2005, “Địa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam” do Tổng công ty Dầu khí Việt Nam biên soạn, tổng trữ lượng dầu khí có khả năng thu hồi vào khoảng 4.300 triệu tấn quy dầu. 2008 có đánh giá cho rằng tổng trữ lượng dầu khí có thể đưa vào khai thác khoảng 3.84.2 tỷ tấn quy dầu. 2010 lại có đánh giá tổng tiềm năng dầu, khí khoảng hơn 9 tỷ m3 quy dầu.2012, theo đánh giá của Cơ quan thông tin năng lượng Mỹ (EIA) thì trữ lượng xác minh là 4.4 tỷ thùng dầu và 24.7 nghìn tỷ feet khối khí.2013 có ý kiến đánh giá tổng trữ lượng thu hồi dự kiến đã phát hiện của Việt Nam là 1.4 tỷ m3 quy dầu và tổng tiềm năng dầu khí có khả năng thu hồi chưa phát hiện khoảng 2.03.0 tỷ m3 quy dầu.Xác định được trong phạm vi thềm lục địa Việt Nam hiện diện 8 bể trầm tích Đệ Tam là bể Sông Hồng (có thể đạt 1.1 tỷ m3 quy dầu), Hoàng Sa (khí tại chỗ dự báo khoảng 12 TCF (340 tỷ m3)) , Phú Khánh (có khoảng 400 triệu m3 quy dầu), Cửu Long (có khoảng 2.6 – 3.0 tỷ m3 quy dầu), Nam Côn Sơn (có khoảng 900 triệu m3 quy dầu), Tư ChínhVũng Mây (có khoảng 800–900 triệu tấn quy dầu.), Trường Sa (khoảng 3.3–6.6 tỷ tấn quy dầu) và Mã laiThổ Chu c(ó khoảng 350 triệu tấn quy dầu) – Theo “Địa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam” .
Trang 1ĐỒ ÁN ĐỊA CHẤT DẦU KHÍ
PGS TS Trần Văn Xuân
HOCHIMINH CITY UNIVERSITY OF TECHNOLOGY
TP.HCM,1/2016 SVTH: Phạm Huỳnh Hải Thuận 31203707
Nguyễn Ngọc Sơn 31203171
Trang 2I, Tổng quan về tình hình nghiên cứu và
phân cấp tài nguyên, trữ lượng dầu khí
II, Cách tiếp cận, các phương pháp đánh
giá trữ lượng dầu khí
III, Báo cáo trữ lượng dầu khí (mỏ X)
2
Trang 3I, TỔNG QUAN VỀ TÌNH HÌNH NGHIÊN CỨU VÀ PHÂN CẤP TÀI
• 3/1985, Forrest A Garb (công ty Gruy & HJ Gruy và Assocs) - lí thuyết về phân loại
trự lƣợng dậu khí, sự ƣớc tính và quá trình đánh giá
• 12-17/10/1997 AR Martinez (PDVSA, Venezuela) và CL McMichael (E & P, Mobil,
USA) - lý thuyết về 5 Classification of Petroleum Reserves
• 3-5/3/1998, W.G McGilvray (DeGolyer and MacNaughton) và R.M Shuck (DeGolyer
and MacNaughton) - Classification of Reserves: Guidelines and Uncertainty
• 11-14/3/2007 Hisham Zubari (Bahrain Petroleum Co.) và Kandaswamy Kumar (Bahrain
Petroleum Co.) - Reserves Estimation and Classification Challenges in a Mature Oil
Field
• 23-25/2/2010 W John Lee (Texas A&M U.) và Rodney Earl Sidle - Gas Reserves
Estimation in Resource Plays
• 26-28/3/2013 - Yong Xiang Wang (PetroChina E&P Co), Guo Gan Wu (PetroChina), Junfeng Zhang (PetroChina Co Ltd.), Xiao Wen Duan (PetroChina) và Guang Bai Sun
(PetroChina) - Discussion on Unconventional Petroleum Reserves Classification and
Trang 41 Tổng quan
b Trong nước:
2005, “Địa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam” do Tổng công ty Dầu khí Việt
