Tạp chí của tập đoàn dầu khí quốc gia Việt Nam - Petrovietnam - Số 04 - 2011 pot

Đồng chí Nguyễn Ngọc Trìu -nguyên Phó Thủ tướng Chính phủ; đồng chí Lê Quốc Dung - Phó Chủ nhiệm Ủy ban Kinh tế của Quốc hội; đồng chí Nguyễn Hạnh Phúc - Ủy viên BCH Trung ương Đảng, Bí

Sè 4 - 2011 T¹p chÝ cña tËp ®oµn dÇu khÝ quèc gia viÖt nam - petrovietnam

Khởi đầu một giai đoạn phát triển mới

Ngày 21/4/2011, tại Trung tâm văn hóa huyện Tiền

Hải, tỉnh Thái Bình, Tổng công ty Thăm dò Khai thác Dầu

khí (PVEP) đã tổ chức kỷ niệm 30 năm khai thác dòng khí

công nghiệp đầu tiên của Ngành Dầu khí Việt Nam

(19/4/1981 19/4/2011) Đồng chí Nguyễn Ngọc Trìu

-nguyên Phó Thủ tướng Chính phủ; đồng chí Lê Quốc

Dung - Phó Chủ nhiệm Ủy ban Kinh tế của Quốc hội; đồng

chí Nguyễn Hạnh Phúc - Ủy viên BCH Trung ương Đảng, Bí

thư Tỉnh ủy, Chủ tịch HĐND tỉnh Thái Bình; đồng chí Đinh

La Thăng - Ủy viên BCH Trung ương Đảng, Bí thư Đảng ủy,

Chủ tịch HĐTV Tập đoàn Dầu khí Việt Nam; đồng chí

Phùng Đình Thực - Ủy viên Ban Thường vụ Đảng ủy Khối

Doanh nghiệp Trung ương, Phó Bí thư Đảng ủy, Tổng

giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam; cùng các cán bộ lão

thành của tỉnh Thái Bình và Ngành Dầu khí qua các thời kỳ

PETROVIETNAM

Kỷ niệm 30 năm khai thác dòng khí công nghiệp đầu tiên (19/4/1981 - 19/4/2011):

Cái nôi của Ngành Dầu khí Việt Nam

Ngày 19/4/1981, dòng

khí công nghiệp đầu tiên

được đưa vào khai thác

tại Tiền Hải (Thái Bình)

đối với Ngành Dầu khí

Việt Nam trên hành

trình tìm kiếm nguồn tài

nguyên làm giàu cho Tổ

quốc

Thăm cán bộ, kỹ sư tại giếng khoan Tiền Hải C, Thủ tướng Chính phủ Phạm Văn Đồng nhấn mạnh: "Trong niềm vui vinh dự, càng lớn lao trọng trách của nghề đi tìm mỏ, làm giàu cho Tổ quốc" Ảnh: Tư liệu

vọng to lớn trên hành trình tìm kiếm, thăm dò, khai thác

nguồn tài nguyên làm giàu cho đất nước, tạo tiền đề

vững chắc cho sự phát triển của ngành công nghiệp dầu

khí trong tương lai

Sau giếng khoan 61, một loạt giếng khoan được thực

hiện trong những năm tiếp theo và những năm gần đây

nhằm tiếp tục tìm kiếm thăm dò và khai thác dầu khí

trong trầm tích Miocen Kết quả đã phát hiện tổng cộng

13 vỉa khí với tổng trữ lượng tại chỗ khoảng 1,3 tỷ m3khí

Tổng sản lượng khí khai thác và cung cấp của mỏ khí Tiền

Hải C từ năm 1981 đến nay đạt khoảng 850 triệu m3khí

Trong đó, giai đoạn 1981 - 1991 chủ yếu phục vụ sản xuất

điện, đáp ứng nhu cầu hoạt động của các doanh nghiệp

tại khu công nghiệp huyện Tiền Hải, sử dụng nhiên liệu

khí để sản xuất ra hàng triệu sản phẩm chất lượng cao,

đóng góp quan trọng vào việc chuyển dịch cơ cấu, phát

triển kinh tế, xã hội tỉnh Thái Bình

TS Đỗ Văn Khạnh - Bí thư Đảng ủy, Chủ tịch HĐTV

Tổng công ty PVEP cho biết, kế thừa những thành quả to

lớn của các thế hệ đi trước, PVEP và Công ty Dầu khí Sông

Hồng - đơn vị trực tiếp triển khai các hoạt động thăm dòkhai thác tại địa bàn, đã và đang tích cực áp dụng nhiềugiải pháp kỹ thuật nhằm duy trì sản lượng khai thác khítại Tiền Hải Đồng thời, tiếp tục tìm kiếm thăm dò, đánhgiá trữ lượng tại các cấu tạo tiềm năng ở Miền võng HàNội và các khu vực thuộc Bể trầm tích sông Hồng để triểnkhai các dự án phát triển, nhằm đáp ứng nhu cầu khí đốtcủa tỉnh Thái Bình và các tỉnh Đồng bằng Bắc bộ về lâudài Các cấu tạo dầu khí mới được phát hiện ngoài khơikhu vực tỉnh Thái Bình như: Hắc Long, Địa Long tại Lô103&107; Hàm Rồng tại Lô 102 & 106 là những cơ hội đầytriển vọng để phát triển khai thác nhằm gia tăng nguồnnhiên liệu, phục vụ phát triển sản xuất công nghiệp ở khuvực Bắc Bộ trong thời gian tới

“Sự kiện khai thác dòng khí công nghiệp đầu tiên tạiThái Bình luôn là mốc lịch sử vẻ vang và đáng tự hào củanhững người làm Dầu khí Việt Nam, mang ý nghĩa hếtsức to lớn, đánh dấu thành quả đầu tiên của Ngànhtrong công tác khai thác dầu khí trên đất liền Tiếp nốinhững thành quả này, các thế hệ lãnh đạo, cán bộ kỹthuật, công nhân lao động Ngành Dầu khí đã không

Tập đoàn Dầu khí Việt Nam trao tặng Biểu trưng kỷ niệm “30 năm khai thác dòng khí đầu tiên tại mỏ khí Tiền Hải C” cho các CBCNV

đã có những đóng góp to lớn trong ngày đầu vận hành mỏ khí Tiền Hải C - Thái Bình Ảnh: Lê Khoa

ngừng rèn luyện, phấn đấu để triển khai thành công các

dự án tìm kiếm thăm dò khai thác dầu khí, gia tăng trữ

lượng, nâng cao hệ số thu hồi sản phẩm, góp phần đảm

bảo an ninh năng lượng Quốc gia và sự phát triển bền

vững của toàn Ngành Dầu khí Việt Nam” - TS Đỗ Văn

Khạnh nhấn mạnh

Trọng trách của người đi tìm lửa

Phát biểu tại buổi lễ, TSKH Phùng Đình Thực - Tổng

giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam nhấn mạnh: Sau 50

năm xây dựng và phát triển, đến nay, Tập đoàn Dầu khí

Việt Nam đã trở thành tập đoàn kinh tế mạnh, đóng góp

tích cực, hiệu quả vào sự phát triển của đất nước Từ một

nước không có dầu khí, Việt Nam đã khai thác được dầu

khí với mốc son khai thác dòng khí công nghiệp đầu tiên

(năm 1981), khai thác dòng dầu đầu tiên (năm 1986) Với

việc đưa NMLD Dung Quất vào hoạt động, Việt Nam đã

xây dựng được một nền công nghiệp dầu khí hoàn

chỉnh, từ tìm kiếm thăm dò, đến khai thác, chế biến dầu

khí, biến nguồn tài nguyên thành sản phẩm phục vụ cho

nền kinh tế quốc dân Hiện nay, Tập đoàn đã xây dựng

đội ngũ cán bộ mạnh với trên 40.000 CBCNV đủ sức tiếnhành các hoạt động dầu khí cả ở trong và ngoài nước.Với sự đóng góp các sản phẩm thiết yếu, Tập đoàn Dầukhí Việt Nam đã trở thành một trong những công cụ điềutiết kinh tế vĩ mô của Chính phủ; tham gia công tác bảo

vệ chủ quyền quốc gia trên biển, đóng góp tích cực vàocông tác an sinh xã hội Trong giai đoạn hiện nay, bêncạnh việc tìm kiếm thăm dò dầu khí ở các lô truyềnthống, Tập đoàn tiếp tục đẩy mạnh việc tìm kiếm thăm

dò dầu khí ở nước ngoài và tại các lô xa hơn trong nước.Bên cạnh đó, Tập đoàn triển khai xây dựng hệ thốngđường ống dẫn khí Nam Côn Sơn 2, Lô B - Ô Môn; xâydựng Nhà máy Lọc dầu số 2 & 3, Tổ hợp Hóa dầu miềnNam, các dự án nhiên liệu sinh học; xây dựng các nhàmáy nhiệt điện khí, nhiệt điện than…

Một sự kiện ghi dấu ấn quan trọng đó là việc đưadòng khí công nghiệp đầu tiên vào khai thác ngày19/4/1981 Đây là một mỏ khí không lớn nhưng vào thờiđiểm khó khăn ấy, việc khai thác nguồn khí phục vụ sảnxuất mang ý nghĩa xã hội to lớn, góp phần thúc đẩy sự

PETROVIETNAM

TSKH Phùng Đình Thực - Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam phát biểu tại buổi lễ Ảnh: Văn Khoa

phát triển của Ngành Dầu khí Việt Nam Là người trực tiếp

tham gia sự kiện này, Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí

Việt Nam TSKH Phùng Đình Thực cho rằng: đây là công

trình đầu tay của những cán bộ trẻ, để lại nhiều kỷ niệm,

nhiều bài học quan trọng trong suốt quá trình công tác

trong Ngành Dầu khí Đó là bài học về sự năng động, sáng

tạo, ý chí tự lực tự cường, sự quyết tâm để tìm ra sản phẩm

đạt yêu cầu, đạt chất lượng và cung cấp ổn định Bài học

về công tác đào tạo, sẽ không có công trình đó nếu không

có những cán bộ được đào tạo chuyên ngành Đây là bài

học mà khi triển khai Chiến lược tăng tốc phát triển, Tập

đoàn Dầu khí Việt Nam đã xác định nâng cao chất lượng

nguồn nhân lực là một trong ba giải pháp đột phá Trên

cơ sở đó, khởi động các chương trình đào tạo bài bản,

chuyên sâu ở trong và ngoài nước, kể cả đào tạo chuyên

gia, đào tạo cơ bản ban đầu, đào tạo tại chỗ Bài học thứ

ba, công trình dù nhỏ nhưng đã đảm bảo tiêu chuẩn củacông nghiệp khí, đảm bảo tính chất khoa học, ra đượcnhững sản phẩm đáp ứng yêu cầu hết sức khắt khe củacông nghiệp khí, thiết kế trên cơ sở an toàn, khoa học,những tiêu chuẩn về dầu khí được đảm bảo…

Nhân dịp này, Bí thư Tỉnh ủy tỉnh Thái Bình NguyễnHạnh Phúc và Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt NamTSKH Phùng Đình Thực đã tặng hoa và trao tặng Biểutrưng kỷ niệm “30 năm khai thác dòng khí đầu tiên tại

mỏ khí Tiền Hải C” cho các cán bộ, công nhân viên đã cónhững đóng góp to lớn trong ngày đầu vận hành mỏ khíTiền Hải C - Thái Bình Cũng tại buổi lễ, Tổng công tyThăm dò Khai thác Dầu khí đã trao học bổng cho 30 họcsinh giỏi có hoàn cảnh khó khăn tại huyện Tiền Hải, tỉnhThái Bình

Trong những năm gần đây, sản lượng khí đốt khai thác của các giếng khoan tại khu vực Tiền Hải sụt giảm mạnh, không đủ đáp ứng nhu cầu khí đốt cho Khu công nghiệp Tiền Hải Để đáp ứng nhu cầu khí đốt nhằm phát triển khu công nghiệp Tiền Hải, Thái Bình cũng như công nghiệp dầu khí ở khu vực Bắc

bộ, Tổng công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí (PVEP) và Công ty dầu khí Sông Hồng đã và đang tích cực triển khai các hoạt động thăm dò tìm kiếm, đánh giá trữ lượng các cấu tạo tiềm năng ở miền võng Hà Nội và các khu vực thuộc bể trầm tích sông Hồng Hiện Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đã giao cho Tổng công ty Khí Việt Nam (PV GAS) triển khai lập “Dự án đầu tư xây dựng hệ thống thu gom

và phân phối khí mỏ Hàm Rồng và Thái Bình, Lô

102 & 106” với mục tiêu: nghiên cứu khả thi Dự án đường ống vận chuyển khí từ mỏ Hàm Rồng, Thái Bình về bờ và tới Trung tâm phân phối khí; nghiên cứu khả thi Hệ thống phân phối khí thấp áp cho các Khu công nghiệp tỉnh Thái Bình có tính đến phương

án cấp sớm bằng LPG Đặc biệt, trong giai đoạn này, Tập đoàn cũng ưu tiên xây dựng tuyến đường ống dẫn khí từ mỏ Hàm Rồng, Thái Bình vào bờ, tạo xương sống cho ngành công nghiệp khai thác sản xuất khí tại Trung tâm khí Thái Bình và các vùng phụ cận Hà Nội, Hải Phòng Theo Quy hoạch tổng thể phát triển ngành công nghiệp khí Việt Nam giai đoạn đến năm 2015, định hướng đến năm 2025 đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt, thị trường tiêu thụ khí hóa lỏng trong nước sẽ đạt 1,7 - 2,1 tỷ

m 3 vào năm 2015; Thái Bình và vùng biển ngoài khơi Thái Bình sẽ trở thành một trong những khu vực quan trọng của Ngành Dầu khí Việt Nam trong việc phát triển công nghiệp khí của toàn miền Bắc

Việt Hà

Công tác khoan thăm dò tại miền võng Hà Nội Ảnh: CTV

Triển khai quyết liệt công tác tìm kiếm, thăm dò, khai

thác dầu khí

Trước xu thế giảm sản lượng ở một số mỏ trong nước,

từ đầu năm 2011, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đã triển khai

quyết liệt, đồng bộ công tác tìm kiếm thăm dò, khai thác

dầu khí, do đó đã duy trì và vượt mức kế hoạch khai thác

đã đề ra Tổng sản lượng khai thác quy dầu đạt 6,02 triệu

tấn, bằng 104,5% kế hoạch Quý I/2011 và 26% kế hoạch

năm 2011, tăng 1,6% so với cùng kỳ năm 2010, trong đó:

sản lượng khai thác dầu thô đạt 3,68 triệu tấn, bằng

102,7% kế hoạch Quý I/2011 và 24,6% kế hoạch năm

2011, tăng 2,5% so với cùng kỳ năm 2010 Sản lượng khai

thác khí đạt 2,33 tỷ m3, bằng 107,5% kế hoạch Quý I/2011

và 28,5% kế hoạch năm 2011, tăng 0,2% so với cùng kỳnăm 2010 Tập đoàn đã ký 2 hợp đồng dầu khí mới ởtrong nước gồm: hợp đồng PSC lô 05-2/10 với tổ hợp nhàthầu Talisman/PVEP và hợp đồng PSC lô 148-149 vớiPVEP; khoan thăm dò thẩm lượng 7 giếng với tổng số29.572m khoan Sản lượng xuất bán dầu thô đạt 3,65 triệutấn (trong đó: xuất khẩu là 1,96 triệu tấn, cung cấp choNhà máy Lọc dầu Dung Quất là 1,56 triệu tấn, bán 131nghìn tấn dầu thô khai thác ở nước ngoài); cung cấp 2,31

tỷ m3khí khô cho các hộ tiêu thụ trong nước, bằng 116%

kế hoạch Quý I/2011 và 29% kế hoạch năm 2011, tăng0,5% so với cùng kỳ năm 2010

Petrovietnam đạt doanh thu 151,2 nghìn tỷ đồng, tăng 59,4% so với cùng kỳ năm 2010

