Thủ tướng Nguyễn TấnDũng và lãnh đạo các nước trên đã trao đổi sâu rộng, cởi mở,thân tình và nhất trí cao về nhiềubiện pháp cụ thể nhằm thúc đẩyquan hệ song phương với từngnước trên nhiề
Trang 3tIN TøC - Sù KIÖN
năm nay, đồng chí
Đinh La Thăng Ủy
viên TW Đảng, Bí thư Đảng uỷ,
Chủ tịch HĐQT Petrovietnam
-Thành viên chính thức của Đoàn
cấp cao Chính phủ ta do Thủ
tướng Nguyễn Tấn Dũng dẫn
đầu đã tới thăm chính thức các
nước khu vực Trung Đông bao
gồm: Các tiểu vương quốc Ả Rập
(UAE) từ ngày 15/2-18/2; Nhà
nước Ca-ta từ ngày 7/3-10/3 và
Nhà nước Cô-oét từ ngày
10/3-12/3
Trong các cuộc tiếp xúc,
lãnh đạo các nước này đều bày
tỏ khâm phục cuộc đấu tranh anh
dũng vì độc lập tự do của nhân
dân ta trước đây cũng như
những thành tựu to lớn mà Việt
Nam đã đạt được trong công
cuộc đổi mới hơn 20 năm qua
Thủ tướng Nguyễn TấnDũng và lãnh đạo các nước trên
đã trao đổi sâu rộng, cởi mở,thân tình và nhất trí cao về nhiềubiện pháp cụ thể nhằm thúc đẩyquan hệ song phương với từngnước trên nhiều lĩnh vực như:
Dầu khí, tài chính, lao động,nông nghiệp …
Đặc biệt trong lĩnh vực dầukhí Thủ tướng Nguyễn Tấn Dũng
đã đề nghị các cấp lãnh đạo nhànước Ca-ta cho phépPetrovietnam được tham gia các
dự án dầu khí và đầu tư xâydựng nhà máy sản xuất phânđạm đồng thời mời Ca-ta thamgia đầu tư vào các dự án dầu khítại Việt Nam theo tinh thần thoảthuận hợp tác giữa Petrovietnam
và Công ty Dầu khí Quốc gia
Ca-ta đã ký cuối năm 2007 Trongcác buổi hội đàm với Thủ tướng,
hội kiến Quốc vương, tiếp Bộtrưởng Dầu mỏ Cô-oét và thămnhà máy lọc dầu Mina Abdullah,Thủ tướng Nguyễn Tấn Dũng vàđoàn đại biểu cấp cao Chính phủ
ta cùng lãnh đạo các cấp của nhànước Cô-oét đã cho rằng dầu khí
là lĩnh vực hợp tác đang pháttriển tích cực giữa Việt Nam vàCô-oét Hiện Tổng công ty Dầukhí quốc tế Cô-oét (KPI) vàPetrovietnam đang cùng các đốitác Nhật Bản là Công ty Hoá chất(MCI) và Công ty Idemitsu Kosan(IKC) triển khai dự án nhà máylọc dầu Nghi Sơn (Thanh Hoá).Nhà máy đặt ở khu kinh tếNghi Sơn, khi hoàn thành vàonăm 2013 sẽ có công suất200.000 thùng dầu mỗi ngàytương đương công suất 10 triệutấn/năm Phía Việt Nam góp vốn25,1% KPI và IKC cùng góp vốn
Petrovietnam tăng cường hợp tác đầu tư
với các nước khu vực Trung Đông
Thủ tướng Nguyễn Tấn Dũng và đoàn đại biểu cấp cao thăm nhà máy lọc dầu Mina Abdullah
Trang 4tIN TøC - Sù KIÖN
dÇu khÝ - Sè 3/2009
35,1% còn lại MCI góp 4,7% Phía Cô-oét sẽ
cung cấp toàn bộ nhu cầu dầu thô của nhà
máy vào khoảng 10 triệu tấn mỗi năm theo giai
đoạn đầu và tăng lên 20 triệu tấn khi mở rộng
dự án Tổng mức đầu tư của nhà máy lọc dầu
Nghi Sơn là 6,2 tỷ USD
Có thể nói với kết quả tốt đẹp của chuyến
thăm các nước Trung Đông của đoàn cấp cao
Chính phủ ta tạo cho Petrovietnam có nhiều cơhội để tăng cường hợp tác đầu tư với cácnước khu vực này, nhằm thực hiện chươngtrình hợp tác đầu tư ra nước ngoài của Tậpđoàn đã được Chính phủ các nước phê
Tin và ảnh: BẢO CƯỜNG