Nam biên soạn, tổng trữ lượng dầu khí có khả năng thu hồi vào khoảng 4.300 triệu
tấn quy dầu
2008 có đánh giá cho rằng tổng trữ lượng dầu khí có thể đưa vào khai thác khoảng
3.8-4.2 tỷ tấn quy dầu
2010 lại có đánh giá tổng tiềm năng dầu, khí khoảng hơn 9 tỷ m3 quy dầu
2012, theo đánh giá của Cơ quan thông tin năng lượng Mỹ (EIA) thì trữ lượng xác
minh là 4.4 tỷ thùng dầu và 24.7 nghìn tỷ feet khối khí
2013 có ý kiến đánh giá tổng trữ lượng thu hồi dự kiến đã phát hiện của Việt Nam
là 1.4 tỷ m3 quy dầu và tổng tiềm năng dầu khí có khả năng thu hồi chưa phát hiện khoảng 2.0-3.0 tỷ m3 quy dầu
Xác định được trong phạm vi thềm lục địa Việt Nam hiện diện 8 bể trầm tích Đệ
Tam là bể Sông Hồng (có thể đạt 1.1 tỷ m3 quy dầu), Hoàng Sa (khí tại chỗ dự báo khoảng 12 TCF (340 tỷ m3)) , Phú Khánh (có khoảng 400 triệu m3 quy dầu), Cửu Long (có khoảng 2.6 – 3.0 tỷ m3 quy dầu), Nam Côn Sơn (có khoảng 900 triệu m3 quy dầu), Tư Chính-Vũng Mây (có khoảng 800–900 triệu tấn quy dầu.), Trường Sa (khoảng 3.3–6.6 tỷ tấn quy dầu) và Mã lai- Thổ Chu c(ó khoảng 350 triệu tấn quy dầu) – Theo “Địa chất và tài nguyên dầu
Trang 5Tóm lại, việc nghiên cứu và đánh giá về trữ lượng dầu khí là công việc hết sức quan trọng và cấp thiết, nó thể hiện bằng việc công bố những bài báo cáo với nội dung cập nhật các nghiên cứu mới nhất qua từng năm trên thế giới Công tác nghiên cứu thiết lập được một hệ thống các phương pháp dự đoán, phân loại, ước tính, và đánh giá trữ lượng theo chuẩn quốc tế, với độ tin cậy ngày càng cao và mức độ rủi ro ngày càng thấp Tuy nhiên các bài báo cáo đều nêu
rõ hạn chế về mức độ không chắc chắn trong công tác nghiên cứu đánh giá trữ lượng vẫn còn cao, việc nghiên cứu với tài nguyên phi truyền thống vẫn còn dừng lại ở mức độ thấp, cần phải tìm hiểu sâu rộng hơn nữa Việc nghiên cứu
và đánh giá trữ lượng trong nước cũng rất được ưu tiên triển khai với các số liệu ước tính ngày càng chính xác và xác thực hơn qua từng năm Nhưng vẫn còn hạn chế ở một số bồn xa bờ do vấn đề thiếu thông tin và tranh chấp biển đảo Đối với tài nguyên phi truyền thống ở nước ta chưa thấy đề cập nhiều và vẫn còn nhiều vấn đề cần phải bàn
5
Trang 62 Phân cấp tài nguyên và trữ lƣợng dầu khí
Tài nguyên dầu khí là tổng lượng dầu
khí tại chỗ tính được ở thời điểm nhất
định bao gồm lượng dầu khí được
chứa hoặc được khai thác từ các tích
tụ dầu khí đã được phát hiện và lượng
dầu khí dự báo có khả năng tồn tại
trong các tích tụ sẽ được phát hiện
Trữ lượng dầu khí là lượng dầu khí
còn lại trong các tích tụ tự nhiên chứa
dầu khí, có thể tính được ở thời điểm
nhất định, được phát hiện với mức độ
tin cậy khác nhau tùy theo kết quả
thăm dò địa chất
6
Trang 7II, CÁCH TIẾP CẬN, CÁC PHƯƠNG PHÁP ĐÁNH GIÁ TRỮ LƯỢNG DẦU KHÍ