Ngày 6/4/2011, Tập đoàn Dầu

khí Việt Nam tổ chức cuộc họp báo

trực tuyến tại 3 điểm cầu Hà Nội,

Dung Quất, Tp Hồ Chí Minh công bố

kết quả sản xuất kinh doanh Quý

I/2011 Petrovietnam tiếp tục khẳng

định vai trò của Tập đoàn kinh tế

hàng đầu của đất nước, công cụ

điều tiết kinh tế vĩ mô của Chính

phủ với tổng doanh thu Quý I/2011

Lãnh đạo Tập đoàn Dầu khí Việt Nam trả lời câu hỏi của các nhà báo tại buổi Họp báo công

bố kết quả sản xuất kinh doanh Quý I/2011 Ảnh: Ngọc Linh

Cũng trong Quý I/2011, Tập đoàn cung cấp cho lưới

điện quốc gia 3,76 tỷ KWh, bằng 115,1% kế hoạch Quý

I/2011 và 30,6% kế hoạch cả năm 2011, tăng 24,7% so với

cùng kỳ năm 2010 Tập đoàn đã hoàn thành đầu tư và đưa

vào vận hành thương mại tổ máy số 1 từ ngày 22/2/2011

(GT11 - vượt tiến độ 8 ngày) và tổ máy số 2 từ ngày

7/3/2011 (GT12 - vượt tiến độ 22 ngày) của Nhà máy Điện

Nhơn Trạch 2, bổ sung cho lưới điện Quốc gia trên 275

triệu kWh trong Quý I/2011 Sản xuất 218,4 nghìn tấn

phân urea, đạt 107,1% kế hoạch Quý I/2011 và 30% kế

hoạch năm 2011; triển khai bán hàng hỗ trợ giá đạm Phú

Mỹ (DPM) tại các tỉnh miền Trung Bộ và Nam Trung Bộ

nhằm hỗ trợ nông dân khắc phục hậu quả sau lũ và sớm

phục hồi sản xuất vụ Đông Xuân… Sản phẩm sản xuất từ

Nhà máy Lọc dầu Dung Quất đạt 1,37 triệu tấn, sản phẩm

xăng dầu từ Nhà máy Condensate Phú Mỹ đạt 119,2

nghìn tấn; tổng sản phẩm chế biến dầu khí toàn Tập đoàn

Quý I đạt 1,42 triệu tấn, tăng 43,4% so với cùng kỳ năm

2010 Doanh thu dịch vụ dầu khí Quý I đạt 45 nghìn tỷ

đồng, bằng 107% kế hoạch Quý I, 25% kế hoạch cả năm

(183 nghìn tỷ đồng) và tăng 24% so với cùng kỳ năm 2010

(Quý I/2010 đạt 36,2 nghìn tỷ đồng), chiếm 30% tổng

doanh thu toàn Tập đoàn

Bên cạnh đó, hoạt động khoa học công nghệ và đào

tạo được triển khai tích cực, công tác an ninh, an toàn

dầu khí, an toàn môi trường, an toàn lao động, phòng

chống cháy nổ trên các công trình dầu khí được giám sát

chặt chẽ và thực hiện nghiêm túc Tập đoàn giao cho

Viện Dầu khí Việt Nam (VPI) 40 đề tài/nhiệm vụ khoa học

công nghệ; tổ chức nghiệm thu xong và có biên bản

nghiệm thu 3 đề tài/nhiệm vụ thuộc lĩnh vực An toàn

sức khoẻ môi trường, 1 đề tài/nhiệm vụ thuộc lĩnh vực

tìm kiếm thăm dò khai thác dầu khí Công tác an sinh xã

hội được triển khai tích cực, với tổng số tiền thực hiện

Quý I đạt trên 48 tỷ đồng, bằng 8% so với kế hoạch cả

năm (600 tỷ đồng)

Từ đầu năm 2011 đến hết tháng 3/2011, Tập đoàn

đã khởi công 8 dự án, khánh thành 14 dự án/công trình;

rà soát đình hoãn 19 dự án với giá trị trên 582 tỷ đồng,

giãn tiến độ 45 dự án đầu tư chưa thực sự cấp bách, khó

khăn trong thu xếp vốn với tổng giá trị xem xét giãn tiến

độ gần 6.000 tỷ đồng; tổng giá trị đình hoãn, giãn tiến

độ các dự án là gần 6.600 tỷ đồng Tuy nhiên, theo đồng

chí Đinh La Thăng - Ủy viên BCH Trung ương Đảng, Bí thư

Đảng ủy, Chủ tịch HĐTV Tập đoàn Dầu khí Việt Nam: Đối

với các dự án trọng điểm trong năm 2011 như các dự án

điện thuộc Tổng sơ đồ điện VI đã được Chính phủ phêduyệt để đảm bảo bổ sung nguồn điện cho hệ thống,các dự án thuộc ngành nghề sản xuất kinh doanh chính

là thăm dò khai thác, chế biến dầu khí, Tập đoàn Dầu khíViệt Nam đang quyết liệt triển khai, sẽ tập trung mọinguồn lực, hoàn thành đúng tiến độ để sớm đưa các dự

án này vào hoạt động

Phấn đấu khai thác vượt mức 5,68 triệu tấn quy dầu trong Quý II/2011

Trong Quý II/2011, Tập đoàn phấn đấu hoàn thànhvượt mức kế hoạch khai thác 5,68 triệu tấn quy dầu(trong đó 3,51 triệu tấn dầu thô, 2,17 tỷ m3khí) Cũngtrong Quý này, Tập đoàn đặt kế hoạch sản xuất 148 nghìntấn urea, 3,85 tỷ Kwh điện, 1,56 triệu tấn xăng dầu cácloại; xuất bán 3,5 triệu tấn dầu thô, trong đó cấp cho Nhàmáy Lọc dầu Dung Quất 1,56 triệu tấn, cung cấp 2,02 tỷ

m3khí khô cho các hộ tiêu thụ trong nước Trên cơ sở dựkiến giá dầu trung bình đạt 100USD/thùng, Tập đoànphấn đấu hoàn thành và hoàn thành vượt mức kế hoạchdoanh thu 152,12 nghìn tỷ đồng (trong đó, doanh thungoại tệ đạt 2,62 triệu USD), nộp ngân sách Nhà nước

phấn đấu đạt 37,12 nghìn tỷ đồng, lợi nhuận trước thuế

đạt 23,5 nghìn tỷ đồng

Trên cơ sở đó, Tập đoàn triển khai quyết liệt các giải

pháp trọng tâm, tập trung chỉ đạo thực hiện thắng lợi

Chương trình hành động của Tập đoàn số 196/CTr-DKVN

ngày 10/1/2011 thực hiện Nghị quyết số 02/NQ - CP và số

1893/CTr-DKVN ngày 8/3/2011 thực hiện Nghị quyết số

11/NQ-CP ngày 24/2/2011 của Chính phủ; triển khai thực

hiện Chương trình hành động của Đảng ủy Tập đoàn thực

hiện quyết liệt Nghị quyết Đại hội Đảng toàn quốc lần thứ

XI và Nghị quyết Đại hội Đảng bộ Tập đoàn Dầu khí Quốc

gia Việt Nam lần thứ I Đồng thời, Tập đoàn tập trung chỉ

đạo triển khai thực hiện kết luận của BCH Đảng bộ Tập

đoàn về đẩy mạnh thực hiện Nghị quyết 233/NQ-ĐU của

Đảng ủy Tập đoàn nhằm nâng cao hơn nữa năng lực cạnh

tranh của các đơn vị cung cấp dịch vụ trong Ngành để

tiếp tục phát huy nội lực, tăng cường và ưu tiên sử dụng

dịch vụ/hàng hoá trong Ngành, trong nước phục vụ các

hoạt động dầu khí; đẩy mạnh thực hiện các Nghị quyết

chuyên đề về tăng cường và ưu tiên đầu tư tạo bước đột

phá trong lĩnh vực tìm kiếm thăm dò khai thác dầu khí, về

đẩy mạnh đầu tư trong lĩnh vực chế biến dầu khí

Đồng thời, Tập đoàn tiếp tục đôn đốc, phối hợp vớicác nhà thầu dầu khí triển khai công tác tìm kiếm thăm dò

và khai thác dầu khí theo kế hoạch đề ra; khai thác hiệuquả tàu địa chấn 2D; tổ chức đàm phán và ký các Hợpđồng dầu khí mới (lô 45; lô 13/03 và lô 102 & 106/10) khiđược Chính phủ phê duyệt Tập đoàn phấn đấu đưa hai

mỏ dầu mới là Chim Sáo và Dana lô SK305 (Malaysia) vàokhai thác từ tháng 7/2011; giám sát chặt chẽ hoạt độngkhai thác của các Nhà thầu dầu khí, đảm bảo an toàn,tuân thủ đúng sơ đồ công nghệ và kế hoạch sản lượngkhai thác đã được phê duyệt Vận hành an toàn Nhà máyLọc dầu Dung Quất, các hệ thống vận chuyển khí, Nhàmáy Đạm Phú Mỹ, các Nhà máy Điện Cà Mau 1 & 2, ĐiệnNhơn Trạch 1 & 2 Đôn đốc việc chuẩn bị cho đợt bảodưỡng lớn Nhà máy Lọc dầu Dung Quất từ 15/7/2011.Hợp tác chặt chẽ với Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN)trong việc phối hợp giữa vận hành, huy động và bảodưỡng các nhà máy điện với việc vận hành và bảo dưỡngcác đường ống dẫn khí, bảo đảm cung cấp điện cho lướiđiện Quốc gia theo đúng kế hoạch đề ra

Một trong những nhiệm vụ trọng tâm trong QuýII/2011 là tiếp tục đẩy mạnh áp dụng các giải pháp khoahọc công nghệ, đào tạo, giám sát chặt chẽ hoạt động dầukhí, đảm bảo an toàn, bảo vệ tài nguyên môi trường sinhthái; tiếp tục công tác tái cấu trúc, sắp xếp lại các đơn vị;tiếp tục rà soát dừng, giãn tiến độ các dự án đầu tư chưathực sự cấp bách, khó khăn trong thu xếp vốn Tập đoàn

sẽ đẩy mạnh hơn nữa các phong trào thi đua, phát huysáng kiến, cải tiến kỹ thuật đi đôi với thực hành tiết kiệm,chống tham nhũng lãng phí; đảm bảo thu nhập choCBCNV trong tất cả các đơn vị thành viên, tổ chức thựchiện tốt công tác an sinh xã hội

Các đơn vị đạt mức tăng trưởng cao so với cùng kỳ năm 2010

- 3 đơn vị đạt mức doanh thu vượt trên 120% kế hoạch: Vietsovpetro, PVEP, PV GAS;

- 15 đơn vị có tốc độ tăng trưởng doanh thu trên 20% so với cùng kỳ năm 2010: Vietsovpetro, PVEP, PV GAS, PV Power, PETEC,

PV Drilling, PTSC, DMC, PVI, PV EIC, PVFCCo, PVE, VPI, PVMTC, PV Security;

- 4 đơn vị đạt mức lợi nhuận trước thuế vượt trên 120% kế hoạch: Vietsovpetro, PVEP, PV Power, DMC;

- 6 đơn vị có mức nộp ngân sách Nhà nước trên 120% kế hoạch: Vietsovpetro, PVEP, PVC, PETROSETCO, PVE, PVMTC.

Ngọc Linh

Các dự án hợp tác giữa Petrovietnam và PDVSA trong

chuỗi các giá trị dầu khí, từ tìm kiếm thăm dò đến chế

biến, thương mại, đóng tàu và vận chuyển dầu khí là các

dự án lớn, quan trọng, có ý nghĩa đặc biệt trong chiến

lược mở rộng hợp tác đầu tư với các đối tác nước ngoài

Trong số các dự án đó, dự án hợp tác liên doanh khai thác

và nâng cấp dầu nặng tại Lô Junin 2 (Venezuela) là một dự

án có tổng vốn đầu tư và quy mô rất lớn, có ý nghĩa đầu

tàu định hướng phát triển các dự án hợp tác giữa hai nước

trong lĩnh vực dầu khí, kinh tế nói riêng, cũng như trong

quan hệ hợp tác giữa hai nước nói chung Các dự án hợp

tác nói trên trong thời gian qua đã được Petrovietnam và

PDVSA tích cực triển khai dưới sự quan tâm và hỗ trợ đặc

biệt từ Lãnh đạo cấp cao hai Nhà nước

Trong thời gian ở Caracas, Chủ tịch HĐTV Tập đoàn

Dầu khí Việt Nam đã có các buổi làm việc với ông Rafael

Ramírez Carreño - Phó Tổng thống Venezuela, Phó Chủtịch Đảng XHCN Thống nhất Venezuela (Đảng cầmquyền), Bộ trưởng Năng lượng và Dầu khí Venezuela kiêmChủ tịch PDVSA và các Phó Chủ tịch PDVSA phụ trách các

dự án khâu đầu và các dự án khâu sau Trong các buổi làmviệc, hai Bên đã kiểm điểm lại tình hình triển khai hợp táctrong bốn lĩnh vực chính gồm: Công ty Liên doanhPetromacareo, Dự án nghiên cứu tổng thể chung vùnglòng hồ Maracaibo, Dự án mở rộng và nâng cấp Nhà máyLọc dầu Dung Quất, cùng các vấn đề thương mại và cungcấp dầu thô và các sản phẩm dầu, vận tải và đóng tàu Đồng thời, các bên thảo luận và thống nhất các biệnpháp cần thiết để thúc đẩy các dự án triển khai đúng tiến

độ, đặc biệt đảm bảo có sản lượng khai thác công nghiệp

từ Liên doanh Petromacareo tại Lô Junin 2 vào QuýIV/2012 với sản lượng tăng dần theo các năm và đạt được

từ Lô Junin 2 vào Quý IV/2012

Chủ tịch HĐTV Tập đoàn Dầu khí Việt Nam Đinh La Thăng làm việc với Phó Tổng thống Venezuela Rafael Ramírez Carreño Ảnh: PVN

sản lượng đỉnh 10 triệu tấn vào năm 2016 Để đảm bảo

được mục tiêu đó, hai bên đã thống nhất một loạt các giải

pháp thực hiện, kể cả chương trình công tác và ngân sách

hoạt động cho năm 2011 - 2012, bao gồm các chương

trình thẩm lượng, phát triển, lắp đặt các hệ thống thiết bị

khai thác, xây dựng đường ống vận chuyển dầu, các

phương án cung cấp các loại hình dịch vụ dầu khí mà các

bên có thế mạnh cho Liên doanh

Tại buổi làm việc, Phó Tổng thống Venezuela Rafael

Ramírez Carreño bày tỏ hài lòng về sự hợp tác chặt chẽ và

hiệu quả của Petrovietnam trong tất cả các dự án dầu khí

mà hai bên đang triển khai Đồng thời, Phó Tổng thống

Venezuela cũng nhấn mạnh dự án hợp tác Liên doanh

Junin 2 được coi là tốt nhất, là hình mẫu tiêu biểu trong số

các Liên doanh PDVSA đã và đang triển khai với các đối

tác nước ngoài (hiện PDVSA đang triển khai một loạt các

liên doanh tương tự với các nước Nga, Belarus, Trung

Quốc, Ý, Ấn Độ, Tây Ban Nha, Malaysia ) Dự án Liên

doanh với Việt Nam sẽ là dự án đầu tiên cho sản lượng

khai thác dầu khí công nghiệp trong số các dự án cùng kỳ,

đứng thứ hai là dự án của Ý

Phó Tổng thống Venezuela khẳng định tiếp tục dành

sự ủng hộ tối đa cho việc triển khai dự án, kể cả giảm

thiểu các thủ tục hành chính, đơn giản hóa các quy trình,

đảm bảo có dòng dầu công nghiệp vào Quý IV/2012,

thậm chí phía Venezuela còn quyết tâm đẩy mạnh tiến độ

đạt được dòng dầu đầu tiên sớm hơn mốc nêu trên, dành

sự ưu tiên số một cho dự án để xứng đáng là hình mẫucho các liên doanh khác học tập, đồng thời ủng hộ đềnghị của Petrovietnam cho phép các công ty dịch vụ dầukhí của Petrovietnam tham gia các loại hình dịch vụ cho

dự án (hoạt động khoan, thiết kế, xây dựng, cung ứng vàxây lắp các công trình phục vụ cho việc khai thác, kể cảđường ống dẫn dầu, bảo hiểm ) Theo Phó Tổng thốngRafael Ramírez Carreño, việc triển khai thành công vànhanh chóng các dự án hợp tác trong lĩnh vực dầu khí,không chỉ có ý nghĩa kinh tế thương mại thuần túy, mà sẽđóng vai trò đầu tàu, định hướng trong việc thúc đẩy tổngthể các mối quan hệ hợp tác về kinh tế nói riêng cũng nhưquan hệ truyền thống giữa hai nước Việt Nam - Venezuelanói chung, đồng thời bày tỏ Venezuela sẵn sàng là nguồn

dự trữ chiến lược cung cấp dầu thô và các sản phẩm dầukhí lâu dài cho Việt Nam

Kết thúc đợt công tác, Petrovietnam và PDVSA đã kýBiên bản làm việc, Thỏa thuận mở rộng khu vực nghiêncứu chung vùng lòng hồ Maracaibo, Thỏa thuận hỗ trợ kỹthuật và mua sắm, cung cấp thiết bị và vật tư cho Công tyLiên doanh Petromacareo Cũng trong thời gian làm việctại Venezuela, Chủ tịch HĐTV Petrovietnam đã có chuyếnthị sát thực địa để kiểm tra và đôn đốc các hoạt động dầukhí tại hiện trường