Petrovietnam và Petronic ký Thoả thuận hợp tác
Centeno, Ủy viên Trung ương Đảng Mặt
trận dân tộc giải phóng Sandino, Chủ tịch Tổng
công ty Dầu khí Quốc gia Nicaragua, trong các
ngày 22-23 tháng 3 năm 2009, ông Đinh La
Thăng, Ủy viên Trung ương Đảng, Chủ tịch Hội
đồng Quản trị Tập đoàn Dầu khí Việt Nam
(Petrovietnam) dẫn đầu đoàn Lãnh đạo cấp cao
của Tập đoàn và một số đơn vị thành viên đã
đến công tác và làm việc tại Nicaragua
Tại thủ đô Nicaragua, đoàn công tác của
Petrovietnam đã có các buổi làm việc với Tổng
công ty Dầu khí Quốc gia Nicaragua, Bộ Năng
lượng và Khai mỏ, Viện Năng lượng Nicaragua
để thảo luận các cơ hội hợp tác Chiều
23/3/2009, Petrovietnam và Tổng công ty Dầukhí Quốc gia Nicaragua (Petronic) đã ký Thỏathuận Hợp tác tổng thể trong lĩnh vực dầu khí vàThỏa thuận Nghiên cứu chung để đánh giá tiềmnăng dầu khí một số lô ngoài khơi Nicaraguadưới sự chứng kiến của Tổng thống NicaraguaDaniel Ortega
Nicaragua nằm ở khu vực Trung - Nam Mỹ,nơi Petrovietnam đang có chiến lược đẩy mạnhtìm kiếm các cơ hội đầu tư mới Tại khu vựcnày, Tập đoàn đã có các hợp đồng dầu khí tại
Cu Ba, Venezuela, Peru và đang tiếp tục tìm
DUY HIẾU
có Quyết định số 1133/QĐ-BCTthực hiện chương trình hành động Quốc gia
thúc đẩy quan hệ Việt Nam - châu Phi của
Chính phủ giai đoạn 2008 - 2010
Mục tiêu của chương trình là thúc đẩy
hợp tác kinh tế, thương mại với thị trường
châu Phi, đẩy mạnh xuất khẩu những mặt
hàng Việt Nam có lợi thế, tăng cường các
biện pháp trao đổi thương mại hai chiều để
giảm chi phí vận tải, nâng cao năng lực cạnh
tranh, đa dạng hoá ngành hàng xuất khẩu và
nhập khẩu, chú trọng việc nhập khẩu nguyên
liệu từ châu Phi nhất là dầu khí và gỗ
Theo chương trình của Bộ Công
thương, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam
(Petrovietnam) tích cực đàm phán và thamgia các hoạt động hợp tác đầu tư trong lĩnhvực tìm kiếm thăm dò và khai thác với cácnước có tiềm năng về dầu khí ở châu Phi như
Ai Cập, Marốc, Libi, Camơrun, Nigiêria… đểtìm kiếm các cơ hội hợp tác mới Bên cạnh
đó, Petrovietnam mở rộng các hoạt động dầukhí thông qua việc tăng cường hoạt động tiếpxúc, thăm dò với các đối tác tại các nước mà
ta đã có thoả thuận hợp tác và tích cực triểnkhai các dự án đã ký kết Qua đó,Petrovietnam sẽ đa dạng hoá nguồn nhậpkhẩu dầu thô, LPG nhằm phục vụ chiến lược
an ninh năng lượng Quốc gia
THANH VÂNViệt Nam - Châu Phi
ĐẨY MẠNH HỢP TÁC TRONG LĨNH VỰC DẦU KHÍ
Trang 5Ngày 16/3, tại Khu công nghiệp phía
Đông-Khu kinh tế Dung Quất, thuộc xã Bình
Thuận, huyện Bình Sơn (Quảng Ngãi),
Tổng công ty Khí Việt Nam (PV GAS) tổ chức khởi
công xây dựng Dự án kho chứa khí dầu mỏ hoá
lỏng (LPG) và Trạm xuất xe bồn Dung Quất với tổng
mức đầu tư ban đầu 226,6 tỷ đồng
Dự án được triển khai xây dựng trên diện tích
đất 6,3 hecta bao gồm: 2 bồn cầu chứa LPG với
tổng sức chứa 2.000 tấn và các thiết bị đi kèm như:
Hệ thống xuất LPG cho xe bồn, hệ thống cầu cân,