1 Cách tiếp cận
Lý thuyết tất định dựa trên
thông tin đầy đủ về trạng thái
của đối tượng nghiên cứu tại
một thời điểm, mội vị trí nhất
định, chúng ta có thể sử dụng
các công thức có sẵn, các phép
toán cộng trừ nhân chia để tính
toán đối tượng
Về lý thuyết bất định, người ta tin rằng tại các thời điểm khác nhau thì trạng thái của đối tượng nghiên cứu sẽ khác nhau nên việc đưa ra một mô hình hoàn toàn có tính tất định là không chính xác Việc
mô phỏng là cần thiết trong việc tiếp cận lý thuyết bất định để tổ hợp và tiên đoán các trạng thái dựa trên mô hình tất định với giá trị có độ chính xác và mực độ tin cậy phải cao
Phương pháp động là dựa trên những biến đổi
về đặc tính chất lưu vỉa như áp suất, lưu lượng,
tỷ số khí dầu, tỷ số dầu nước,…để tính toán trữ lượng, cụ thể là phương pháp cân bằng vật chất, phương pháp đường cong suy giảm
7
Trang 8PHƯƠNG PHÁP THỂ TÍCH
Trong đó:
OIIP: Trữ lượng dầu tại chỗ ban
đầu
BRT: Thể tích khối của vỉa
N/G: tỉ lệ bề dày hiệu dụng trên
bề dày tổng của vỉa
8
Trang 9PHƯƠNG PHÁP TƯƠNG TỰ THỐNG KÊ
Sử dụng các số liệu đã biết, tùy điều kiện áp dụng để dự báo về đối tượng nghiên cứu,
áp dụng cho vùng có số liệu nghiên cứu hạn chế
Tương tự: phải giống nhau về mô hình địa chất, các thông số tương đồng
Thống kê: tập mẫu phải đủ lớn và tin cậy
Phương pháp tương tự
Để xác định chỉ số thu hồi RF của giếng, ta có thể dùng phương pháp tương tự như sau:
Đối tượng đã biết: SOP p FRP
Đối tượng đánh giá: SOM M FRM
9
Trang 10PHƯƠNG PHÁP CÂN BẰNG VẬT CHẤT
Phương pháp dựa trên định luật bảo toàn vật chất “trong suốt quá trình khai thác, ở bất kì thời điểm nào, tổng lượng vật chất ban đầu tại chỗ sẽ luôn luôn bằng lượng vật chất còn lại trong vỉa cộng với lượng vật chất đã khai thác tính đến thời điểm đó”
Phương trình cân bằng vật chất (MBE) được
viết cho phần thể tích ban đầu được chất lưu
lấp đầy, gồm có 6 thành phần:
- Giãn nở của mũ khí (nếu có)
- Thể tích khí thoát ra (nếu áp suất vỉa dưới áp
suất bão hòa)
- Thể tích dầu còn lại trong vỉa
- Thể tích giãn nở của đá
- Thể tích giãn nở của nước thành hệ
- Thể tích nước xâm nhập (nếu có)
10
Trang 12PHƯƠNG PHÁP ĐƯỜNG CONG SUY GIẢM
Khi nghiên cứu đặc trưng trạng thái cần có 2 giai đoạn:
• Giai đoạn đầu: không có sự suy giảm của áp suất vỉa và lưu lượng; phân tích theo dấu hiệu đi kèm: tỉ lệ nước dầu, tỉ số khí - dầu quyết định điều kiện tới hạn kinh tế
• Giai đoạn sau: suy giảm liên tục của sản phẩm chính suy ra giới hạn kinh tế
Khi áp dụng phương pháp phải thực hiện bước:
- Tổng kết các số liệu địa chất mỏ trên cơ sở phân tích đối tượng khai thác ở giai đoạn muộn và xác định chế độ làm việc của nó
- Lập luận một cách khách quan mô hình động và chọn mối quan hệ hiệu quả nhất để tính