PETROVIETNAM

Ngọc Trung

Hợp đồng thành lập và quản lý Công ty Liên doanh PetroMacareo Lô Junin 2 - Venezuela được ký ngày 29/6/2010 Ảnh: CTV

Tại Hội nghị tổng kết 2 năm thực hiện Nghị quyết

233/NQ-ĐU về “phát huy nội lực, tăng cường và

ưu tiên sử dụng các dịch vụ của các đơn vị thành

viên trong Tập đoàn” ngày 2/4/2011 tại Vũng Tàu, Phó

Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam Vũ Quang

Nam cho biết, sau 2 năm thực hiện Nghị quyết 233, kết

quả đạt được trong lĩnh vực dịch vụ dầu khí của Tập đoàn

đã có bước đột phá quan trọng, phát triển được nhiều sản

phẩm dịch vụ mới, luôn đạt được mức tăng trưởng cao

qua các năm Năm 2009, doanh thu dịch vụ đạt 96,37

nghìn tỷ đồng, bằng 128% kế hoạch năm, tăng 58% so với

năm 2008, chiếm 34% tổng doanh thu toàn Tập đoàn

Năm 2010, doanh thu dịch vụ đạt 152,5 nghìn tỷ đồng,

bằng 135% kế hoạch, tăng 58% so với cùng kỳ năm 2009,

chiếm 32% tổng doanh thu toàn Tập đoàn Việc mở rộng

dịch vụ dầu khí ra nước ngoài được tích cực triển khai, uy

tín và thương hiệu của các đơn vị làm dịch vụ ngày càng

được khẳng định

Ðến nay, hầu hết các đơn vị dịch vụ của Tập đoàn đều

có đủ năng lực và khả năng cạnh tranh để thực hiện được

100% yêu cầu dịch vụ theo mục tiêu trọng tâm của từngđơn vị Điển hình là: Vietsovpetro (dịch vụ vận hành cácgiàn khai thác dầu khí, khoan tìm kiếm thăm dò và khaithác dầu khí, xây lắp các công trình biển, dịch vụ khoa họccông nghệ ), PTSC (dịch vụ xây lắp các công trình biển,tàu thuyền, kho/bãi); PV Drilling (khoan và dịch vụkhoan); PVC (xây lắp các công trình dầu khí trên bờ, trênbiển, các công trình dân dụng dầu khí); PV GAS (vậnchuyển khí bằng đường ống, cung ứng khí dân dụng,LPG, CNG); PVTrans (vận chuyển dầu thô, sản phẩm dầu,khí, hóa chất); PV OIL (dịch vụ thương mại, xuất nhậpkhẩu dầu thô và xăng dầu, cung ứng các sản phẩm dầu),PVI (cung cấp dịch vụ bảo hiểm); PVFC (cung cấp dịch vụtài chính); PV EIC (cung cấp dịch vụ kiểm định năng lượng,dịch vụ O&M) và các đơn vị khác: DMC, VPI, PVMTC Bên cạnh việc phát triển các dịch vụ truyền thống,giai đoạn 2009 - 2010, Tập đoàn đã phát triển nhiều sảnphẩm dịch vụ mới thuộc các lĩnh vực chuyên ngành chủyếu để nâng cao năng lực cạnh tranh của các đơn vị dịch

vụ trong Tập đoàn, thực hiện chủ trương của Bộ Chính trị:

tăng thu ngoại tệ cho đất nước

Doanh thu từ dịch vụ

của Tập đoàn Dầu khí

Quốc gia Việt Nam tăng

Chính phủ cân đối nguồn

ngoại tệ xuất - nhập khẩu,

giảm nhập siêu

Đẩy mạnh phát triển dịch vụ dầu khí:

Nâng cao năng lực cạnh tranh,

Thi công xây lắp Nhà máy sản xuất nhiên liệu sinh học phía Bắc Ảnh: CTV

“Người Việt Nam ưu tiên dùng hàng Việt Nam” Điển hình

là các dịch vụ: thực hiện tổng thầu (EPC) các công trình

dầu khí, đóng mới giàn khoan, đóng mới và sửa chữa

phương tiện nổi, dịch vụ khảo sát địa chấn 2D, dịch vụ

bảo dưỡng và vận hành các công trình dầu khí, dịch vụ

giám định, kiểm định năng lượng, dịch vụ bọc ống, chế

tạo và cung cấp cọc bê tông đúc sẵn, dịch vụ vận tải sản

phẩm dầu, dịch vụ cung cấp CNG, cung cấp xăng E5

Bên cạnh đó, do hoạt động dịch vụ phát triển mạnh

và đồng bộ, Tập đoàn đã tập trung đầu tư các cơ sở vật

chất kỹ thuật, thiết bị hiện đại, chủ động hơn trong việc

thực hiện tiến độ các dự án đầu tư Đặc biệt, việc đầu tư

và đưa tàu địa chấn 2D vào hoạt động và tự tổ chức

khảo sát trên thềm lục địa Việt Nam (trước đây công

việc này phải thuê các tàu dịch vụ nước ngoài) đã tạo

chủ động cho Tập đoàn trong việc thực hiện các nhiệm

vụ và góp phần bảo vệ chủ quyền quốc gia trên biển Sự

phối hợp, hỗ trợ cùng phát triển giữa các đơn vị trong

Tập đoàn thông qua việc tăng cường sử dụng dịch vụ

và thực hiện dịch vụ giữa các đơn vị đã có chuyển biến

tích cực, tính chuyên nghiệp trong công tác dịch vụ dầu

khí được nâng cao Tuy nhiên, những năm qua Tập đoàn

chỉ chiếm 47% thị trường dịch vụ khoan, 37% thị trường

vận chuyển dầu thô xuất khẩu, trong khi đây là thị

trường dịch vụ kỹ thuật quan trọng của Ngành Dầu khí

Góp phần cân đối ngoại tệ xuất - nhập khẩu

Cũng thông qua việc triển khai Nghị quyết 233, năng

lực và chất lượng dịch vụ được nâng cao, đủ khả năngcạnh tranh và thực hiện được các dự án phức tạp, đòi hỏicông nghệ cao trước đây phải thuê nhà thầu nước ngoàithực hiện Trình độ, năng lực của đội ngũ cán bộ làm dịch

vụ được nâng cao, đủ khả năng vận hành, làm tổng thầuđược các công trình đòi hỏi trình độ chuyên môn cao màtrước đây phải thuê nhà thầu và chuyên gia nước ngoàithực hiện: giàn khai thác dầu khí, giàn khoan tự nâng,FSO, FPSO, nhà máy đạm, nhà máy nhiệt điện khí, cáccông trình khí, đội tàu dịch vụ, hệ thống kho, căn cứ dịchvụ ; thực hiện các dịch vụ bọc ống, đóng giàn khoan,đóng tàu, dịch vụ tài chính, bảo hiểm, kiểm định nănglượng, thông tin, khoa học công nghệ cao, đào tạo,thương mại

Sự phát triển vượt bậc của các đơn vị dịch vụ trongTập đoàn trong hai năm qua đã có tác động quan trọngvào việc giảm chi phí thuê dịch vụ từ nước ngoài, hạn chếnguồn ngoại tệ chảy ngược ra nước ngoài, góp phầncùng Chính phủ cân đối nguồn ngoại tệ xuất - nhập khẩu,giảm nhập siêu Cụ thể, năm 2008, giá trị dịch vụ phảithuê nước ngoài thực hiện 170,7 nghìn tỷ đồng (tươngđương 9,5 tỷ USD) chiếm tỷ trọng thuê dịch vụ nướcngoài là 76,9% tổng nhu cầu thuê dịch vụ toàn ngành;năm 2009 giá trị dịch vụ phải thuê nước ngoài thực hiện

là 139,2 nghìn tỷ đồng (tương đương 7,33 tỷ USD) giảm2,17 tỷ USD so với năm 2008, chiếm tỷ trọng thuê dịch vụnước ngoài là 68% tổng nhu cầu thuê dịch vụ toànNgành; đến 2010, giá trị dịch vụ phải thuê nước ngoài

thực hiện là 55,79 nghìn tỷ đồng (tương đương 2,86 tỷ

USD) giảm 4,47 tỷ USD so với năm 2009, chiếm tỷ trọng

32,8% tổng nhu cầu thuê dịch vụ toàn ngành (giảm 35,2%

so với năm 2009)

Bên cạnh đó, một số đơn vị trong Ngành đã tích cực

triển khai công tác xuất khẩu dịch vụ dầu khí ra nước

ngoài như: Tổng công ty CP Bảo hiểm Dầu khí Việt Nam

(PVI) ký Hợp đồng tư vấn bảo hiểm cho Rusvietpetro tại

Liên bang Nga, ký thỏa thuận hợp tác trong lĩnh vực bảo

hiểm với Công ty Bảo hiểm Sogaz (do Gazprom sở hữu cổ

phần chi phối); Tổng công ty CP Xây lắp Dầu khí Việt Nam

(PVC) ký Thỏa thuận hợp tác với Công ty Xây lắp

Zarubezhneft Stroimantaz và Tổng công ty CP Dịch vụ Kỹ

thuật Dầu khí Việt Nam (PTSC) ký hợp đồng cung cấp loại

hình tàu PSV DP2 cho Talisman Malaysia Limited với tổng

giá trị hợp đồng hơn 35 triệu USD, Petrosetco đạt doanh

thu dịch vụ ra nước ngoài năm 2009 và 2010 là 55 triệu

USD Nhờ đẩy mạnh dịch vụ trong Ngành, Tập đoàn đã

tiết kiệm 2,67 tỷ USD ngoại tệ trong năm 2009 và tiết

kiệm 6,2 tỷ USD ngoại tệ trong năm 2010

Phát triển dịch vụ dầu khí ra nước ngoài

Trong giai đoạn tới, yêu cầu về mức độ phức tạp và tính

chuyên nghiệp trong dịch vụ kỹ thuật dầu khí ngày càng

cao; điều kiện tìm kiếm thăm dò khai thác dầu khí ngày

càng khó khăn, phức tạp đặt ra những thách thức mới cho

dịch vụ kỹ thuật dầu khí, đòi hỏi phải áp dụng công nghệcao, hiện đại, chất lượng dịch vụ phải đạt chuẩn quốc tế.Đây sẽ là một thách thức không nhỏ trong việc cạnh tranhcung ứng dịch vụ Song chính điều này cũng tạo cho cácdoanh nghiệp trong Ngành cơ hội hội nhập kinh tế quốc

tế, xây dựng môi trường sản xuất kinh doanh chuẩn hóatheo tiêu chuẩn quốc tế Điều này sẽ giúp nâng cao nănglực sản xuất và dịch vụ theo hướng chuyên nghiệp hơn,chất lượng dịch vụ được cải thiện hơn Với trách nhiệm làđầu tàu kinh tế của đất nước, trong năm 2011 và các nămtiếp theo, Tập đoàn phát huy sức mạnh tổng hợp của cả hệthống chính trị toàn Ngành để tiếp tục đẩy mạnh tổ chứcthực hiện Nghị quyết 233; phấn đấu tăng trưởng dịch vụdầu khí năm 2011 đạt cao hơn so với năm 2010 và đến năm

2015, doanh thu dịch vụ đạt đạt 30 - 35% tổng doanh thutoàn Tập đoàn, tỷ trọng giá trị sử dụng dịch vụ trong nội bộTập đoàn chiếm 50% tổng nhu cầu thuê dịch vụ toàn Tậpđoàn Đồng thời, Tập đoàn tập trung đầu tư, quy hoạch cơ

sở vật chất, thiết bị chuyên dụng, con người để nâng caochất lượng, năng lực dịch vụ và khả năng cạnh tranh củađơn vị; gắn kết chặt chẽ giữa các đơn vị trong việc cùng tạo

ra hệ thống sản phẩm, dịch vụ chung; tiếp tục đẩy mạnhphát triển dịch vụ dầu khí ra nước ngoài, trước mắt là tậptrung thực hiện dịch vụ cho các dự án của Tập đoàn và cácđơn vị thành viên của Tập đoàn đầu tư ở nước ngoài.Đồng chí Đinh La Thăng - Ủy viên BCH Trung ươngĐảng, Bí thư Đảng ủy, Chủ tịch HĐTV Tập đoàn Dầu khí

Việt Nam khẳng định: hiệu quả mang lại và tính đúng

đắn của Nghị quyết 233 đã được chứng minh, song đó

mới là kết quả bước đầu, chưa phản ánh hết khả năng và

năng lực hiện có của Tập đoàn Petrovietnam quyết tâm

đẩy mạnh phát triển dịch vụ dầu khí ra nước ngoài, trước

mắt là tập trung thực hiện dịch vụ cho các dự án của Tập

đoàn đầu tư ở nước ngoài Để đạt được mục tiêu này,

Petrovietnam đã đưa ra nhiều giải pháp, như yêu cầu các

doanh nghiệp dịch vụ tái cơ cấu lại các nguồn lực theo

hướng tập trung chuyên sâu vào các ngành nghề chính,

bảo đảm không có sự chồng chéo, quy hoạch lại để khai

thác hiệu quả tối đa cơ sở vật chất của từng đơn vị; các

đơn vị dịch vụ phải phối hợp với nhau để tăng cường

năng lực, thực hiện trọn gói những yêu cầu dịch vụ; từng

đơn vị dịch vụ phải đầu tư cấu trúc lại sản phẩm, dịch vụ,

thiết bị và công nghệ dịch vụ, cải tiến phương pháp quản

lý, để nâng cao chất lượng dịch vụ, đồng thời chủ độngtìm kiếm, thực hiện các dịch vụ phù hợp với năng lực củađơn vị

Trọng tâm sắp tới của Tập đoàn là đẩy mạnh pháttriển dịch vụ kỹ thuật như: cho thuê tàu dịch vụ, phát triểnđội tàu vận tải chuyên ngành dầu khí phát triển dịch vụvận hành khai thác các giàn khoan… vừa nâng cao nănglực cạnh tranh, vừa tăng thu ngoại tệ cho đất nước “Chỉtính riêng 3 tháng đầu năm 2011, doanh thu từ dịch vụdầu khí của Tập đoàn đạt 45 nghìn tỷ đồng Trong năm

2011 này, Tập đoàn quyết tâm khắc phục khó khăn, đẩymạnh sản xuất kinh doanh, đảm bảo mục tiêu tăngtrưởng trên 20% so với năm trước, phấn đấu đạt 200nghìn tỷ đồng doanh thu từ dịch vụ dầu khí” - đồng chíĐinh La Thăng nhấn mạnh

Việt Hà Doanh thu của các loại hình dịch vụ dầu khí giai đoạn 2009 - 2010

Bài báo nêu đặc điểm địa kiến tạo biển Đông và mối quan hệ với sự hình

thành phát triển các bể trầm tích thềm lục địa Việt Nam.