máy phát điện dự phòng, hệ thống cứu hoả, hệ
thống điện - điện điều khiển, hệ thống đường ống
công nghệ Giải pháp công nghệ được chọn là công
nghệ tiên tiến với kiến trúc công nghiệp hiện đại,
các hệ thống có đầy đủ tính năng và luôn tuân thủ
các tiêu chuẩn, qui phạm của quốc tế và Việt Nam
nhằm đảm bảo quá trình hoạt động của kho an
toàn, hiệu quả, đồng bộ với trang thiết bị của nhà
máy lọc dầu Dung Quất Dự án do Tổng công ty Cổ
phần Xây lắp Dầu khí Việt Nam xây lắp và nhà thầu
thiết kế bản vẽ thi công là Worley Parsons
Petrovietnam Engineering JSC
Dự án này nhằm tiếp nhận và phân phối trựctiếp sản phẩm LPG từ nhà máy lọc dầu Dung Quấtcho khu vực duyên hải Nam Trung Bộ và TâyNguyên, góp phần tích cực vào việc điều tiết, bình
ổn thị trường LPG trong nước Với việc kết nối trựctiếp với nhà máy lọc dầu Dung Quất, dự án sẽ tăngcông suất chứa LPG tại chỗ, góp phần đảm bảocho nhà máy vận hành liên tục, ổn định và tăngmức dự trữ Khi công trình đưa vào khai thác, hàngnăm sẽ đóng góp đáng kể cho ngân sách nhà nước
và góp phần phát triển kinh tế - xã hội của tỉnhQuảng Ngãi Dự kiến dự án sẽ được hoàn thànhvào quý I năm 2010
Dự án kho chứa LPG Dung Quất cùng với cáckho cảng LPG tại các tỉnh, thành phố của PV GASNorth và PV GAS South (là hai đơn vị thành viêncủa PV GAS) và dự án kho cảng LPG lạnh đầu mốitại Bà Rịa- Vũng Tàu sẽ được khởi công vào cuốinăm 2009 sẽ hình thành cơ bản mạng lưới hạ tầngphân phối LPG của PV GAS, khẳng định vị trí dẫnđầu của PV GAS tại thị trường nội địa trong lĩnh vựckinh doanh sản phẩm khí, góp phần quan trọng vào
Khởi công xây dựng Dự án kho chứa khí dầu mỏ hoá lỏng (LPG)
và Trạm xuất xe bồn Dung Quất
Trần Ngọc Cảnh đã có chỉ thị chấn chỉnh
công tác an toàn lao động trong ngành Dầu khí
nhằm nâng cao phòng ngừa tai nạn lao động và
bảo đảm sức khoẻ cho người lao động, góp phần
ốn định sản xuất
Tập đoàn yêu cầu các đơn vị tổ chức kiểm tra,
giám sát, khắc phục ngay các điều kiện mất an toàn
tại các khu vực nguy hiểm, các trang thiết bị bảo vệ
cá nhân được cấp phát cho người lao động phải
đảm bảo chất lượng và bắt buộc người lao động
phải sử dụng trong khi làm việc Đẩy mạnh công tác
phổ biến giáo dục, huấn luyện pháp luật lao động về
bảo hộ lao động, an toàn lao động cho người sử
dụng lao động và người lao động, đồng thời phát
động phong trào thi đua làm tốt công tác bảo hộ lao
động, an toàn lao động đến tận các đơn vị sản xuất,các công trình trọng điểm Tổng giám đốc, Giámđốc các đơn vị cần kiên quyết có hình thức kỷ luậtđối với các trường hợp vi phạm các quy định về antoàn lao động, thực hiện nghiêm túc quy định báocáo nhanh các trường hợp tai nạn, sự cố và phảitham gia vào quá trình điều tra tai nạn lao động,nguyên nhân để xảy ra tai nạn lao động phải đượcphổ biến đến CBCNV trong toàn đơn vị để rút kinhnghiệm Ban An toàn Sức khoẻ Môi trường của Tậpđoàn chịu trách nhiệm tổ chức kiểm tra công tác antoàn lao động tại các đơn vị, yêu cầu khắc phục tạichỗ các thiếu sót về an toàn lao động, kiến nghị việc