- Tính trữ lượng khai thác ban đầu và còn lại theo công thức trên cơ sở các thông số của các quan hệ đã chọn trong phạm vi các vùng được ngoại suy tới giá trị sản lượng tối thiểu có lời
Ví dụ nếu tính cho sản lượng, ta có sản lượng dầu hằng năm
là qi, năm sau giảm còn q, giữa chúng có quan hệ:
Trang 1313
III BÁO CÁO TRỮ LƢỢNG DẦU KHÍ
Một báo cáo trữ lượng được chia làm hai phần
• Phần nội dung báo cáo
o Tài liệu mẫu, các kết quả nghiên
cứu phân tích, mẫu và thử vỉa
o Địa vật lý thăm dò
o Địa chất
o Địa vật lý giếng khoan
o Đặc tính công nghệ kỹ thuật của
thân chứa và dầu, khí,nước:
o Kết luận và kiến nghị
Phụ lục :
Phần Phụ lục phải bao gồm tất cả các tài liệu, văn bản cần thiết có liên
quan đến việc thăm dò, tính trữ lượng mỏ và các biểu bảng, bản vẽ cần dùng để minh họa bổ sung cho phần lời của báo cáo
Các bảng biểu trong phần phụ lục phải chứa các số liệu gốc và trung gian cần thiết cho việc kiểm tra các phép tính trữ lượng
Trang 1414
BÁO CÁO TRỮ LƢỢNG MỎ X
A Giới thiệu:
Khu vực X là thuộc phần phía nam
của bồn Sông Hồng, ngoài khơi miền
trung Việt Nam trong lô bản quyền
113 và 111/04 Khoảng cách đến bờ
bên trong lô 113 là 80-120km tính từ
biên giới phía tây của nó, và 140 km
từ ranh giới phía đông của nó Độ sâu
của mực nước trong lô 113 là
82-102m Cách cảng Đà Nẵng khoảng
110-150 km về biên giới phía nam của
lô Khoảng cách đến cảng Hải Phòng
từ ranh giới phía bắc của lô là 400 km
• Độ sâu của mực nước biển trong phạm vi 80-100 m
• Khí hậu nhiệt đới gió mùa Hai mùa gió mùa thường được quan sát thấy: một mùa gió Đông Bắc, kéo dài từ tháng mười đến tháng ba, và mùa gió Tây Nam, kéo dài từ tháng năm đến tháng tám Mùa bão bắt đầu vào tháng sáu và kết thúc vào tháng mười một
• Nhiệt độ trung bình của tháng nóng nhất là + 29ºC, lạnh nhất là + 15 º C
Trang 1515
B Lịch sử tìm kiếm và thăm dò
JOC "Vietgazprom" được thành lập bởi một hợp đồng dầu khí được ký kết giữa PetroVietnam và Gazprom 11 tháng 9 năm 2000, cho phép JOC "Vietgazprom" tiến hành thăm dò dầu khí trong lô 111/04 và 113 Hiệu lực của hợp đồng là 25 năm
Các giai đoạn tìm kiếm thăm dò cho JOC "Vietgazprom" gồm ba giai đoạn như sau:
• 2008 khoan giếng 1X và tiến hành một cuộc khảo sát địa chấn 3D trên diện tích 584
km2
• 2010-2012, sau khi khoan các giếng 2X và 3X , minh giải lại dữ liệu địa chấn 3D
• 5/2012, giếng 4X đã được khoan trong vùng lân cận của vòm trung tâm
• 8/2012, giếng 5X đã được khoan tại cận biên của khu vực khảo sát 3D
Trang 1616
C Dữ liệu mẫu và kết quả phân tích thử giếng
Phân tích mẫu lõi đã được thực hiện bởi VPI (PetroVietnam - Viện Dầu khí Việt - Trung tâm thí nghiệm và nghiên cứu phân tích) Khoảng địa tầng mẫu lõi, độ thu hồi lõi khoan và số lượng mẫu trong mỗi khoảng địa tầng mẫu lõi cho tất cả các giếng được cung cấp trong bảng sau