Biển Đông là một vùng vỏ lục địa bị hủy hoại, bào mòn Từ khi xuất hiện

dị thường nhiệt - chùm nấm nhiệt Manti (36 - 15,5 tr n) xảy ra tách giãn đáy

biển Đông ở phần trung tâm nơi vỏ mỏng nhất (10 - 12km) theo hướng Đông

Tây Chỉ cách đây 26 - 15,5 tr n do sự thúc trồi rất mạnh của khối Đông Dương

xuống phía Đông Nam đuôi Tây Nam của trục tách giãn (chịu ứng lực trực

tiếp) đổi hướng từ Đông - Tây sang Đông Bắc - Tây Nam tạo nên đới hút chìm

Broneo - Palawan và bể Sarawak.

Các bể trầm tích thềm lục địa Việt Nam và lân cận hình thành dọc theo các

hệ thống đứt gãy sâu trên các địa hào và bán địa hào dạng tuyến tính ở ven

rìa lục địa từ cuối Eocen, nhưng mạnh nhất là từ cách đây 43 tr n - 15.5 tr n

(tách giãn - căng giãn là chính) Từ cách đây 36 tr n - 15,5 tr n các bể này còn

bị chi phối bởi tách giãn đáy biển Đông, sự thúc trồi xuống Đông Nam và xoay

phải của khối Đông Dương Sau giai đoạn tách giãn là nâng lên bào mòn

Miocen trung - muộn Tiếp theo vào Pliocen - Đệ tứ các bể này liên thông phát

triển trên toàn khu vực và lại rơi vào giai đoạn sụt bậc - do lạnh nguội, co ngót

dẫn đến tái tách giãn mạnh Vì các lý do trên các bể trầm tích hình thành và

phát triển theo cơ chế kéo tách có dạng khác nhau tùy vị trí của mỗi bể.

Các bể trầm tích thềm lục địaViệt Nam và biển Đông có mối quan

hệ nhân quả Phần lớn các bể trầmtích chiếm vị trí ven rìa biển Đông

Có một số bể trầm tích nằm ở xa biểnĐông nhưng lại nằm ở rìa lục địaĐông Dương như Mã Lai - Thổ Chu,Phú Quốc…

Các bể trầm tích nằm ở rìa lục địaĐông Dương và ven rìa biển Đôngcủa Việt Nam bao gồm các bể: SôngHồng, Phú Khánh, Cửu Long, NamCôn Sơn Một số bể nằm sâu hơntrong biển Đông nhưng lại ở ven rìacủa trục tách giãn biển Đông là: TưChính Vũng Mây, nhóm bể Trường Sa,Hoàng Sa (Hình 1)

Đề làm rõ quá trình địa kiến tạo về

sự hình thành và phát triển của các bểtrầm tích cần tìm hiều đặc điểm địa kiếntạo biển Đông và các bề trầm tích này

1 Đặc điểm địa kiến tạo biển Đông

Có thể nói biển Đông là một vùng

vỏ lục địa bị hủy hoại và bào mòn.Nhưng ở trung tâm biển Đông lại tồntại lớp vỏ mang đặc điểm của kiểu vỏđại dương

+ Thành phần vật chất chủ yếu làcủa magma xâm nhập và của phuntrào dacit, andesit, basalt tholeit vàbasalt kiềm, lộ ra lớp basalt khối, cómột ít mảnh ophiolite và turbidite rấtphổ biến ở biển Đông, đặc biệt ở phầntrung tâm của nó Chỉ ở ven rìa biểnĐông, nơi tiệm cận với các rìa lục địamới phát triển các bể trầm tích trêncác địa hào, bán địa hào dọc theo các

hệ thống đứt gãy sâu

+ Khi nghiên cứu basalt ở biểnĐông Flower 1971 đã phát hiện cácđặc điểm, tính chất và thành phần của

nó mang tính chất của chùm nấmnhiệt từ manti dâng lên Hơn nữaWanatahe và nnk 1977 nghiên cứucác dị thường địa từ và cả đá ở đáybiển Đông phát hiện dị thường nhiệt

có tuổi hoạt động cách đây 36 - 14tr.n (tàn dư của dị thường nhiệt từchùm nấm nhiệt manti còn được ghinhận hiện nay đi qua khối ĐôngDương và biển Đông) (Hình 2).Theo nhiều nhà nghiên cứukiến tạo khu vực Đông Nam Á thìnguyên nhân có dị thường nhiệtnày là do sự chui húc mạnh mẽ củamảng Ấn Úc vào phía Nam đại lục

Âu Á và Tây Thái Bình Dương vàorìa Đông Nam của mảng này Do

ma sát mạnh giữa 3 mảng, đặc biệtgiữa mảng Ấn Úc với mảng Âu Á

mà trên bề mặt đới Beniof phátnhiệt Từ đó nhiệt còn được giảithoát tạo nên hoạt động núi lửa ởcác cung đảo Sumatra, Java,Philippines… Còn sâu trong lục địacác dị thường nhiệt này hình thành

Hình 1 Sơ đồ phân bố các bể trầm tích Cenozoic thềm lục địa

Việt Nam trong phông kiến tạp khu vực Đông Nam Á

dung dịch magma tăng thể tích do khí và chất lỏng để từ

đó gây nên dòng đối lưu của lớp manti thượng đi lên

trong vùng lục địa Đông Dương cũng như nơi vỏ mỏng

nhất và đứt gãy sâu trung tâm biển Đông (Hình 3 và 4)

Như vậy, nguyên nhân của sự xuất hiện và phát triển

trục tách giãn đáy biển Đông là do sự vận động đối lưu của

dung dịch magma ở lớp manti thượng tạo nên chùm nấm

nhiệt manti dâng lên và phun trào ở trung tâm biển Đông

+ Theo các dị thường địa từ đã được phát hiện bởi

Ben Avraham và Uyeda 1973 thì trục tách giãn trung tâm

biển Đông xuất hiện từ khi có dị thường địa từ số 13 tức

là cách đây 36 tr.n theo hướng Đông - Tây (Hình 5)

Sau khi các dị thường mới xuất hiện thì các dị thường

cổ bị đẩy về hai phía Bắc và Nam vẫn giữ nguyên hướng

Đông - Tây tới dị thường số 8

Chỉ khi xuất hiện dị thường số 7 cách đây 26 tr.n và

các dị thường tiếp theo tới số 5, phần phía Đông vẫn duy

trì hướng Đông Tây - nơi không chịu ứng lực của sự thúc

trồi khối Đông Dương xuống phía Đông Nam Còn đuôi

mới phía Tây Nam của trục tách giãn do chịu ứng lực trực

tiếp của sự thúc trồi khối Đông Dương nên đã thay đổi

hướng trục từ Đông Tây sang Đông Bắc - Tây Nam và lúc

đầu chỉ lệch đi 8 - 100(dị thường số 7) từ cuối Oligocen

sớm tới đầu Oligocen muộn Sau đó xuất hiện dị thường

6b tức là cách đây 24 tr.n (gần cuối Oligocen muộn) đuôi

Tây Nam trục tách giãn chuyển dịch tới 380và đến đầu

Miocen sớm (khoảng 20,5 tr n) xuất hiện dị thường địa từ

5e thì phần đuôi Tây Nam trục tách giãn dịch trượt tới

400, phát triển về phía Tây Nam và giữ nguyên hướngĐông Bắc - Tây Nam này cho tới khi ngưng nghỉ hoạt độngtức là sau dị thường 5 (cách đây 15,5 tr n - cuối Miocensớm - đầu Miocen giữa) (Hình 6)

Cũng chính giai đoạn thay đổi đuôi Tây Nam của trụctách giãn tạo tiền đề cho sự hình thành và phát triển đới hútchìm Borneo - Palawan (cũng có tuổi 26 - 16 tr n (Proteau

và nnk 1996) là tiền đề cho sự phát triển bể trầm tích lớnSarawak và nhóm bể Trường Sa (Proteau và nnk 1996 đãphát hiện các đá adakites thuộc nhóm vôi - kiềm và cácmảnh vỡ Ophiolite ở đảo Mindoro, ở miền Trung và Namcủa đảo Palawan từ vỏ kiểu đại dương cổ là các minh chứngcho sự sinh thành và phát triển của đới hút chìm này).Điều đặc biệt là ở trung tâm biển Đông trong thờigian cận đại (Pliocen + Đệ tứ) vẫn còn có các hoạt độngnúi lửa dọc trục hay ở ven cận trục do tiếp tục giải phóngnăng lượng (Hình 7)

2 Đặc điểm hình thành và phát triển các bề trầm tích thềm lục địa Việt Nam

2.1 Đặc điểm trầm tích

Các bể trầm tích phần lớn được lấp đầy bởi các trầmtích Eocen giữa muộn, Oligocen, Miocen, Pliocen và Đệ tứ.Trong các thành hệ trầm tích này phát triển mạnh nhấtvào các giai đoạn Oligocen + Miocen sớm và Pliocen - Đệ

tứ (Bảng 1)

Đặc điểm chung là các trầm tích Eocen giữa

-muộn phần lớn là hạt thô: cuội, sỏi, xen kẽ các

Molass màu nâu đỏ, nâu tối mang đặc điểm lục

địa từ vùng năng lượng cao (gần nơi phá hủy)

Các lớp sét cũng đa màu chứa nhiều mảnh vụn

núi lửa có thành phần basalt từ lục địa đưa tới các

hồ nước ngọt, đồng bằng ngập nước… Tại đây

phát triển các thảm thực vật trong đó có thực vật

bậc cao

+ Các thành hệ trầm tích Oligocen đặc biệt

Oligocen sớm phần lớn vẫn mang đặc điểm lục địa

hạt thô, song có tăng cường thành phần hạt mịn và

có bề dày được tăng cường và càng về cuối càng

xen kẽ nhiều pha tướng biển

Trong các lớp cơ sở của thành hệ Oligocen trên

phát hiện nhiều lớp Bazalt ở bể Cửu Long và một số

bể khác

Cuối Oligocen muộn - Miocen sớm trong lát

cắt trầm tích thường có các lớp phun trào, tro núi

lửa hay các bom và vật liệu núi lửa xen kẽ Bề dày

trầm tích tăng lên đáng kể và phân bố trên diện

rộng Có lẽ giai đoạn Oligocen - Miocen sớm liên

quan và chịu ảnh hưởng của trục tách giãn biển

Đông (36,0 - 15,5 tr n) gây nên nứt tách theo chiều

Đông - Tây, Bắc - Nam, đặc biệt hướng Đông Bắc - TâyNam khi biến đổi đuôi Tây Nam của nó (26 - 15,5 tr n).+ Sau thời kỳ tách giãn mở rộng là thời kỳ nén

ép nâng lên, bị bào mòn, cắt gọt diễn ra vào Miocentrung - muộn, đặc biệt vào thời điểm cuối Miocentrung ở phía Nam và cuối Miocen muộn ở phía Bắc.Nhưng thời kỳ này cũng đánh đấu bằng sựthâm nhập của nước biển sâu, rộng theo các kênh,rạch, các eo biển giữa các khối nhô, đới nâng Vì vậytrầm tích lục nguyên được hình thành tức là lục địaxen kẽ các pha biển ở nhiều khu vực Trong các trầmtích này thường có nhiều cát ven biển, lòng sông cổxen với các lớp sét vôi, đá vôi, các ám tiêu san hô vàsét Montmo Đây cũng là thời kỳ nâng chung củatoàn vùng Đông Nam Á

+ Sau thời kỳ Pliocen Đệ tứ lại là thời kỳ sụt võngmạnh, hoạt hóa tách giãn và phát triển thềm lục địaliên thông toàn khu vực Đông Nam Á Ở các biểnven rìa lục địa đồng thời cũng là rìa biển Đông pháttriển mạnh các trầm tích biển nông và biển sâu Vìvậy trầm tích đa phần có màu tro sáng, các lớp sétMontmo xen các lớp cacbonat và các rạn san hô…,các phân vị địa tầng của các bể trầm tích được thểhiện ở Bảng 2

PETROVIETNAM

Bảng 1 Tốc độ tích lũy trầm tích (m/tr n) - tốc độ lớn nhất của các trũng sâu

2.2 Hệ thống đứt gãy

Các hệ thống đứt gãy phần lớn

phát triển dọc theo rìa lục địa - ven

biển Đông Từ đó, hình thành các

địa hào, bán địa hào được lấp đầy

các trầm tích lục địa chuyển tiếp

-biển nông và -biển sâu cụ thể là:

+ Bể sông Hồng: phát triển

mạnh hệ đứt gãy sông Hồng (Tây

Bắc - Đông Nam) Có lẽ do sự thúc

trồi xuống Đông Nam của khối

Đông Dương và xoay phải nên ở

phía Tây bể xuất hiện nhiều đứt

gãy chếch về hướng Tây Tây Bắc

-Đông -Đông Nam

+ Bể Ma Lai Thổ Chu: ở bể

này cũng quan sát thấy hệ thống

đứt gãy chính là ba chùa (three Pagodas) cũng có hướng

Tây Bắc - Đông Nam Tuy nhiên còn phát triển hệ thống

đứt gãy vĩ tuyến do sự tách giãn dần dần của bán đảo

Mã Lai - Nam Thái Lan ra khỏi Đông Dương Cả hai hệ

thống nêu trên tạo nên cấu trúc bậc thang và mở rộng

Bảng 2 Các phân vị địa tầng của các bể trầm tích thềm lục địa Việt Nam (theo Đỗ Bạt 2000, 2003, 2005 và nnk 2010)

Hình 2 Dị thường nhiệt của mantil thượng ở vùng Đông Nam Á

(theo tuyến 18 vĩ độ Bắc)

Data base: Zang & Tani Moto (1991)

Đông Bắc - Tây Nam ở phần lớn diện tích Đông Bắc bể có

lẽ do ảnh hưởng của trục tách giãn biển Đông Ngoài ra

còn phát hiện hệ thống đứt gãy vĩ tuyến và á vĩ tuyến ở

phía Nam và Tây Nam bể, có lẽ do ảnh hưởng của hệ

thống đứt gãy á vĩ tuyến Maeping - Hậu Giang trẻ hơn

+ Bể Nam Côn Sơn: trong phạm vi bể Nam Côn Sơn

cũng phát hiện hai hệ thống đứt gãy chính đó là Đông

Bắc - Tây Nam và kinh tuyến Bắc Nam Hệ thống đứt gãy

chính Đông Bắc - Tây Nam hình thành có lẽ do ảnh hưởng

của phần Tây Nam của trục tách giãn biển Đông Còn hệ

thống đứt gãy kinh tuyến phía Tây hình thành do sự dịch

trượt xuống phía Nam của đới nâng Côn Sơn khi bị ép và

đẩy mang tính dây truyền từ khối Đông Dương xuống

qua bể Cửu Long và đới nâng Côn Sơn dọc theo đới đứt

gãy 109 (Hình 9) Cũng có thể trong giai đoạn Oligocen

muộn - Miocen sớm (26 - 16 tr n.) phía Nam bể Nam Côn

Sơn còn bị lôi cuốn về phía Đông và Đông Nam của đới

hút chìm Borneo - Palawan làm tăng cường hệ thống đứt

gãy Đông Bắc - Tây Nam

+ Bể Tư Chính - Vũng Mây và nhóm bể Trường Sa: trong

các bể này chủ yếu phát hiện hệ thóng đứt gãy Đông Bắc

-Tây Nam do chịu trực tiếp của quá trình tách giãn ở phần

đuôi Tây Nam của trục tách giãn biển Đông và sự lôi cuốn

của đới hút chìmBorneo - Palawan.+ Ngoài các hệthống đứt gãy chính ởmỗi bể, còn phát hiệnmột số đứt gãy cóhướng khác, có khivuông góc hay xiênchéo có lẽ là các đứtgãy sinh kèm Chúngđược phát sinh khi xảy

ra sự dịch trượt cáckhối khác nhau dọc hệthống đứt gãy chính

xé rách các khối ở haibên đứt gãy này Các đứt gãy xiênchéo sinh kèm xuấthiện khi có sự dịchtrượt của các khối theođứt gãy chính Vì vậy,các đứt gãy sinh kèmthường có hướng mặttrượt ngược với chiều dịch chuyển, phát triển trên diệnrộng có khi xuyên suốt cả khối (Hình 10)

