocen, móng phong hóa - nứt nẻ trước Đệ Tam và basalt cận móng Như vậy, bể Phú Khánh 2 58 Chương 8 Bể Phú Khánh và tài nguyên dầu khí Tài liệu tham khảo 1... đòa chấn và 255 Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam Hình 8. 17 Sơ đồ tổng quát về hệ thống dầu khí bể Phú Khánh (Theo Petrovietnam, 2004) mô hình hóa đòa hóa có thể thấy các cấu thông tin mới từ các mỏ dầu khí mới được tạo, bẫy được hình thành trước khi xảy ra phát hiện ở các khu vực lân cận trong các di cư hydrocarbon Đây là yếu tố thuận lợi năm 2003 - 2004 Dấu hiệu dầu khí được để dầu khí sinh... hoá kiến tạo và nhận dạng các bẫy chứa dầu khí trong bể trầm tích Phú Khánh Tuyển tập báo cáo Hội nghò khoa học-công nghệ “Viện Dầu khí: 25 năm xây dựng và trưởng thành”, Viện Dầu kh - NXB Khoa học-kỹ thuật, tr 26 8- 2 82 36 Petrovietnam, 2004 Phu Khanh Basin - Petroleum Potential Overview Lưu trữ Petrovietnam 37 VPI-GEUS, 2004 Integrated Analysis and Modelling of Geological Basins in Vietnam and an Assessment...Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam Hình 8. 9 Cột đòa tầng tổng hợp bể Phú Khánh 246 Chương 8 Bể Phú Khánh và tài nguyên dầu khí theo rìa thềm phía Đông còn phát triển trưng các tập đòa chấn Trầm tích Miocen dưới phủ bất chỉnh carbonat thềm Các khối nâng carbonat hợp trên các trầm tích Oligocen Trên các nhô lên khỏi mặt nước biển chỉ thấy lẻ tẻ tài liệu đòa chấn chúng được đạêc trưng bởi ở vài nơi... central Socialist Republic of 260 Chương 8 Bể Phú Khánh và tài nguyên dầu khí 34 Nguyễn Như Trung, Nguyễn Thò Thu Hương, 2003 Cấu trúc vỏ Trái đất khu vực Biển Đông theo số liệu dò thường trọng lực vệ tinh và đòa chấn sâu Tuyển tập báo cáo Hội nghò khoa học-công nghệ “Viện Dầu khí: 25 năm xây dựng và trưởng thành”, Viện Dầu kh - NXB Khoa học-kỹ thuật, tr 33 6-3 56 Vietnam) PIC archive 29 Tran Cong Tao,... số thấp, liên quan đến từ các giếng khoan ở phía Nam bể sông tướng trầm tích thềm trong đến ngoài trong Hồng, phía Đông Bắc bể Cửu Long và bể toàn khu vực Nam Côn Sơn, là những bể có phát hiện và 2 48 Chương 8 Bể Phú Khánh và tài nguyên dầu khí đang khai thác dầu khí Dưới đây là những sáp cao, dấu vân sinh học đơn giản và tỷ nét chính về hệ thống dầu khí của bể Phú số hopan/sterran rất cao Các đặc trưng . Tư liệu Dầu khí và Viện Dầu khí, thuộc Tổng công ty Dầu khí Việt Nam, và Viện Thông tin Lưu trữ Bảo tàng Đòa chất, thuộc 239 Chương 8. Bể Phú Khánh và tài nguyên dầu khí Cục Đòa chất và Khoáng. ngßi 122 123 124 125 126 VOR-9 3-1 01 V OR -9 3-1 0 2 VOR- 9 3-1 07 VOR 93 116 V OR-9 3 - 2 0 2 Hình 8. 8. Sơ đồ đẳng sâu nóc Miocen trên bể Phú Khánh 246 Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam Hình 8. 9. Cột. ngßi 122 123 124 125 126 VOR-9 3-1 01 V OR -9 3 -1 02 VOR-9 3-1 07 VOR 93 116 V OR- 9 3 - 2 0 2 Hình 8. 7. Sơ đồ đẳng sâu nóc Oligocen trên bể Phú Khánh 245 Chương 8. Bể Phú Khánh và tài nguyên dầu khí đới đứt