xử lý các trường hợp vi phạm nghiêm trọng công
Trang 6Từ ngày 30/3 đến ngày 2/4/2009, 15
doanh nghiệp trong ngành công
nghiệp/công nghệ năng lượng-dầu khí thuộc
Hiệp hội Công nghiệp Hà Lan - FME sẽ đi khảo
sát và làm việc tại Việt Nam
Một số doanh nghiệp thành viên tham gia
đoàn đã đầu tư và kinh doanh tại thị trường
Việt Nam như: Vopak LNG Holding BV đầu tư
cảng và hệ thống kho chứa khí hoá lỏng, dầu
và hoá chất tại Tp Hồ Chí Minh và Đồng Nai;
Van Oord Ottshore B.V: Xây dựng hệ thống
đê-kè chắn sóng tại Liên hợp Lọc dầu Dung Quất;
Haskoning Nederland BV: Một số công trình
quản lý dải ven bờ…
Trong thời gian làm việc tại Hà Nội (ngày 30
và 31/3/2009) và thành phố Hồ Chí Minh (ngày1-2/4/2009), đoàn có kế hoạch gặp lãnh đạo BộCông thương, lãnh đạo Uỷ ban Nhân dân thànhphố Hà Nội và thành phố Hồ Chí Minh; thăm vàlàm việc với một số đối tác chính của Việt Namtrong lĩnh vực kỹ thuật, công nghệ năng lượng
và dịch vụ dầu khí như Vietsovpetro, PTSC…Ngoài ra, Đoàn sẽ tổ chức hai cuộc gặp kết nốivới doanh nghiệp Việt Nam tại Hà Nội (ngày31/3/2009) và thành phố Hồ Chí Minh (ngày
THANH VÂN
Đoàn doanh nghiệp trong ngành năng lượng Hà Lan
khảo sát cơ hội kinh doanh và đầu tư tại Việt Nam
giao 25 căn nhà Đại đoàn kết cho các
hộ dân có hoàn cảnh khó khăn ở xã
Thới Thạnh, TP Cần Thơ Đây là đợt
bàn giao nhà Đại đoàn kết nằm trong
kế hoạch trao tặng 207 căn nhà Đại
đoàn kết cho các hộ có hoàn cảnh
khó khăn tại các tỉnh Bà Rịa-Vũng
Tàu, Cần Thơ, Hậu Giang và Tiền
Giang của PV Drilling
Đến tham dự Lễ bàn giao nhà có
ông Đỗ Đình Luyện – Chủ tịch Hội
đồng Quản trị đại diện Ban lãnh đạo
của Tổng công ty PV Drilling và các
đại diện của chính quyền xã Thới
Thạnh, TP Cần Thơ, Uỷ ban Mặt trận Tổ quốc TP
Cần Thơ cùng các đại diện báo, đài địa phương
Theo Tổng công ty PV Drilling, năm 2009, Tổng
công ty sẽ tiếp tục chung vai chia sẻ khó khăn với
cộng đồng thông qua các hoạt động an sinh xã hội.Đây là một trong những nghĩa cử cao đẹp, thể hiệnvăn hóa tương thân tương ái, vì cộng đồng của
THÁI HÒA
TỔNG CÔNG TY PV DRILLING BÀN GIAO 25 CĂN NHÀ
ĐẠI ĐOÀN KẾT CHO CÁC HỘ NGHÈO Ở CẦN THƠ
Trang 7đã ký một thỏa thuận hợp
tác song phương trị giá 3,55 tỷ
đô la, theo đó Hàn Quốc sẽ giúp
đỡ quốc gia vùng Vịnh tái thiết
đất nước, đổi lại đối tác vùng
Đông Bắc Á sẽ được phép khai
thác dầu khí trên lãnh thổ Iraq
Thỏa thuận giữa hai bên
được ký vào hồi cuối tháng 2
giữa Tổng thống Hàn Quốc là
Lee Myung và người đồng
nhiệm phía Iraq-Jalal Talabani
Seoul sẽ cung cấp các gói đầu
tư, các giải pháp kỹ thuật nhằm
xây dựng lại hệ thống hạ tầng
cơ sở ở Iraq, dĩ nhiên cũng bao
gồm hệ thống khai thác và vận
chuyển dầu khí Và ngược lại,
Bagda sẽ tạo điều kiện về mặtthủ tục cũng như quỹ đất chocác nhà đầu tư Hàn Quốc muốntham gia vào việc khai thác tàinguyên tại Iraq Được biết, phíaHàn Quốc muốn có thêm giấyphép tiếp cận Basra, nơi chứatới 70% tài nguyên dầu mỏ củaIraq Hiện tại, Iraq là quốc gia