Các đứt gãy sinh kèm vì sụt lún do tăng tải trọng củatrầm tích ở các trũng sâu Trong trường hợp này, đứt gãythường ngắn, không liên tục, có mặt trượt hướng về phíatrũng sâu, còn đường phương vuông góc với hướng mặttrượt (Hình 11)

+ Tầng cấu trúc trên bao gồm các thành hệ trầm tíchlấp đầy bể Song do có các pha hoạt động kiến tạo táchgiãn, nén ép, dịch trượt ngang dẫn đến biên độ dịch trượtđứng và ngang khác nhau, thay đổi mực nước biển dẫnđến bất chỉnh hợp góc, gián đoạn trầm tích, thời gian

PETROVIETNAM

Địa khối Kontum

Địa khối Việt Bắc - Hoa Nam

Hướng chuyển động của mảng

Đứt gãy

Trench, trough

Trục tách giãn biển Đông

Kaledo nite (Kal)

hoạt động của đứt gãy khác nhau, sự

khác nhau về thành phần thạch

học… Từ các nguyên nhân trên có

thể phân ra các phụ tầng cấu trúc

khác nhau tùy vào cường độ hoạt

động kiến tạo của mỗi bể:

- Bể Cửu Long: ở bể này chỉ phát

hiện 2 phụ tầng cấu trúc dưới và trên:

+ Phụ tầng cấu trúc dưới bao

gồm các thành hệ trầm tích lục địa,

đầm hồ, cửa sông và vũng vịnh có

tuổi Eocen (tập F), trầm tích Oligocen

dưới (tập E) từ tầng SH - 10 trở xuống

Trong phụ tầng cấu trúc dưới các lớp

phân bố xiên chéo, có khi phủ chồng

gối lên nhau, nhiều nơi hỗn độn, thay

đổi bề dày nhanh

+ Phần lớn các đứt gãy chỉ hoạt

động trong giai đoạn này, tức là

ngưng nghỉ vào cuối Oligocen sớm

(dưới SH - 10) Vì thế địa chấn khó theo

dõi các lớp trên phạm vi khu vực, chỉ

theo dõi dược trong phạm vi hẹp của cấu tạo… (đôi khi

còn gọi là đới không phân dị) có các lớp bị bào mòn, cắt gọt

và gá kề vào các khối nhô cổ (Hình 12)

+ Chỉ ở ven rìa, đặc biệt ở Đông Bắc bể cũng như ở Tây

Nam có một số đứt gãy tái hoạt động hoặc do tăng cường

tải trọng của các lớp trên ở các trũng sâu nên xuất hiện

các đứt gãy ngắn, biên độ nhỏ thường vuông góc hay cắt

chéo hệ thống đứt gãy chính

+ Phụ tầng cấu trúc trên bao gồm các thành hệ trầm

tích Oligocen trên tập D và C Trầm tích Miocen (B1, B2, B3)

và Pliocen + Đệ tứ (tập A) Các lớp trầm tích mang đặc

điểm lấp đầy và phủ lên nhau song song ở các trũng sâu,

còn ở các khối nhô hay ven rìa mang đặc điểm gá kề, vát

nhọn Trầm tích thạch học được tích lũy trong môi trường

chuyển tiếp dần tới biển nông… Có lẽ phụ tầng cấu trúc

trên liên quan tới giai đoạn ổn định, thăng trầm liên tục

nhưng lún chìm là cơ bản do lớp vỏ đã được cố kết

- Ở các bể như Sông Hồng, Phú Khánh, Nam Côn Sơn:

trong tầng cấu trúc trên phát hiện nhiều bất chỉnh hợpgóc, thay đổi tướng trầm tích liên tục, nhiều giai đoạn hoạtđộng và ngưng nghỉ của nhiều đứt gãy khác nhau vào cácthời kỳ cuối Eocen, (bể Sông Hồng) cuối Oligocen muộn,Miocen sớm, cuối Miocen giữa và đặc biệt cuối Miocenmuộn Vì vậy có thể chia ra 5 phụ tầng cấu trúc ở các bểSông Hồng (E3 , E3, N1 , N12+3và N2+ Q) và 4 phụ tầng cấutrúc ở các bể còn lại (E2+ E3, N1 , N12+3và N2+ Q)

- Ở các bể Mã Lai - Thổ Chu, Tư Chính - Vũng Mây: cáchoạt động đứt gãy xảy ra mạnh vào cuối Oligocen muộn,cuối Miocen sớm và hoạt động nhẹ vào cuối Miocentrung, song lại mạnh mẽ vào cuối Miocen muộn Vì vậy,cũng có 4 phụ tầng cấu trúc (E2+ E3, N1 , N12+3và N2+ Q)

- Trong các bể nội biển Đông: theo dõi thấy các hệthống đứt gãy hoạt động mạnh chủ yếu vào giai đoạncuối Oligocen, trong giai đoạn Neogen (cuối Miocensớm, cuối Miocen muộn thậm chí rất mạnh vào giai đoạnPliocen & Đệ tứ) Bằng chứng là các hoạt động magma

Hình 4 Sơ đồ phân bố bề dày vỏ trái đất ở lãnh thổ Việt Nam và Đông Nam Á (theo số

liệu trọng lực vệ tinh và địa chấn sâu của Bùi Công Quế và Nguyễn Thế Tiệp1999, Nguyễn Như Trung và Nguyễn Thị Thu Hương năm 2004, có bổ sung và sửa chữa của Hoàng Đình Tiến, 2009)

phun trào vẫn diễn ra vào giai đoạn cận đại này (Hình 7).

Vì vậy, cũng có 4 phụ tầng cấu trúc (E2+ E3, N1 , N12+3và

N2+ Q)

2.4 Đặc điểm cấu kiến tạo

Trong các bể trầm tích (cấu trúc bậc I) thường phát

hiện các đới nâng, các trũng sâu (cấu trúc bậc II), thậm chí

các cấu tạo (cấu trúc bậc III) phát triển dọc theo các hệ

thống đứt gãy sâu có dạng tuyến tính

- Bể Sông Hồng là một bể trầm tích tuyến tính phát

triển dọc theo hệ thống đứt gãy Sông Hồng, bị kẹp giữa

dải núi Tây BắcViệt Nam và nền bằngViệt Bắc - Hoa Nam (còn gọi là bểrìa Đông Bắc khối Đông Dương), có ba đớinâng chính:

+ Đới địa lũy Đông Bắc bao gồm: Chí Linh Yên Tử Tri Tôn

-+ Đới địa lũy Trung Tâm bao gồm: Đông Sơn - ĐàNẵng (thềm Đà Nẵng)

+ Đai địa lũy rìa Tây Nam bao gồm: địa lũy Sông Hồng(thềm Thanh Nghệ) - Hải Yến - Đại Bàng, địa lũy Bạch Trĩ -Sơn Ca - Hoàng Anh - Kim Tước

Ở Tây Bắc còn có đới nâng địa phương Tiền Hải,Kiến Xương

Các trũng sâu bao gồm: trũng Tiên Lãng ở ĐôngBắc, trũng Thủy Nguyên - Lệ Thủy - Tam Kỳ - Chu Lai -Sông Hàn và Thu Bồn (phụ bể Huế - Đà Nẵng, địa hàoQuảng Ngãi) Trũng rìa Tây Bắc bao gồm: Đông Quan,Phương Ngãi; Tây Nam gồm: Kiên Giang, Bồng Sơn(Phan Văn Quýnh và Hoàng Hữu Hiệp, 2007)

Các đơn vị cấu trúc (bậc II và III) đặc biệt các cấutạo dương được hình thành vào các thời kỳ trướcKainozoi, cuối Eocen, một số được hình thành vàocuối Oligocen, cuối Miocen sớm, đặc biệt mạnh vàocuối Miocen muộn (cánh Tây Bắc)

Các đơn vị cấu trúc nêu trên được phát triển và

mở rộng về phía Tây Nam theo dạng kéo tách uốncong

- Bể Phú Khánh là một bể trầm tích tuyến tínhphát triển dọc hệ đứt gãy rìa - thuộc rìa Đông khốiĐông Dương và biển Đông Các đới nâng phía Tây vàtrũng phía Tây luôn phát triển dọc theo ven biển trên

hệ thống đứt gãy 109 hướng kinh tuyến (Hình 8) (bao

Hình 5 Các dị thường từ trung tâm biển Đông.

13:36 tr.n, 11:32 tr.n, 10:30 tr.n, 8:28 tr.n, 7:26 tr.n,

6b:24 tr.n, 6a:20,5 tr.n,5d:18 tr.n,5a:15,5 tr.n

gồm thềm Đà Nẵng, thềm Phan Rang và trũng Trung tâm).

Còn các trũng và các đới nâng xen kẽ ở phía Đông luôn có

hướng Đông - Tây, vuông góc với các cấu trúc phía Tây

mang đặc điểm cánh gà Ở phía Nam bể còn tồn tại vài

trũng sâu, nhỏ và cấu tạo này lại có hướng Tây Bắc - Đông

Nam chịu sự khống chế của đới phân chia Tuy Hòa

- Các cấu trúc bậc II và III, đặc biệt các cấu tạo dương

được hình thành trước Kainozoi, tái hoạt động vào cuối

Oligocen, một phần cuối Miocen sớm và tái hoàn thiện

vào cuối Miocen muộn

- Bể Cửu Long là bề trầm tích dạng oval không đối

xứng (còn gọi là bể giữa núi) phát triển dọc theo hệ đứt

gãy Đông Bắc - Tây Nam Các cấu trúc bậc II và III phần lớn

có hướng Đông Bắc - Tây Nam :

+ Các trũng chính: Đông, Tây và Bắc Bạch Hổ Ngoài ra

còn có các đơn nghiêng Tây Bắc, Đông Nam cũng có

hướng này

+ Các đới nâng bao gồm: đới nâng trung tâm, đới

nâng Đồng Nai (hay còn gọi là đới nâng hay đới phân dị

Đông Bắc) Các cấu trúc ở đây đều có hướng phát triển

Đông Bắc - Tây Nam

+ Đới nâng Tam Đảo (hay còn gọi là đới phân dị Tây

Nam) phát triển dọc theo hệ thống đứt gãy vĩ tuyến

(Maeping - Hậu Giang)

+ Ngoài ra còn các trũng nhỏ địa phương như: Định

An và Vĩnh Châu ở Tây Nam bể cũng được phát triển theo

hướng vĩ tuyến và bị khống chế bởi hệ thống đứt gãy

Maeping - Hậu Giang

+ Bên cạnh các trũng sâu và sườn nghiêng Tây Bắc

còn phát triển địa lũy Tây Bắc Trà Tân cũng có hướng Đông

Bắc - Tây Nam

+ Các cấu trúc nêu trên đặc biệt là cấu tạo nâng được

hình thành trước Kainozoi, sau đó kế thừa và hoàn thiện

vào cuối Oligocen sớm, tiếp đó được bổ sung vào đầu

Miocen sớm và ở ven rìa Đông Bắc vào cuối Miocen

muộn

Các cấu trúc bậc II và III phát triển và mở rộng về phía

Đông Nam theo dạng kéo tách uốn cong

+ Bể Nam Côn Sơn là bể trầm tích dạng tam giác

thuộc ven rìa khối Đông Dương Các trũng sâu và đới

nâng phát triển theo hệ thống đứt gãy Đông Bắc - Tây

Nam như trũng Mãng Cầu, địa lũy Tây Bắc, rìa nâng cánhĐông (phía Bắc từ đới nâng Đông Sơn), đồng thời, đuôiTây Nam của trục tách giãn Biển Đông luôn không chế sựtách giãn theo hướng Đông Bắc - Tây Nam

Nửa phía Nam lại có các cấu trúc chính phân bố theohướng Đông Tây như đới nâng Mãng Cầu, Nâng Dừa,trũng Trung tâm

Phía Tây Nam lại phát hiện các đới nâng hay bán địahào phát triển dọc theo các đứt gãy Sông Hậu, Đồng Naihướng Bắc - Nam Có lẽ do xô đẩy, dịch trượt xuống phíaNam của đới nâng Côn Sơn (Hình 9)

Ngoài ra còn có sự tách giãn lôi kéo của đới hút chìmBroneo - Palawan (tuổi hoạt động của nó là 26 - 16 tr n vềtrước) Khi hoạt động, nó luôn lôi cuốn xuống phía ĐôngNam làm cho phần Nam bể Nam Côn Sơn luôn giãn ra vềhướng này

Các cấu trúc trên đặc biệt các cấu tạo nâng được hìnhthành trước Kainozoi, một số được hình thành vào cuốiOligocen muộn, được cải thiện vào cuối Miocen sớm vàhoàn thiện vào cuối Miocen muộn

Tổng hợp các ứng lực nêu trên mà phần Nam bể NamCôn Sơn luôn được mở rộng và phát triển về phía ĐôngNam và Đông theo kiểu kéo tách mở rộng của các đơn vịcấu trúc ở đây

+ Bể Mã Lai Thổ Chu là bể dạng tuyến tính phát triểntheo hệ đứt gãy Ba Chùa (còn gọi là bể giữa núi hay venrìa Tây Nam khối Đông Dương) Các cấu trúc chính baogồm các đới nâng, trũng sâu, đơn nghiêng đều có hướngTây Bắc - Đông Nam tạo nên các cấu trúc bậc II và III phân

bố theo kiểu kéo tách bậc thang (Hình 13)

Các cấu trúc, đặc biệt các cấu tạo nâng được hìnhthành trước Kainozoi, một số được hình thành vào cuốiOligocen muộn, bổ sung vào cuối Miocen sớm và hoànthiện vào cuối Miocen muộn

- Bể Tư Chính Vũng Mây là bể trầm tích căng giãn Nambiển Đông

+ Các trũng sâu được phát hiện như: trũng Vũng Mây,trũng Phúc Nguyên Thực chất trũng Phúc Nguyên lànhánh Tây Bắc của trũng Vũng Mây Trũng Vũng Mây lớnnhất chiếm phần lớn diện tích bể Ngoài ra, còn có trũngPhúc Tần kéo dài về phía Đông Bắc

DẦU KHó

+ Các đới nâng bao gồm: Tư Chính, Đông Sơn, Phúc

Nguyên - Phúc Tần, nâng Vũng Mây, nâng Đá Lát Các đơn

vị cấu trúc, đặc biệt các cấu tạo nâng được hình thành vào

trước Kainozoi, một số được hình thành vào cuối

Oligocen và được hoàn thiện vào cuối Miocen muộn Các

cấu trúc chính này đều phát triển dọc theo hệ thống đứt

gãy Đông Bắc - Tây Nam do ảnh hưởng tách giãn của

phần Tây Nam trục tách giãn đáy biển Đông và sự lôi kéo

của đới hút chìm Broneo - Palawan theo cơ chế kéo tách

mở rộng về phía Đông Nam

- Nhóm bể Trường Sa và Hoàng Sa cũng là bể căng

giãn về phía Nam và Tây Bắc biển Đông Các bể này cũng

có quá trình hình thành và phát triển xuống Tây Nam của

phần đuôi Tây Nam trục tách giãn đáy biển Đông và có

phần lôi kéo đới hút chìm Borneo - Palawan nên các cấu

trúc luôn có hướng Đông Bắc - Tây Nam được lấp đầy các

trầm tích Oligocen, Miocen và Pliocen Đệ tứ Trong thành

phần luôn có nhiều vật liệu núi lửa

Các cấu trúc, đặc biệt các cấu tạo nâng được hình

thành trước Kainozoi, một số được hìnhthành vào cuối Oligocen muộn và hoàn thiệnvào cuối Miocen muộn