Giếng Khoảng địa tầng (m) Số lượng mẫu sườn Mẫu tiêu chuẩn (m/%)
1,104-1,471
50
37
19/88.95 27/100 3X 653.7-924.6
1,047.2-1,581.8
48
25
8.9/100 0.7/100 4X 623.1-1,047.5
1,085.1-1,647.6
50
50
8.9/98.9 9/100 5X 569.8-1,027.4
1,158-1,665
54
10
9/100 8.5/94.4
Các trầm tích trong nghiên cứu này bao gồm chủ yếu cát, bột kết, đá phiến sét ở nhiều mức
độ khác nhau cho tới đá bùn Phân tích nhiễu xạ tia X cho biết hàm lượng thạch anh 42,2%), kali fenspat (2,1-27,7%), plagioclase (3,0 -14,8%), illit và khoáng vật sét khác có
(12,2-mặt với số lượng lớn (30,0-75,0%), pyrite (0-4.3%)
Trang 1717
Giếng Vị trí (m) Độ rỗng
(%)
Độ thấm (mD)
Độ bão hòa nước (%)
Kết quả thử giếng/(Độ sâu m)
2X (Mẫu
sườn/mẫu
tiêu chuẩn)
595-997.7 1,104-1,470.9
22.5-37.3 19.7-33.6
65.9-99.9 20.4-68.4
H23 cho 1 ngàn m3 methane phi thương mại Minh giải cho thấy các vỉa chứa ở 2 bên là không liên tục/(1523 m)
23.9-38.0 23.0-33.4
87.5-96.6 92.2-93.3
H22_2_2 cho 104.5 ngàn m3 CH4
và 7.32 m3/d condesate H22_2_1 cho 18.9 ngàn m3/d CH4 và nước hòa tan CH4 là 76.6 ngàn m3/d./(1617 m)
26.2-39.33 19.0-32.2
Tại H22_1 cho 220 ngàn m3 khí 30% CH4 và 57% CO2 Phần còn lại thì không đáng kể khí methane/(1667 m)
1,130.48-1,154.38 1,312.5-1,408.4
35.48 11.5-37.1
21.48- 305.778 0.01-
0.043-223.76
31.7-83.1 39.8-87
1,416.5-1,551.18 4.2-28.5 0.002-43.72
Trang 1818
D Địa vật lý
Tổng dữ liệu địa chấn 3D được thu nổ từ tháng 7 đến tháng 8 năm 2008 với tổng diện tích là 584 km2 Và khảo sát địa chấn 2D là 833 km trên khu vực triển vọng X Trong báo cáo này địa chấn 3D được dùng để minh giải địa chấn
Được đánh giá là có chất lượng tốt, có
được trong một phạm vi băng tần rộng
Có thể theo dõi các đường phản xạ thời
gian – khoảng cách trên CDP
seismograms và không nhìn thấy
khoảng nhiễu do các vấn đề về kĩ
thuật
Trang 1919
Kết quả minh giải địa chấn và địa tầng
Trang 2020
• H17: là một phản xạ địa tầng âm cực Nằm gần giao diện của đá phiến Đệ tứ và cát
Được đánh dấu rõ ràng bở một bất chỉnh hợp góc cạnh và bất chỉnh hợp địa tầng
Biên độ trung bình tính liên tục thấp
• H18: là trầm tích Đệ tứ phản xạ địa tầng âm cực Đánh dấu các giao diện của đá
phiến sét và các trầm tích cát Biên độ trung bình tính liên tục thấp
• H19: là trầm tích Đệ tứ phản xạ địa tầng âm cực, đỉnh sét với vận tốc sóng thấp
Biên độ cao, tính liên tục tốt và rất tốt
• H20: là một phản xạ địa tầng âm cực đánh dấu giao diện của trầm tích đệ tứ và phần
trầm tích Pliocen trên, nằm gần phần đỉnh đá sét với vận tốc sóng thấp Biên độ
trung bình, tính liên tục tốt, thay đổi pha do xói mòn
• H21: là một phản xạ địa tầng dương cực, phần đỉnh là các khối đá phiến sét cứng
Địa tầng trùng với một bất chỉnh hợp góc cạnh và địa tầng rõ ràng Biên độ trung