có trữ lượng dầu thô lớn thứ bathế giới, chỉ sau Arabia Saudi
và Nga
Phát ngôn viên chính phủHàn Quốc, ông Lee Dong-kwannói “Đây chỉ là một thỏa thuậnnhỏ bởi vì nó cho phép chúng ta
sẽ có thêm 2 tỷ thùng dầu thô,
mà theo tính toán chỉ đáp ứngđược nhu cầu của Hàn Quốc
trong vòng 3 năm” Hàn Quốc làmột quốc gia nhập khẩu nănglượng lớn ở khu vực châu Á Ởthời điểm hiện tại, Hàn Quốctiêu thụ mỗi năm 870 triệu thùngdầu thô
Như vậy, tiếp theo cácđộng thái tương tự của cácquốc gia láng giềng là TrungQuốc và Nhật Bản, Hàn Quốccũng đang nỗ lực giảm bớt sựphụ thuộc vào dầu từ các nguồnnhập khẩu khác
Được biết, lợi nhuận từdầu thô xuất khẩu chiếm 98%
HOÀNG ANH
Theo Bloomberg
Hàn Quốc ký thỏa thuận hợp tác với Iraq
TIN THẾ GIỚI
Quốc về việc tăng cường phát triển
khai thác dầu khí ở quốc gia Nam Mỹ
với hy vọng tăng nhanh lượng xuất khẩu dầu thô
vào Trung Quốc
Hồi cuối tháng 2, Bắc Kinh đã chấp nhận
đóng góp 8 tỷ đô la trong tổng số 12 tỷ đô la cho
một quỹ liên doanh giữa chính phủ hai nước dành
cho việc phát triển hệ thống khai thác dầu khí ở
Venezuela với hy vọng cải thiện giá trị xuất khẩu từ
Venezuela vào Trung Quốc cũng như tăng cường
năng lực sản xuất của công ty dầu khí quốc gia
Petroleos de Venezuela SA
Tổng thống Venezuela Hugo Chavez đã cam
kết cung cấp đủ dầu cho Trung Quốc với sản
lượng dầu thô xuất khẩu sẽ đạt 1 triệu thùng/ngày
cho tới năm 2015 Hiện tại Trung Quốc nhập
khoảng 350.000 thùng/ngày từ Venezuela Đây chỉ
là một trong nhiều sự kiện hợp tác giữa hai bêntrong lĩnh vực dầu khí đã được ký kết Năm 2006,Tổng thống Chavez đã tới Trung Quốc ký kết mộthợp đồng đầu tư trong lĩnh vực phát triển nănglượng và giao thông trị giá 11 tỷ đô la Năm ngoái,các công ty dầu khí hai nước đã ký thỏa thuận hợptác trị giá 10 tỷ đô la nhằm phát triển mỏ dầuOrinoco, một trong những mỏ lớn của Venezuela.Quan hệ giữa hai nước ngày càng chặt chẽnhờ vào những chuyến tầu chở dầu xuất khẩuVenezuela đưa đến các bến cảng của Trung Quốcđại lục, trong khi đó sản lượng dầu từ Venezuelavào Hoa Kỳ ngày càng giảm Hiện tại Hoa Kỳ vẫn
là nhà nhập khẩu dầu thô nhiều nhất của
Venezuela tăng cường hợp tác với Trung Quốc trong lĩnh vực dầu khí
HOÀI THU
Theo Yahoo.News
Trang 86 dÇu khÝ - Sè 3/2009
tIN TøC - Sù KIÖN
có thể sẽ bán một phần dầu thôkhai thác được trên sàn giao dịch St
Petersburg của Nga Đây là một trong
những động thái nhằm tăng cường hợp tác
giữa hai nước trong việc đa dạng hóa thị
trường cung cấp năng lượng ra toàn cầu
“Phía Nga đã đề xuất Iran cân nhắc vềkhả năng bán một phần dầu của mình trên
Sàn giao dịch thương mại St Petersburg”
Bộ trưởng Năng lượng Nga Sergei Shmatko
phát biểu “Chúng tôi tin rằng đây là lời đề
nghị chân thành thể hiện sự hợp tác toàn
diện giữa Nga và Iran trong các vấn đề năng
lượng, và hơn nữa, chúng tôi sẽ cùng hợp
tác với nhau trong việc bán khí đốt cho các