2.5 Tóm tắt lịch sử hình thành và phát triển

Nói chung các bể trầm tích thềm lục địaViệt Nam, đặc biệt là các bể ở ven rìa khốiĐông Dương được sinh ra và phát triển cóliên quan chặt chẽ tới sự va chạm của mảng

Ấn Độ (Indostan) vào phía Nam đại lục Âu - Á

Có thể tóm tắt như sau:

+ Căn cứ vào các dị thường địa từ cũngnhư tính toán của Molnar và Francheteau(1975) ở Ấn Độ Dương thì mảng Ấn Độ(Indostan) tách ra khỏi đại lục Gondvana vàocuối Creta sớm (K1) và trôi trượt trên Ấn ĐộDương, đặc biệt trôi mạnh vào cuối Cretamuộn (K2) và đầu Paleocen sớm (E1) với tốc

độ 18cm/năm Vào thời gian từ Paleocenmuộn (E2 ) tới Eocen sớm (E1) do tiến sát tớiđại lục Âu - Á nên đã giảm tốc độ trôi trượt chỉcòn 10 cm/năm Vào cuối Eocen sớm, đầuEocen giữa (cách đây 50 tr n.E1 ) mảng Ấn Độtiếp xúc trực tiếp rìa Nam của đại lục Âu Á nêntốc độ trôi trượt chỉ còn 8 cm/năm Chỉ vàogần cuối Oligocen giữa (E2 cách đây 43 triệunăm) cho tới nay tốc độ trôi trượt của nó được duy trì là5,4 cm/năm

+ Cũng trong giai đoạn này (43 tr n đến nay) do vachạm mạnh giữa hai mảng Ấn Độ vào Âu Á diễn ra táihoạt động và xuất hiện hàng loạt các đứt gãy sâu cắt tới

vỏ do căng giãn như hệ đứt gãy Sông Hồng, Kinh tuyến

109, Sagaing, Ranong - Điện Biên (ultaradit) và Ba Chùa(three pagodas) Từ đó hình thành và phát triển các địahào, bán địa hào dọc theo các hệ thống đứt gãy sâu này.+ Chính do sự trôi trượt mạnh của mảng Ấn Độ mà từcách đây 43 tr n và tiếp tục về sau, thúc đẩy sự dịchchuyển ngang và vặn xoay của nhiều khối ở Đông Nam Á

và Đông Á

Ví dụ: Khối Việt Bắc - Hoa Nam dịch trượt sang phíaĐông và Đông Đông Nam Các khối Miến - Ấn, Shan - Thái(Ailao - Shan) vừa dịch trượt xuống phía Nam và ĐôngNam Đồng thời do sự húc mạnh của khối Ấn Độ và mảng

PETROVIETNAM

Cuối N 1 đầu N21 ; 15,5 tr.n

-Hình 6 Quá trình tiến hóa trục tách giãn Biển Đông (Hoàng Đình Tiến phục hồi

2008 theo dị thường địa từ của Ben-Avraham và Uyeda 1973)

Ấn Úc lên phía Bắc mà phần Nam khối Miến Ấn, Shan

-Thái còn bị cuốn hút về phía Tây và Tây Bắc mặc dù tồn tại

trực tách giãn Andaman

+ Khối Đông Dương bị thúc trồi xuống Đông Nam và

xoay phải theo chiều kim đồng hồ do sự cuốn hút này

Chính sự vận động này của khối Đông Dương tạo thuận

lợi hình thành và phát triển các bể trầm tích vừa bị căng

giãn, nép ép gây sụt lún và nâng cao lại bị dịch trượt

ngang và vặn xoay (strike - slip) theo hệ thống đứt gãy

chính là tiền đề để hình thành các địa hào, bán địa hào

phát triển và mở rộng theo cơ chế kéo tách (pull - apart)

khác nhau tùy từng vị trí kiến tạo của mỗi bể (Hình13)

+ Bên cạnh các hệ thống đứt gãy chính còn phát hiện

hàng loạt các đứt gãy đôi khi vuông góc hay xiên chéo, đó

là các đứt gãy sinh kèm (bị xé ra) do dịch trượt các khối dọc

theo hệ đứt gãy chính và do tăng tải trọng ở các trũng sâu:

+ Cụ thể các bể như sau :

Từ các phân tích nêu trên, có thể khái quát lịch sự

hình thành và phát triển các bể trầm tích lục địa Việt Nam

theo các giai đoạn sau:

+ Trước 65 tr n (trước Kainozoi) (Pretertiar)

+ 65 - 50 tr n (PalEocen – cuối Eocen sớm (E1- E1 ))

+ 50 - 43 tr n (đầu Eocen giữa – cuối Eocen giữa

Sau đây phân tích từng giai đoạn:

+ Giai đoạn trước Kainozoi (> 65

triệu năm) Là giai đoạn phát triển đá

móng bao gồm đá vôi tuổi Devon ở

Đông Bắc và kết tinh ở mặt rìa Tây

Nam bể Sông Hồng, đá vôi và lục

nguyên tuổi Pecmi và Mezozoi ở bể

Phú Quốc, miền Tây Nam Bộ đá

quarzit, ở bể Mã Lai - Thổ Chu các đá

magma xâm nhập trung tính và acid,

phun trào, biến chất, sét phiến xanh xám, amphibolite,rhyolite ở các bể còn lại… tuổi Mezozoi

+ Giai đoạn Paleocen - Eocen sớm (65 - 50 triệu năm).Theo nhiều chuyên gia thì đây là giai đoạn phát triển bánbình nguyên không những ở thềm lục địa Việt Nam mà cảthềm Đông Nam Á (Đặng Văn Bát và nnk) Đặc điểm chủyếu của giai đoạn này là phá hủy vỏ và san bằng kiến tạo

Ở các trũng thường được tích lũy khối tảng, cuội, sạn, sỏitạo thành Conglomerate và một ít mảnh vỡ đá cổ mangđặc điểm lục địa hoàn toàn Tuy vậy trầm tích ít và khôngphổ biến, chỉ tập trung ở các địa hào hẹp, nhỏ ở các trũngsâu nhất gần bờ và tầng cơ sở

+ Giai đoạn đầu Eocen giữa gần cuối Eocen giữa (50

-43 triệu năm) Đây là giai đoạn bắt đầu tách giãn hay cănggiãn (rifting - extension) sau cú va chạm đầu tiên của mảng

Ấn Độ vào rìa Nam của đại lục Âu - Á Do sự dồn nén tạonên sự chuyển dịch của các khối và phát triển sâu hơn các

hệ thống đứt gãy đã có trước như Sông Hồng, Kinh tuyến

109, Sagaing, Ranông - Điện Biên (ultaradit) và Ba Chùa(three Pagodas) Dọc theo các hệ thống đứt gãy này bắtđầu hình thành các địa hào và các địa hào hẹp tuyến tính + Trong giai đoạn này bán đảo Mã Lai - Nam Thái Lanbắt đầu tách ra khỏi khối Đông Dương Ở các bể trầm tíchkhác cũng bắt đầu tách giãn Vật liệu trầm tích chủ yếuvẫn mang tính lục địa hạt thô nhiều cuội, sạn, sỏi và một

ít sét lục địa nâu đỏ, màu đỏ Khó phân biệt với các trầmtích phía trên

DẦU KHó

Hình 7 Mặt cắt Seas-TC-17 ngoài khơi vùng Tư Chính với núi lửa trước Pliocen.

Các trầm tích trước Miocen muộn bị biến dạng do các hoạt động núi lửa Trầm tích sau Pliocen phân giải song song nằm ngang, không biến dạng

+ Giai đoạn gần cuối Eocen giữa - cuối Eocen muộn

(43 - 36 tr n) Là giai đoạn tách giãn mạnh (active rifting) do

va chạm mạnh của mảng Ấn Độ vào đại lục Âu Á ở phía

Nam và tiến sâu vào lục địa này Từ đó thúc đẩy sự dịch

chuyển, xô đẩy các khối mạnh hơn (Miến Ấn, Shan - Thái và

Đông Dương theo nhiểu chiều khác nhau) Khối Đông

Dương bắt đầu thúc trồi xuống Đông Nam mạnh hơn tạo

điều kiện cho địa khối Kon Tum tách ra khỏi địa khối Việt Bắc

- Hoa Nam (cách đây 43 tr n) và di dịch xuống phía Đông

Nam Trong đá magma cũng như thành hệ trầm tích tuổi

này phát hiện cá đai mạch gabro - diabaz, andezit - porphir

Do sự di dịch các khối diễn ra sự phá hủy, bào mòn,

bóc trụi các vùng nhô hình thành các trầm tích Molass ở

các địa hào và bán địa hào tuyến tính dọc theo hệ thống

đứt gãy sâu

Các thành hệ trầm tích mang đặc điểm lục địa phần

lớn là đầm hồ nước ngọt trong phạm vi hẹp gần các

vùng cung cấp thể hiện vùng năng lượng cao

Chính vì vậy các tập trầm tích thường phân bổ xiên

chéo, chồng gối bên nhau, biến tướng nhanh và thay đổi

bề dày rõ rệt, không cho phép địa chấn theo dõi ở diện

rộng (chỉ thực hiện được trong phạm vi khối hay cấu tạo

riêng biệt vì thế đôi khi còn gọi là tập hỗn độn)

Ở các bể như Nam Côn Sơn, có thể cả Phú Khánh,

Sông Hồng do tách giãn và sụt lún chậm nên rất phát

triển thảm thực vật, trong đó có thực vật bậc cao ở các

tam giác châu trên cạn, đôi khi ngập nước ngọt dạng nhưĐồng Tháp Mười ở miền Tây Nam bộ hiện nay

Còn ở các bể như Cửu Long do tạo được các hồ nướcngọt sâu, rộng, hay cửa sông, đầm lầy nên có điều kiệnphát triển thảm cỏ, rong tảo, còn thực vật bậc cao kémphát triển hoặc không phát triển được

+ Giai đoạn Oligocen - Miocen sớm (36 - 15,5 tr n).Đây là giai đoạn tách giãn chính (main rifting) đồng thời

bị xô đẩy mạnh hơn nhiều dẫn đến dịch trượt ngang vàvặn xoay của khối Đông Dương xuống phía Đông Namđặc biệt từ cách đây 26 - 15,5 tr n làm thay đổi vị trí của

dị thường nhiệt (phần đuôi Tây Nam) ở biển Đông và địakhối Kon Tum tiến gần tới vị trí hiện nay

Như vậy, địa khối Kon Tum từ khi tách ra khỏi khối ViệtBắc - Hoa Nam (cách đây 43 triệu năm) di dịch xuốngĐông Nam và xoay phải theo hệ thống đứt gãy SôngHồng - 109 đã đạt được quãng đường đi 1.200km (Jang vàBess 1993), so với địa khối Việt Bắc - Hoa Nam chỉ trênkhoảng cách 760km Như vậy, địa khối Việt Bắc - Hoa Namđồng thời cũng bị đẩy và di dịch sang phía Đông và ĐôngĐông Nam trên quãng đường 440km

Đồng thời chính giai đoạn này (36 - 15,5 tr n) nhiều bểtrầm tích còn chịu sự tác động của sự xuất hiện chùm nấmnhiệt manti ở dưới sâu biển Đông dẫn đến hình thành trụctách giãn đáy biển Đông ở nơi mỏng nhất của lớp vỏ (10 -12km) ở trung tâm (36 - 15,5 tr n) Đặc biệt vào khoảng thời

gian 26 - 15,5 tr n, sự thúc trồi của khốiĐông Dương xuống phía Đông Namxảy ra mạnh nhất làm thay đổi vị trí dịthường nhiệt dẫn đến biến đổi hướngĐông Tây sang Đông Bắc - Tây Namcủa đuôi Tây Nam trục tách giãn đáybiển Đông (Hình 14)

Trong giai đoạn này tại hầu hếtcác bể trầm tích được tích lũy trầmtích rất dày và trên diện rộng hơnnhiều, đặc biệt vào Oligocen muộn -Miocen sớm (≈ 26 - 15,5 tr n).Giai đoạn này mang đặc điểmchuyển tiếp rõ rệt từ lục địa - vùngcửa sông đầm lầy ven biển sangtướng biển nông xen kẽ Các lớp trầmtích rất đặc trưng là các lớp sét, cátlục nguyên xen với sét than, than rấtgiàu vật chất hữu cơ

Chính yếu tố này làm tái hoạt động và xuấthiện hàng loạt các đứt gãy mới có hướng ĐôngBắc - Tây Nam ở phần rìa Đông Bắc bể Cửu Long

và Nam Côn Sơn, Tư Chính - Vũng Mây và nhóm

bể Trường Sa Hơn nữa, sự thay đổi đuôi Tây Namcủa trục tạo nên đới hút chìm Broneo - Palawan

ở đa số các bể trầm tích Vì vậy bên cạnh sự dập

vỡ, phá hủy có các trầm tích lục nguyên còn cóđiều kiện tích lũy các trầm tích cacbonat, pháttriển các ám tiêu san hô và xen kẽ sét biểnMontmo Tuy nhiên do bị nâng cao ở vùng đầmlầy nước ngọt ở Tây Bắc bể Sông Hồng rất nhiềucác vỉa than dày và phân bố trên diện rộng.Ngược lại, ở bể Cửu Long có thể cả ở bể MãLai - Thổ Chu hoạt động kiến tạo yếu, yên tĩnh hơn

và lún chìm chậm nên các lớp trầm tích lụcnguyên phát triển chậm với bề dày mỏng và tổng

bề dày không lớn

+ Giai đoạn cận đại Pliocen - Đệ tứ (5,24 tr n –nay) (Tân kiến tạo) Đây lại là giai đoạn hoạt hóatách giãn (rerifting) đặc biệt ở ven rìa khối ĐôngDương và phát triển thềm lục địa trên phạm virộng lớn ở thềm lục địa Việt Nam cũng như ở ĐôngNam Á Các bể trầm tích lưu thông với nhau và tạomôi trường biển nông và biển sâu

Có lẽ do sự lạnh nguội nhanh của các khốimagma ở dưới sâu (dị thường nhiệt tắt từ cáchđây 15,5 tr n) và co ngót nhanh hơn tạo thuận lợicho sự sụt bậc rất mạnh, đặc biệt ở ven rìa khốiĐông Dương như bể Nam Côn Sơn, Phú Khánh vàSông Hồng Tuy nhiên vì sụt lún quá nhanh nêntốc độ lấp đầy trầm tích không được đền bù đầyđủ) (Bảng 1)

DẦU KHó

Hình 9 Mặt cắt ngang qua CT-Đ-Đ, đới nâng Côn Sơn, đới đứt gãy 109

Đông Bắc bể Nam Côn Sơn

Hình 10 Sơ đồ cấu trúc CT-ST Lô 15-1 bể Cửu Long

6 - Đường

đồng mức,

km

D – D Structure

Con Son Swell

Vì vậy thời kỳ này còn gọi là thời kỳ tái tách giãn (hay hoạt

hóa rifting - activization of rifting) mạnh ở rìa tạo nên biển

nông và biển sâu dọc các hệ thống đứt gãy 109 và Sông

Hồng… Bằng chứng là trong Pliocen và cả hiện nay vẫn còn

các hoạt động núi lửa ở biển Đông và các chấn tâm động đất

vẫn còn hoạt động dọc theo các hệ thống đứt gãy Sông

Hồng, Sông Mã, Ranông - Điện Biên, 109, Thuận Hải - Vũng

Tàu (Hình 15)… Tốc độ lấp đầy trầm tích rất lớn nhưng vẫn

không kịp bù trừ tốc độ sụt lún (Bảng 1) Các lớp trầm tích lục

nguyên chủ yếu bao gồm các lớp cát sét montmo xen kẽ các

lớp Carbonat, các rạn san hô với tổng bề dày rất lớn

Như vậy các bể trầm tích rơi vào điều kiện tách giãn nhẹ

(rifting) từ cách đây 50 - 43 tr.n, sau đó tăng cường tách giãn

b Bể Cửu Long

2 Kéo tách mở rộng (Splay pull-apart) 3 Kéo tách cánh gà

(Echelon pull-apart)