bình tính liên tục tốt và rất tốt, thay đổi phase do xói mòn
• H22-1: là một phản xạ địa tầng âm cực Phần đỉnh vận tốc sóng thấp là phần đá sét
chưa cố kết nằm trên các bể chứa chính của H22-2 Biên độ cao, tính liên tục tốt và
rất tốt
• H22-2: đặc trưng bởi một phản xạ địa tầng dương cực, là bể chứa chính dạng
turbidites Biên độ cao tính liên tục tốt và rất tốt, thay đổi phase do xói mòn
• H23: là một phản xạ địa tầng Pliocen dưới âm cực, phần đỉnh là đá sét với vận tốc
thấp và diapirs bùn với vận tốc thấp dị thường Địa tầng trùng với một bất chỉnh hợp rõ ràng (đường biên của nhịp) Biên độ trung bình tính liên tục trung bình
Trang 2121
Minh giải đứt gãy: Hệ thống đứt gãy trong cấu trúc mỏ
X được hiểu là 1 loạt các đứt gãy thông thường theo sau bởi hoạt động diapism, phát triển từ Pliocen dưới đến Đệ tứ với hướng Tây Nam – Đông Bắc
Chuyển đổi thời gian – độ sâu và bản đồ kết quả
H18
H19
Phương pháp xây dựng mô hình vận tốc
Trang 2323
Các ứng dụng của AVO, AVA nghịch đảo cũng như các thuộc tính địa chấn khác đã
được tiến hành cho khối địa chấn 3D để đánh giá, phân loại, dự báo các thuộc tính
chứa tiềm năng
Dự báo độ bão hòa dựa trên AVO
Mặt cắt ngang của hình khối cho biết khả năng
các vỉa chứa khí bão hòa trong H22_1 và H23
Mặt cắt ngang của các vỉa có khả năng bão hòa khí (giữa H22_1 và H23) thông qua các giếng
4X, 2X, 1X và 3X
Trang 2424
E Địa Chất
a Kiến tạo khu vực
Báo cáo [2004], mô tả cơ bản sự phát triển
trong Kainozoi là các sự kiện kiến tạo Kahn
hình thành một mô hình cấu trúc khu vực của
đới Trung Sinh Sunda
Nghiên cứu Paleogeographic (D.Bat, 1998) cho
thấy thềm lục địa của Việt Nam trong thời gian
Paleocen-Eocen là một hệ thống đá cố kết nâng
lên bị xói mòn, với sự phát triển rộng môi
trường hồ tích và đầm lầy Trong thời kì Eocen
sớm có sự chuyển đổi ứng suất từ căng dãn đến
nén ép Tại thời điểm này, hệ thống tạo núi bắt
đầu hình thành và các đáy bồn tích lũy trầm
tích hạt thô (Sông Hồng, Fuhan, vv) Vào giữa
Eocene, việc tách dãn Biển Đông dẫn đến một
hệ thống đứt gãy nằm sâu, chẳng hạn như ở bồn
sông Hồng và trong Oligocen thì có đứt gãy
Meridian 109º
Độ dày vỏ trầm tích ở các lưu vực ngoài
khơi Việt Nam và lân cận
Căng dãn trong bồn sông Hồng kéo dài suốt tới Oligocen sớm và sau đó đổi thành nén ép đi kèm với sụt lún chung hình thành một số cấu trúc riêng lẻ (Sơn Đồng Arch, Tri Tôn Horst, nếp lồi Đà Nẵng, vv) , tiếp nữa chúng tiếp tục nâng lên và bị xói mòn nhanh chóng
Trang 2525
Mặt cắt cổ kiến tạo trên miền trũng
trung tâm bồn sông Hồng
Dựa trên việc xem xét sự phát triển và cấu
trúc-kiến tạo của mô hình địa động lực ở bồn sông
Hồng dẫn đến các kết luận sau
• Các mô hình cấu trúc hiện nay của bể là kết
quả của một số sự kiện kiến tạo và magma
diễn ra ở Cretaceous muộn – Paleogen bao