đã ước tính doanh thu từ xuất khẩu dầu củaIran từ đầu năm cho đến 20 tháng 3 sẽ vào
HOÀI THU
Theo UPI
Iran có thể sẽ bán dầu ở thị trường Nga
Quốc (CNPC) và công ty dầu lửa
Rosneft của Nga dự kiến sẽ hợp tác xây
dựng một nhà máy lọc dầu ở tỉnh Thiên
Tân, phía Bắc Trung Quốc Được biết,
thiết kế chi tiết của nhà máy lọc dầu có
công suất 200.000 thùng một ngày sẽ
sớm được chính phủ Trung Quốc thông
qua vào cuối năm nay
Rosneft và CNPC đã ký thỏa thuận
hợp tác dự án từ tháng 3 năm 2006
nhằm xây mới và tăng cường công suất
lọc hóa dầu ở quốc gia đông dân nhất
thế giới
Theo thiết kế, nhà máy lọc dầu được
xây dựng trong khu công nghiệp Bình Hải– khu công nghiệp trọng điểm của tỉnhThiên Tân, và sẽ sớm hoàn thành vàonăm 2012
Trung Quốc là quốc gia sử dụngnăng lượng lớn thứ 2 thế giới, chỉ sau
Mỹ Tháng trước, Trung Quốc đã đồng ýcho Nga vay một khoảng tiền trị giá 25
tỷ đô la đổi lấy quyền nhập khẩu dầu
HOÀNG LONG
Theo Peakoil
Trung Quốc xây dựng nhà máy hóa dầu
3 tỷ đô la vào năm sau
Trang 9những thay đổi lớn trong ngànhdầu khí trong bối cảnh quốc gia này đi đedọa bởi những cuộc tấn công quân sự củaphe nổi loạn nhắm vào khu vực nhiều dầuvùng đồng bằng Niger
Phát biểu trước những nhà đầu tư tạicuộc hội thảo diễn ra ở Lagos, Bộ trưởngDầu mỏ Nigeria Rilwanu Lukman nói rằng,các nhà làm luật đang nghiên cứu về mộtchương trình cải cách ngành dầu mỏ theo
đó cho phép thêm nhiều thành phần kháctrong xã hội được tham gia góp vốn vàthành lập liên doanh với Công ty Dầu khíQuốc gia Nigeria
Odein Ajumogobia, Bộ trưởng Tài
nguyên dầu mỏ Nigeria cho biết ngànhdầu mỏ nước này đang phải đối mặt vớitình trạng bạo lực và kém năng suất, đãkhiến cho sản lượng khai thác giảm gần25% so với thời điểm đỉnh là 2,5thùng/ngày Ông nói “Chúng tôi phải cảithiện công suất khai thác nếu như muốnthu hút các nhà đầu tư Chúng tôi cho rằngnếu như các quy định hiện tại được bãi bỏthì sẽ là liều thuốc kích thích cho ngànhcông nghiệp dầu khí phát triển” Hiện tại,mức khai thác mỗi ngày của Nigeria vào
HOÀNG LONG
Theo New York Times
Nigeria mong mun ci cách ngành du khí
của Nga sẽ liên doanh xây dựng
một hệ thống dẫn khí dài 2.734 dặm
xuyên qua sa mạng Sahara Hệ thống
này sẽ vận chuyển khí tự nhiên từ quốc
gia Châu Phi Nigeria cho tới tận châu Âu,
và dự kiến sẽ vận hành vào năm 2015
Sahara là sa mạc lớn nhất thế giới
với diện tích hơn 9.000.000 km², xấp xỉ
diện tích của Hoa Kỳ và Trung Quốc Việc
xây dựng hệ thống dẫn khí ở đây sẽ
không dễ dàng, một phần do yếu tố thời
tiết và một phần do cơ sở hạ tầng ở vùng
sa mạc hoang hóa chỉ có 2,5 triệu dân
này chỉ là con số không Ngoài ra còn
phải kể đến những bất ổn chính trị quân
sự tại nước sở tại là Nigeria trong thời
gian vừa qua
Theo tính toán, chi phí của dự án
sẽ vào khoảng 12 tỷ đô la và sẽ là mộtphần trong của tổng sơ đồ phát triển khí