Bể Nam Côn Sơn

Bể Phú Khánh

4 Kéo tách bậc thang (Coalescence pull-apart)

Bể Mã Lai-Thổ Chu

Các trũng sâu được hình thành;

Sự trượt của các khối Chiều hướng dịch trượt và xoay của khối Đông Dương

Hình 13 Mô hình cơ chế kéo tách của các bể trầm tích

thềm lục địa Việt Nam (pull apart)

Trong Oligocen Trong Miocen

+ Hướng đứt gãy chính

ĐB - TN + Đứt gãy sinh kèm Đ - T

và Á Đ - T do tăng tải trọng ở trũng sâu

Hình 11 Các đứt gãy trong các tầng Oligocen-Miocen

CT-G-Đ Lô 15 - 2/01 bể Cửu Long

và bắt đầu chịu ảnh hưởng của dịch trượt ngang

- vặn xoay của khối Đông Dương xuống ĐôngNam từ cách đây 43 tr.n tới 36 tr.n Sau khi xuấthiện dị thường nhiệt từ chùm nấm nhiệt manti

đi lên dẫn đến tách giãn đáy biển Đông các bểtrầm tích lại chịu tác động của nó làm gia tăngtách giãn, hoạt hóa các hệ thống đứt gãy dẫnđến tăng tốc độ tích lũy trầm tích suốt thời kỳOligocen - Miocen sớm (36 - 15,5 tr n)

Sau thời kỳ tách giãn lâu dài, liên tục vànhiều pha là thời kỳ bị nén ép, nâng lên bào mòngiai đoạn Miocen trung - muộn (15,5 - 5,24 tr n).Cuối cùng vào thời kỳ cận đại lại xảy ra hoạt hóa

tách giãn mạnh tạo điều kiện sụt bậc, hình thành các trầm

tích biển nông và sâu

Trong suốt quá trình trầm tích từ 43 tr.n đến nay các

bể trầm tích luôn được phát triển và mở rộng do sự thúc

trồi xuống Đông Nam và vặn xoay (strike - slip) của khối

Đông Dương, đồng thời từ cách đây 36 - 15,5 tr.n phần

lớn các bể trầm tích chịu ảnh hưởng của trục tách giãn

biển Đông Một số bể còn bị lôi cuốn bởi đới hútchìm Borneo-Palawan xuống Đông Nam (26 -15,5 tr.) Trong những điều kiện như vậy các bểtrầm tích hình thành và phát triển theo cơ chếkéo tách (pull-apart)

Tài liệu tham khảo

1 Briais A và nnk Update Interpretation ofmagnetic anomalies and seafloor spreading stages

in the South China Sea Implication for the TertiaryTectonics of South East Asia J Geoplus Res

2 Dietri Paoletli, 1929 Sedimentary basin ofSouth East Asia Vũng Tàu

3 Taylor b and Hays DE Origin and history ofthe South China Sea basins (in tectonic and geo-logic evolution of South East Asean Sea andIsland American Geophysics Union MomograftSeries 17

4 Tectonic of plates in selection of thesis HàNội 1983

5 Phạm Huy Long và nnk, 2003 Lịch sử pháttriển lãnh thổ Việt Nam và kế cận Trong tuyểntập “Địa chất và Tài nguyên Môi trường NamViệt Nam”

6 Võ Việt Văn, 2009 Phân tích tổng quan và

sự hình thành Biển Đông và mối quan hệ với dầukhí Đề tài cấp trường, ĐHBK, ĐHQG Tp HCM

7 Nguyên Hiệp và nnk, 2005 Địa chất

và tài nguyên Dầu khí Việt Nam Hà Nội

8 Philip Kearey, Keith A Klepeis andPrederick J Vine Global Tectonics Third Edition

11 Hoàng Đình Tiến, 2009 Vài suy nghĩ về trục táchgiãn đáy biển Đông Tạp chí Dầu khí số 7

12 Hoàng Đình Tiến, 2010 Tiến hóa kiến tạo và địađộng lực của Đông Dương và Đông Nam Á Tạp chí Dầu khí

số 7

Hình 15 Sơ đồ đứt gãy chính và chấn tâm động đất ở Việt Nam

(Nguyễn Ngọc Thủy và nnk, 2001; Hoàng Đình Tiến, 2009)

Hình 14 Lịch sử nhiệt và trục tách giãn trung tâm biển Đông

1 Mở đầu

Khoan giếng là tạo ra sự liên thông của vỉa dầu (hoặc khí) với mặtđất Muốn khai thác được dầu khí cần phải xây dựng đường dẫn bềnvững nối vỉa sản phẩm với bề mặt và thiết bị chứa được đặt cáchkhông xa miệng giếng Để thuận lợi và an toàn trong việc vận chuyểndầu và khí trong giếng khoan từ vỉa lên mặt đất, các vỉa đất đá phảiđược cách ly và thành giếng phải được gia cố vững chắc Chỉ khi đó,giếng mới có đủ điều kiện để khai thác lâu dài

Khi gia cố giếng khoan, sử dụng các ống thép, được nối với nhaubằng ren thành một cột ống dài và thả vào giếng đã khoan tới độ sâuthiết kế Cột ống thép này được gọi là cột ống chống Thân giếngkhoan đã chống ống sẽ luôn luôn giữ được dạng hình tròn trong suốtquá trình khoan tiếp theo và quá trình khai thác dầu khí sau này Để

cố định cột ống chống và cách ly các vỉa, bơm vữa xi măng vào cộtống chống, đẩy dung dịch khoan trong ống ra khoảng không vànhxuyến, thay thế chúng tại đây, dâng lên đến chiều sâu cần thiết và sau

đó đóng rắn thành đá Quá trình vận chuyển (bơm) vữa xi măng vàokhoảng vành xuyến được gọi là quá trình trám xi măng giếng khoan

Một số vấn đề về sử dụng xi măng bơm trám trong gia cố và kết thúc các

giếng khoan dầu khí

PGS.TS Trần Đình Kiên, TS Phạm Quang Hiệu

Trường đại học Mỏ-Địa chất

TS Nguyễn Hữu Chinh, KS Nguyễn Hải Sơn

Xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro

Giới thiệu

Từ thực tiễn hoạt động hơn 20 năm,

chúng tôi trình bày một số vấn đề về sử

dụng xi măng trong gia cố và kết thúc

các giếng khoan dầu khí như: đặc điểm

của vữa trám, phạm vi áp dụng của các

tiêu chuẩn, các quy luật tác động đến sự

hình thành vành đá xi măng Ngoài ra,

chúng tôi nêu những thành tựu, bài học

kinh nghiệm của Xí nghiệp Liên doanh

Vietsovpetro trong lĩnh vực này và bàn

luận về chất lượng bơm trám giếng

khoan.

Trám xi măng giếng khoan là một công đoạn phức

tạp và quan trọng khi xây dựng giếng Nếu công đoạn này

không được thực hiện thành công có thể dẫn đến mất

trắng các kết quả khoan trước đó, hoặc mất toàn bộ

giếng Còn nếu chất lượng trám xi măng không đạt yêu

cầu có thể dẫn đến xuất hiện khí - áp suất giữa các cột

ống chống, phun tràn dầu khí, cháy nổ và gây ra những

hậu quả khôn lường Đây cũng có thể là nguyên nhân làm

sai lệch các kết quả tính toán trữ lượng dầu khí, dẫn đến

sự chuyển dịch lưu chất giữa các vỉa với nhau khi chúng

có chênh áp Các thao tác sửa chữa cho việc trám xi măng

hỏng hoặc kém chất lượng đều rất tốn kém, có thể làm

mất đi tính nguyên trạng của vỉa mà không thể khôi phục

được, có thể làm giảm năng lượng, sản lượng khai thác

Do đó, cần phải đạt được độ kín thủy lực giữa cột ống

chống với vành xi măng và giữa vành xi măng với thành

giếng, đồng thời ngăn ngừa sự hình thành kênh dẫn

trong vành đá xi măng ngay từ khi trám xi măng lần đầu

Hơn nữa, cách ly tốt các vỉa mà giếng khoan qua còn là

biện pháp bảo vệ môi trường dưới đất

Sử dụng xi măng để trám các giếng khoan dầu và khí

là công nghệ đã có từ lâu, đã có nhiều công trình khoa

học nghiên cứu về lĩnh vực này, cũng như đã có các bộ

tiêu chuẩn quốc gia và quốc tế về xi măng trám giếng

được thừa nhận và áp dụng rộng rãi Mặc dù vậy, việc sử

dụng xi măng vẫn còn những vấn đề cần phải chú ý quan

tâm, đặc biệt khi đứng trên quan điểm tổng thể về xây

dựng giếng khoan để khai thác phát triển mỏ lâu dài một

cách an toàn và hiệu quả

2 Đặc điểm của vữa dùng để bơm trám giếng khoan

Trám xi măng giếng khoan là quá trình pha chế vữa,

chủ yếu từ xi măng, nước và các hoá chất, rồi bơm vữa đó

qua cột ống chống ra bên ngoài dâng lên trong không

gian vành xuyến giữa cột ống chống và thành giếng

khoan Kết quả của bơm trám giếng khoan là tạo ra vành

đá xi măng đặc cứng và kín xung quang cột ống chống

dọc theo thân giếng Để có thể thực hiện được việc này

thì vữa trám phải có đặc điểm giống và khác so với vữa

dùng trong xây dựng

2.1 Độ linh động

Do giếng khoan nằm sâu trong lòng đất nên phải sử

dụng máy bơm để hút vữa trám được điều chế trên bề

mặt và bơm đẩy chúng xuống giếng khoan Như vậy vữa

xi măng cần ở dạng thể lỏng, độ linh động của vữa trởthành thông số quan trọng hàng đầu phải kiểm soát Nếuthông số này không tốt (độ linh động kém) thì máy bơm

sẽ bị tắc nghẽn và sự cố xảy ra Độ linh động còn được gọi

là khả năng bơm của vữa Ảnh hưởng nhiều đến độ linhđộng là tỷ lệ nước/xi măng (N/XM) Tuy vậy, độ linh độngcũng có thể được điều chỉnh bằng hoá chất Các thông sốliên quan đến độ linh động là độ nhớt, độ chảy toả và độquánh Nhiều chuyên gia thường dùng khái niệm độquánh (hoặc thời gian quánh) để đặc trưng cho khả năngbơm và tính chất linh động của vữa mặc dù chúng vẫn cónhững điểm riêng biệt

2.2 Trọng lượng riêng

Cột vữa xi măng ở thể lỏng sẽ tạo lên tác động ápsuất thủy tĩnh và thủy động lên thành và đáy giếng, do đótrọng lượng riêng của vữa cũng phải được kiểm soát chặtchẽ để tránh hiện tượng thừa hoặc thiếu áp suất tác dụnglên các vỉa mà giếng khoan xuyên qua Nếu áp suất nàyquá lớn sẽ gây vỡ vỉa, vữa xi măng có thể bị thất thoát vàolòng đất trong quá trình bơm trám Ngược lại, nếu quánhỏ thì áp suất vỉa lớn hơn sẽ đẩy các lưu chất (các sảnphẩm) trong vỉa vào giếng khoan, gây ra các sự cố mất antoàn như phun tràn dầu khí, cháy nổ Khi trám xi mănggiếng khoan, trọng lượng riêng của vữa còn là thông sốduy nhất để kiểm soát quá trình trộn vữa và chất lượngvữa được pha chế tại thực địa, phụ thuộc chủ yếu vào tỉ lệnước/xi măng Trọng lượng riêng cũng bị ảnh hưởng bởicác phụ gia, vật liệu và các hoá chất

2.3 Tính chất đóng rắn của vữa trám

Cũng như vữa trong xây dựng, vữa trám giếng khoansau khi bơm vào giếng khoan kết thúc quá trình trám cầnphải nhanh chóng đóng rắn thành đá xi măng Khả năngđóng rắn của vữa trám giúp cố định chắc chắn cột ốngchống để sử dụng giếng khoan lâu dài

Như vậy, tính chất đặc trưng của hai trạng thái lỏng

và rắn của vữa xi măng được sử dụng triệt để và cần phảichủ động điều khiển

3 Phạm vi áp dụng tiêu chuẩn về xi măng giếng khoan

Hiện nay có 02 bộ tiêu chuẩn được phổ biến rộng rãi

nhất là của Viện Dầu khí Hoa Kỳ (API) và tiêu chuẩn

Quốc gia Liên Xô trước đây, nay là CHLB Nga (ГОСТ)

Thực tế khi trám giếng khoan, xi măng phải thay

thế dung dịch khoan trong khoảng vành xuyến giữa

ống chống và thân giếng trần hoặc giữa các cột ống

chống Xi măng cần nằm dọc theo giếng khoan từ bề

mặt đến độ sâu đáy giếng (hàng nghìn mét), có nhiệt

độ từ rất thấp dưới 00C ở các vùng đóng băng quanh

năm đến hàng trăm độ 0C Nhiệt độ này phụ thuộc

vào gradient địa nhiệt ở từng nơi Áp suất dọc theo

thân giếng cũng thay đổi theo gradient áp suất vỉa,

địa tầng, có giá trị từ 0 và có thể đạt đến hàng trăm,

hàng nghìn atmotphe (at)

Tiêu chuẩn API cũng như tiêu chuẩn ГОСТ

không bao hàm hết các tính chất của xi măng trong

khoảng nhiệt độ, áp suất rộng như vậy Các tiêu

chuẩn chỉ thể hiện phương pháp thực dụng phân

loại xi măng pooclan để sử dụng trong giếng khoan

bởi một số tính chất được yêu cầu [3] Tiêu chuẩn

cung cấp cho các nhà sản xuất danh sách các tính

chất cần có cho sản phẩm và cam với kết người

mua (khách hàng) rằng sản phẩm này thỏa mãn cácyêu cầu tối thiểu cần thiết Ngoài ra, nó cũng đơngiản hóa mối quan hệ giữa nhà sản xuất, nhà phânphối và người tiêu thụ Mặc dù các tính chất trongtiêu chuẩn là đặc trưng cho xi măng với mục đíchbắt buộc, xi măng giếng khoan cần phải có thêmnhững tính chất khác nữa để đảm bảo các nhiệm vụchức năng dưới giếng khoan

Có thể thấy rằng, các tiêu chuẩn về xi mănggiếng khoan chỉ dùng để chuẩn hóa trong thị trườngcung cấp - sản xuất xi măng Việc sử dụng (điều chếvữa từ các loại xi măng đủ tiêu chuẩn) để trám giếngcần phải dựa vào điều kiện thực tế về địa chất, kỹthuật, công nghệ, tài chính và thói quen của mỗicông ty, quốc gia Hầu hết các loại vữa bơm trámđều phải được điều chỉnh các thông số rất khác nhau

và thường khác xa so với tiêu chuẩn (Bảng 1 và 2).Tiêu chuẩn API (API Specification 10A Twenty-third Edition, April 2002 ANSI/API 10A/ISO 10426-1-2001) và tiêu chuẩn ГОСТ 1581-96 có quy định phachế các loại xi măng (Bảng 1)