gồm tạo rift, sụt lún và sau đó rift bị co rút
Chịu ảnh hưởng mạnh mẽ của kiến tạo khu
vực cũng như toàn cầu
• Pha rift của lưu vực Sông Hồng chiếm ưu
thế cho đến cuối Miocen sớm và sau đó nén
ép và sụt lún, dẫn đến tích tụ của các thành
tạo trầm tích Pliocen
Và khu vực chúng ta nghiên cứu thuộc miền
trũng trung tâm nằm ở phần trục sâu nhất của
lưu vực Sông Hồng Các đặc trưng cấu trúc lưu
vực trong miền trũng trung tâm chưa thể xác
định được từ dữ liệu địa chấn như vỏ trầm tích
(được đánh giá là rất dày) Cấu trúc phần này
của lưu vực có đặc trưng là phạm vi được bao
phủ bởi trầm tích là đá phiến sáng màu
Trang 26b Bối cảnh địa chất khu vực
Bể Sông Hồng bao gồm các trầm tích Đệ tứ, Neogen và Paleogen
Các thành tạo đá Pre-Cainozoic (bồn Đệ tam có cơ sở phức tạp được đại diện bởi cacbonat Devon và Permo-Cacbon, đá biến
chất Cambri và đá granit Mesozoic)
Độ dày của vỏ trầm tích ở phần trung tâm bể (bao gồm cả phần phía Đông của các lô 111, 113) là lên đến 15-20 km , giảm về phía tây bắc 7 - 5km
Bề dày Neogen đại diện bởi tướng biển đạt đến 9.000 m và
Paleogen đại diện bởi các tướng lục địa, sông ngòi và hồ tích - đầm phá đạt 6.000 – 7.000m
Trang 29c Cấu trúc địa chất khu vực X
Địa tầng
Miocen Trên - thành tạo Tien Hung
Trong khu vực mỏ X giếng 1X (sâu nhất trong lô 113), đã được nghiên cứu xuống độ sâu 2.515m Thể hiện chủ yếu là đá phiến có độ dày nhỏ nằm trong đá cát và bột kết
Pliocen - thành tạo Vĩnh Bảo
Giếng 1X thăm dò vào khoảng 1,149 - 1,865m (TVDss -1139 - 1,855m); giếng 2X ở độ sâu 1,086m (TVDss -1,069m) và 3X ở độ sâu 1,148m
Ở phía trên của các trầm tích Pliocen , các trầm tích sét, theo mô tả của lát mỏng có sự hiện diện của trùng lỗ, glauconit authigenic và canxit lắng đọng trong môi trường thềm lục địa Bột kết và trầm tích cát được hình thành bởi các quạt ngầm Chiều dày của các trầm tích Pliocen là 716m (Giếng 1X)
Trang 30Đệ tứ - Thành tạo Hải Dương và thành tạo Kiến Xương:
Giếng 1X xâm nhập vào khoảng 89 - 1,149 m (TVDSS -79 - 1.139 m), giếng 2X khoảng 105 -1.086 m (TVDSS -88 - 1.069 m), và giếng 3X khoảng 101-1,148m (TVDSS -84 - 1,131m)) thành hệ được đại diện bởi các loại đất sét màu xám sáng, màu xám, mềm, dẻo, xen lẫn carbonate với màu xám, cát thạch anh nhỏ, hạt mịn và bột kết
Trong trầm tích có các mảnh vỏ sò, foraminifera và có mặt cả pyrit Lắng đọng Đệ tứ xảy ra trong môi trường ngoài khơi và ven biển
nông có sự hình thành của các tướng ven biển và phía sau là bar đầm phá Chiều dày của các trầm tích Đệ Tứ là 1,060m
Trang 32Địa chất cấu tạo
Các cấu trúc chính của khu vực là một nếp lồi hai vòm với sự trượt theo hướng bắc - đông bắc, biểu hiện rõ trong tất cả các mặt phản xạ Các vòm có hình dạng subisometric Các đỉnh phức tạp bởi các cấu trúc diaper