tự nhiên của Nigeria đã công bố trướcđây Hệ thống khí này, có tên gọi khác làNIGAL, sẽ đi qua các quốc gia Nigeria,Algeri, kết nối với hệ thống GALSI củaItalia và hệ thống dưới lòng nước biểnMedgaz của Tây Ban Nha
Khi được hoàn thành, hệ thốngđường ống xuyên sa mạc này sẽ có côngsuất truyền tải là 30 tỷ cubic khí mỗi
Trang 108 dÇu khÝ - Sè 3/2009
tIN TøC - Sù KIÖN
British Petroleum, gọi tắt là BP, đã giảm
mục tiêu khai thác so với chiến lược đã đề ra
trong tình hình nhu cầu tiêu thụ nhiên liệu giảm
mạnh
Sản lượng khai thác hiệu chỉnh của BP
trong năm 2009 sẽ vào khoảng 4,1 triệu thùng
mỗi ngày so với 4,3 triệu thùng dự kiến trước
đó Hiện nay, ước tính mỗi ngày BP bơm vào
thị trường 3,9 triệu thùng dầu
Sự lao dốc của giá dầu thô trên thị trường
kể từ hồi tháng 7 năm ngoái đã tạo ra nhiều
thách thức khó khăn cho ngành công nghiệp
dầu mỏ Tony Hayward, Giám đốc điều hành
BP cho biết, hiện nay đang có rất nhiều dự án
đang trở thành gánh nặng của các công ty dầu
mỏ vì chúng không sinh lời trong khi chi phí
đầu tư đã tăng lên gấp đôi kể từ năm 2004
Tuy nhiên, đối với các cổ đông, BP sẽ duy trìchế độ trả cổ tức cao hàng năm nhằm giữ gìnlòng tin từ giới đầu tư
Cuộc khủng hoảng kinh tế cũng có mặttích cực, giá cả cũng như chi phí đầu tư chonhiều dự án cũng đang giảm dần BP dự tính
sẽ đầu tư khoảng 20 đến 21 tỷ đô la cho các
dự án đầu tư của năm nay Nhưng giám đốcđiều hành Hayward hy vọng BP có thể tiết kiệmđược khoảng 2 tỷ đô la
Năm 2008, tổng trữ lượng phát hiện mớicủa BP là 1,7 tỷ thùng dầu quy đổi, tươngđương với 21% sản lượng khai thác cùng kỳ.Nếu như không có thêm những phát hiện mớithì trữ lượng của các mỏ hiện tại của BP sẽvào khoảng 18,2 tỷ thùng dầu, đủ cho BP duy
NGỌC HƯNG
Theo Oilvoice
BP GIM MC TIÊU KHAI THÁC
thông báo sẽ thành lập liên minh giữa
các nhà sản xuất và bầu ra lãnh đạo trong một
cuộc hội thảo được tổ chức tại Texas, Hoa Kỳ
Mục tiêu của Hiệp hội sảnxuất nhiên liệu tái tạo toàn cầu(tên tiếng Anh là GlobalRenewable Fuels Alliance,GRFA) là nhằm thúc đẩy cácchính sách thân thiện với loạinhiên liệu sinh học và phát triểncác ứng dụng và công nghệ mới
Tổ chức này bao gồm cácthành viên từ 29 quốc gia thuộckhu vực Nam Mỹ và châu Âu.Thông cáo của GRFA nói rõ, “Cácthành viên của Hiệp hội sẽ tận tụyvới việc đưa ra thị trường các sảnphẩm nhiên liệu tái tạo gần gũivới môi trường nhất có thể”.Tại hội thảo, các nhà lãnhđạo của hiệp hội sẽ tiếp tục bànluận về việc kêu gọi Cơ quan bảo
vệ Môi trường Hoa Kỳ chấpthuận cho phép đưa thêm 10 phần trăm
NGỌC HƯNG
Theo Energy Digger
Thành lập hiệp hội các nhà sản xuất
nhiên liệu ethanol
Xăng sinh học sẽ là nhiên liệu của tương lai
Trang 11Giá dầu thô sau khi đạt mức kỷ lục 145-147 USD/th (dầu Brent và WTI) vào ngày 11/7 thì bắt đầu giảmtăng thất thường theo xu hướng giảm đều cho đến cuối tháng 12/2008, mức giảm cả kỳ khoảng 105 USDmỗi thùng, xuống mức dưới 40 USD/th Trong tháng 1 và 2/2009, giá dầu tăng giảm thất thường quanhmức 40 USD/th
Giá sản phẩm dầu và LPG tăng giảm theo giá dầu thô.