DẦU KHó

Bảng 1 Quy định về pha vữa xi măng theo tiêu chuẩn API và ГОСТ

Bảng 2 Thí dụ về thông số tỷ trọng thực tế pha vữa trám giếng khoan

Số liệu trong Bảng 2 cho thấy xi măng pha như tiêu

chuẩn (API) trong thực tế chỉ chiếm khoảng dưới 15%,

phần nhiều là pha xi măng không như tiêu chuẩn Như

vậy, các yêu cầu và tính chất của vữa xi măng quy định

trong tiêu chuẩn không thể là yêu cầu cho vữa sẽ bơm

vào giếng khoan Nảy sinh vấn đề là xi măng phải đủ tiêu

chuẩn, còn vữa xi măng thực tế bơm trám giếng khoan lại

không như tiêu chuẩn hoặc không quy chuẩn được, mà

phụ thuộc vào điều kiện thực tế của mỏ và giếng khoan

4 Các yếu tố ảnh hưởng đến sự hình thành vành đá xi

măng trong giếng khoan

Thực tế cho thấy có rất nhiều yếu tố tác động đến

việc hình thành vành đá xi măng của giếng khoan, bao

gồm các yếu tố kỹ thuật, địa chất, công nghệ… Trong đó,

có cả các yếu tố chủ quan hay khách quan Trong bài báo

này các tác giả chỉ trình bày một số yếu tố tác động như

những quy luật thuộc về bản chất của vật liệu xi măng

cần làm sáng tỏ

4.1 Sự chuyển pha và hiện tượng giảm áp suất thủy tĩnh

của cột vữa

Đặc điểm cơ bản và cũng là vấn đề chủ yếu của việc

dùng xi măng bơm trám là tính chất đóng rắn của vữa

trám, thể hiện ở việc vữa cần ở trạng thái lỏng trong một

khoảng thời gian nhất định và phải chuyển thành pha

rắn sau khi thực hiện xong công đoạn bơm trám

Khi vữa xi măng ở dạng lỏng cũng như đá xi măng ở

dạng rắn, đã có nhiều phương pháp thí nghiệm và

đã được nghiên cứu tương đối hoàn chỉnh để xác

định các tính chất đặc trưng của chúng

Ở điều kiện bình thường (nhiệt độ và áp suất

khí quyển), như trong các công trình xây dựng

thường thấy, sự chuyển pha không gây ra những

vấn đề nghiêm trọng Do đó, các tài liệu về xi

măng xây dựng cũng hiếm khi đề cập đến điều

này Tuy nhiên, khi vữa xi măng được bơm xuống

giếng khoan (như đã trình bày ở phần trên) tạo

thành cột áp suất thuỷ tĩnh để cân bằng áp suất

vỉa thì sự chuyển pha làm thay đổi cột áp suất

thuỷ tĩnh cần phải đặc biệt chú ý

Các tài liệu về công nghệ trám xi măng và các

công trình nghiên cứu cho thấy, về mặt lý luận vẫn

chưa giải thích được đầy đủ quy luật thay đổi áp

suất này Trên cở sở thực nghiệm và thực tiễn

trong những trường hợp cụ thể, kết luận thống nhất đượcrút ra là: áp suất thuỷ tĩnh của cột vữa xi măng giảm điđáng kể trong quá trình chuyển pha Các nhà công nghệrất cần biết giá trị áp suất bị giảm để kiểm soát áp suất vỉa.Thực tế trong quá trình thủy hoá để chuyển pha lỏngsang rắn (vào giai đoạn trung gian mà vữa xi măng khônghoàn toàn là pha lỏng cũng chưa đạt tới độ cứng để làpha rắn), hiện tượng thay đổi áp suất và truyền áp suấtthuỷ tĩnh của cột vữa xảy ra rất phức tạp [6] Các kết quả

đo áp suất trong phòng thí nghiệm đối với vữa xi măngtrong điều kiện mô phỏng giếng khoan đều nhận thấy ápsuất giảm rất mạnh và sau khi xi măng đóng rắn, đạt tớigiá trị chân không [4]

Hiện nay, quan điểm được chấp nhận rộng rãi hơn

cả là áp suất thuỷ tĩnh của cột vữa xi măng giảm đến ápsuất thuỷ tĩnh của cột nước dùng để pha xi măng Điềunày được giải thích: khi vữa chuyển trạng thái (xi măngthuỷ hoá) sẽ làm tăng sự liên kết giữa các hạt xi măng,tăng độ bền gel (gel strength) để tự đỡ trọng lượng củachúng, nhưng giữa các hạt vẫn còn các lỗ rỗng thôngnhau (mao dẫn) chứa đầy nước, do đó cột nước trongcác lỗ rỗng này sẽ là áp suất mà cột thuỷ tĩnh của vữa ximăng đạt tới trong quá trình chuyển pha

Hiện tượng giảm áp suất thủy tĩnh trong quá trìnhchuyển pha của vữa xi măng là đối tượng được nghiêncứu trong công nghệ trám giếng khoan Trên Hình 1 là sơ

đồ biểu diễn hiện tượng này và hậu quả của nó

PETROVIETNAM

Hình 1 Sự giảm áp suất và hiện tượng dòng khí xâm nhập theo mức

độ chuyển trạng thái của vữa xi măng từ lỏng sang rắn

Lúc đầu (trạng thái A) toàn bộ áp suất của cột

vữa xi măng truyền đến vỉa khí tạo phản áp ngăn

cản dòng khí đi vào giếng khoan Ở trạng thái B, vữa

bắt đầu phát triển độ quánh thì áp suất truyền lên

vỉa khí giảm đi Khi vữa bắt đầu ngưng kết (trạng

thái C) thì áp suất giảm rất nhanh đến giá trị áp suất

vỉa khí và lúc này dòng khí từ vỉa đi vào vành xi măng

(trạng thái D) Sau khi ngưng kết, xi măng đã là dạng

chất rắn (trạng thái E), có độ cứng Về nguyên tắc,

dòng khí không thể đi qua được và bị dừng lại ở thời

điểm này

Như vậy, khi trám xi măng qua vỉa khí thì sự

chuyển trạng thái của vữa xi măng kéo theo hiện

tượng giảm áp suất thuỷ tĩnh truyền lên vỉa Dòng

khí đi vào vành xi măng và chỉ dừng lại sau khi xi

măng đã ngưng kết Quãng đường dòng khí đi được

trong vành xi măng phụ thuộc vào tốc độ di chuyển

(sự chênh lệch áp suất, kích thước kênh dẫn, loại

khí) và khoảng thời gian của giai đoạn chuyển pha

Nếu khoảng thời gian chuyển trạng thái đủ lớn thì

dòng khí có thể đạt tới miệng giếng khoan

Thực tế trên thế giới và ở Xí nghiệp Liên doanh

Vietsopetro (XNLD) đã có những trường hợp xuất hiện

khí phun ngay sau quá trình bơm trám giếng khoan,

chứng tỏ có tác động của quy luật giảm áp suất khi

chuyển pha của vữa xi măng Tuy vậy, cần phải nhận thức

rằng, phần lớn các trường hợp khác không nhận thấy

hiện tượng này vì dòng khí di chuyển trong vành xuyến

chưa đạt tới bề mặt do xi măng ngưng kết chặn lại

4.2 Hiện tượng co ngót và co rút trong quá trình thủy

hoá xi măng

Co ngót (shrinkage) được hiểu một cách khái quát

nhất là sự thay đổi kích thước của vật (giảm đi) so vớilúc đầu Với xi măng trám giếng thì lúc vữa còn là lỏng,

nó sẽ có dạng và kích thước của vật (không gian) chứa

nó Như vậy để gia cố chắc và kín vành xuyến giếngkhoan, thì yêu cầu trước tiên là sau khi đóng rắn kíchthước xi măng không co ngót, vì nếu co ngót sẽ có khe

hở và không gian vành xuyến sẽ không kín Các tài liệu

và thực tế trong phòng thí nghiệm của XNLD cho thấycác loại xi măng tiêu chuẩn và thông dụng với điềukiện đóng rắn trong môi trường kín và cách ly thì đều

co ngót, giá trị co ngót đo được là 1,70 - 1,88 % sau 48giờ Như vậy xi măng bình thường như tiêu chuẩn làkhông phù hợp cho mục đích bơm trám gia cố giếngkhoan Trong [1] còn nêu ý tưởng thay xi măng bằngcác loại khác phù hợp hơn

Co rút (contraction) khác với co ngót là hiện tượnggiảm tổng thể tích tuyệt đối của hệ vật chất trong cácquá trình vật lý, hoá học [2], [5] Thủy hoá xi măng làphản ứng của xi măng với nước, co rút xảy ra khi tổngthể tích các sản phẩm cuối cùng tạo thành nhỏ hơntổng thể tích các chất ban đầu tham gia phản ứng Saukhi ngưng kết, hiện tượng co rút xảy ra không tác độngnhiều đến co ngót kích thước bên ngoài của mẫu đá ximăng, co rút chỉ làm tăng tổng thể tích (kích thước và

số lượng) các lỗ rỗng bên trong của cấu trúc đá xi măng.Theo tài liệu [2] và thí nghiệm xi măng của XNLD, sự corút được trình bày trong Bảng 3

Có thể thấy rõ rằng, khi đo áp suất thủy tĩnh trongquá trình chuyển pha của cột vữa xi măng trongphòng thí nghiệm thì chính hiện tượng co rút và congót đã làm cho kết quả áp suất đo được giảm nhanh

và giảm xuống dưới áp suất môi trường, tức chânkhông như nhận xét trong [4]

DẦU KHó

Bảng 3 Sự giảm (%) thể tích tuyệt đối (co rút) của xi măng

5 Về chất lượng bơm trám giếng khoan

Có các phương pháp sau đây để đánh giá chất

lượng trám xi măng giếng khoan:

- Đo vị trí dâng lên của xi măng trong giếng

khoan nhờ tính chất toả nhiệt

- Đo mật độ xi măng bên ngoài ống chống

- Đo sự gắn kết của xi măng với cột ống chống

(bằng sóng âm thanh)

- Ép thử độ kín của vành xi măng bên ngoài

cột ống chống

Có thể thấy rằng 2 phương pháp đầu chỉ xác

nhận về mặt vật chất có sự hiện diện của xi măng

Phương pháp ép thử có vẻ đặc trưng cho việc

đánh giá mục đích của trám xi măng, tuy vậy thực

hiện phương pháp này lại rất khó trong điều kiện

giếng khoan Phương pháp đo sự gắn kết thường

chỉ thực hiện tại một thời điểm mà vành xi măng

lại phải làm việc lâu dài Hầu hết, các chuyên gia

đều chưa thỏa mãn với các phương pháp trên đây

Chúng vẫn chưa đặc trưng được vai trò nhiệm vụ

của vành xi măng đối với việc khai thác dầu khí

Như đã trình bày trên đây, làm kín không gian

vành xuyến giếng khoan (cách ly các vỉa với nhau

và với bề mặt) trước mắt cũng như lâu dài là mục

tiêu quan trọng nhất của bơm trám xi măng Vành

đá xi măng là “kết quả vật chất” của bơm trám xi

măng Chất lượng của công việc bơm trám xi

măng chỉ là đảm bảo hoàn thành các thao tác theo

kế hoạch để pha trộn và đưa được vữa xi măng tới

các vị trí đã dự tính ở trong giếng khoan không xảy

ra sự cố (tạo được vành đá xi măng) Còn chất

lượng và mục tiêu của bơm trám giếng khoan (gia

cố giếng khoan) lại là kỳ vọng mà vành đá xi măng

tạo thành sẽ mang lại Có thể nói đây là “kết quả

phi vật chất”, phụ thuộc vào rất nhiều các công

đoạn và yếu tố khác nhau (địa chất, kỹ thuật, thiết

kế vữa, vật liệu, công nghệ trám…) và chúng được

coi là đối tượng nghiên cứu của công nghệ bơm

trám xi măng giếng khoan [2]

Trong thực tế, kết quả phi vật chất nói trên chỉ

có thể đánh giá được trọn vẹn trong suốt quá trình

khai thác và sau khi giếng đã hoàn thành nhiệm vụ

(đã khai thác hết dầu), do đó điều khiển và kiểmsoát các yếu tố quyết định kết quả phi vật chất nàytrở thành nhiệm vụ rất phức tạp và khó nhận thức

6 Bài học và kinh nghiệm của XNLD 6.1 Thành tựu

Công tác gia cố giếng khoan (chống ống vàbơm trám xi măng) chiếm khoảng 15 - 20% giáthành giếng khoan, có ý nghĩa quan trọng quyếtđịnh chất lượng giếng khoan như một công trìnhxây dựng ngầm trong lòng đất Do đó, trám ximăng gia cố thành giếng khoan ở XNLD luôn đượccoi (nhận thức) là một trong những công đoạnphức tạp trong chu trình xây dựng giếng khoan vàđược quan tâm đặc biệt Đến nay, XNLD đã khoanđược hơn 300 giếng để phục vụ cho công tácthăm dò và khai thác dầu khí tại các mỏ trên thềmlục địa Việt Nam Dựa vào đặc điểm địa tầng giếngkhoan đi qua và kinh nghiệm tích lũy được, xínghiệp đã thực hiện và từng bước hoàn thiệncông tác bơm trám gia cố giếng khoan, đáp ứngđược yêu cầu đặt ra

Đối tượng chính của các giếng khoan là khaithác dầu trong tầng Miocen hạ, Oligocen và móngphong hóa Do đó cấu trúc giếng khoan cũng cónhững đặc điểm tương ứng Cấu trúc điển hìnhtrình bày ở Phụ lục 2 Căn cứ vào biểu đồ áp suấtvỉa và vỡ vỉa thấy rõ rằng vữa xi măng pha theotiêu chuẩn API từ loại “G” hoặc theo tiêu chuẩnGOST từ loại “PCG” là không phù hợp Vì như vậy sẽxảy ra hiện tượng vỡ vỉa Dựa vào đặc điểm địachất kỹ thuật đặc trưng như vậy, XNLD đã xâydựng tiêu chuẩn xí nghiệp về xi măng để sử dụng.Các loại xi măng được dùng đều là xi măng biếntính OWC, OWC-S, OWCL, OWCL-S được sản xuấttrong nước Thông số chủ yếu được trình bàytrong Phụ lục 3

DẦU KHó

Đối với quy luật giảm áp suấtthủy tĩnh, XNLD chú trọng ápdụng các biện pháp ngăn ngừabằng các giải pháp công nghệkhác nhau như: lập đơn pha vữavới các thời gian quánh và ngưngkết khác nhau, áp dụng loại vữa

có tính cách ly cao ở các đoạnquan trọng của giếng, điều khiểnkhoảng thời gian chuyển tiếp,giảm chiều dài đoạn trám, tạophản áp, nghiên cứu hệ xi măngngậm khí Có thể nói rằng, côngtác bơm trám của Xí nghiệp đãchủ động kiểm soát được quy luậtgiảm áp suất thủy tĩnh (trên Hình

1, trạng thái F minh họa cho việc

áp dụng có kết quả các biện phápngăn ngừa sự xâm nhập khí tronggiai đoạn chuyển pha) Có haitrường hợp xảy ra sự cố phun khíngay sau quá trình bơm trám ởXNLD đều do các công ty dịch vụ

và các nhà thầu bên ngoài về bơmtrám thực hiện

6.2 Vấn đề xâm nhập khí

Tuy không xảy ra các sự cốnghiêm trọng về phun khí quavành xi măng, vấn đề xâm nhậpkhí ở XNLD vẫn còn chưa thực sựkiểm soát được Có 3 nguyên tắcxâm nhập khí vào vành xuyến ximăng là: 1 Khí nổi lên khi xi măngcòn là dạng lỏng; 2 Giảm áp suấtthủy tĩnh, co rút và co ngót khi ximăng chuyển trạng thái, và 3.Hình thành các khe nứt, vi khe nứttrên mặt tiếp xúc của xi măng vớiống chống, xi măng với đất đáthành giếng khoan và trong khối

xi măng sau khi đã cứng do hoạtđộng của giếng gây ra Nhữnghạn chế trong công tác ngănngừa sự xâm nhập khí trong giai

PETROVIETNAM

Các thống số Cột ống chống

Loại vữa xi măng Thể tích,

m 3

Tỷ trọng, g/cm 3

Thời gian quánh, phút

Thời gian chờ xi măng, giờ

(245 mm) Vữa xi măng OWCL- 29 1,57 150 36

Ống lửng 7 5/8” (194 mm) Vữa xi măng OWC-S 18 1,72

Ống lửng 5 1/2” (140 mm) Vữa xi măng

OWCL-S 10 1,52 150 36

Phụ lục 2 Đặc điểm địa tầng, áp suất vỉa và cấu trúc giếng khoan của XNLD

Ghi chú: Pv-gradient áp suất vỉa; Pvv - gradient áp suất vỡ vỉa, Ptt - gradient áp suất thủy tĩnh

Phụ lục 3 Các thông số của vữa xi măng trám giếng khoan của XNLD