1 Biến động giá một số loại dầu thô (USD/th)
* Trung bình của 7 loại dầu thô xuất khẩu chính của OPEC PIW cùng tháng và tháng sau
2 Biến động giá sản phẩm dầu (USD/th, riêng FO=USD/tấn)
Loại dầu \Th/gian
Trang 12tIN TøC - Sù KIÖN
10 dÇu khÝ - Sè 3/2009
3 Biến động giá khí dầu lỏng (LPG) (USD/tấn)
Giá khí thiên nhiên trên thị trường thế giới tăng giảm nhẹ
1 Giá khí TN tại các sở giao dịch (USD/Tr BTU)
Tại ICE - Luân Đôn
Trang 132 Giá khí TN tại biên giới các nước Tây Âu tháng 2/2009 (USD/triu BTU)
Ghi chú: * là khí thiên nhiên lỏng; WGI cùng tháng
3 Giá khí TN lỏng (LNG) ở châu Á (USD/Triu BTU)
Ghi chú: Giá cif đã điều chỉnh - WGI cùng tháng
Biến động cước vận tải đường biển
1 Cước vận tải khí dầu lỏng (LPG)
Cước chuyến-Spot (USD/tấn)
Trang 1412 dÇu khÝ - Sè 3/2009
tIN TøC - Sù KIÖN
Giá chế tạo và thuê các loại giàn khoan biển
Giá chế tạo giàn - Giàn khoan tự nâng Transocean
Nordic đã được bán cho Công ty Gulf Petroleum
Investment của Cô Oét với giá 170 tr USD Giàn
khoan được giếng sâu 25.000 ft, ở nơi biển sâu tới
300 ft Giàn đang được thuê khoan ở ngoài khơi đảo
Sakhalin (Nga) với giá 185.000 USD/ngày tới đầu
năm 2009 (UN 16/1)
Giá thuê giàn – Công ty chủ giàn Transocean (Mỹ)
cho rằng giá thuê giàn khoan ở châu Á đang cao hơn
ở Châu Phi và họ đã quyết định đưa giàn khoan nửa
chìm Kirk Rhein từ châu Phi sang châu Á cho dù hợp
đồng thuê khoan ở Philippine với giá 550.000
USD/ng đã bị huỷ bỏ Năm ngoái, giàn được thuê
khoan ở biển Mozambique với giá 362.000 USD/ng
cho đến đầu năm 2009 (UN 16/1)
Giá thuê giàn khoan – Giàn khoan nửa chìm mới
đóng West Hercule đã được nhà thầu Husky Energy
của Canada thuê khoan ở biển Hoa Nam, Trung
Quốc với giá 524.000 USD/ngày kể từ tháng 1/2009
Giàn hiện đang khoan trên mỏ khí Liwan, nơi biển
sâu 1.500m Husky có kế hoạch khoan 18 giếng trên
mỏ khí này trong 3 năm 2009-2011 (PIW 2/3)
- Bốn giàn khoan tự nâng biển nông của Rowan
(Mỹ) đã được công ty Aramco của Arâp Xê Út gia
hạn thuê 1 năm, bắt đầu từ tháng 4/2009 với đơn giá
110.000 USD/ngày Vừa qua, Rowan đã huỷ bỏ kế
hoạch đặt đóng mới 3 giàn khoan tự nâng cho biển
nông (loại 240-C và Super 116E) Theo kế hoạch ban
đầu, ba giàn này sẽ được đóng trong năm nay và
hoàn thành vào năm 2010 (UN 30/1)
– Giàn nửa chìm hỗ trợ khoan West Pelaut của
Seardrill đã được công ty Brunei Shell Petroleum(BSP) gia hạn thuê 5 năm với đơn giá 140.000USD/ng., bắt đầu từ tháng 4/2009 Giàn được đóngnăm 1994 và được BSP thuê từ đó đến nay (UN12/12)
– Giàn khoan nửa chìm thế hệ 6 mới đóng West
Hercules đã được nhà thầu Husky Energy thuêkhoan ở biển Hoa Nam với đơn giá 524.000 USD/ng,bắt đầu từ tháng 12/2008 Giàn sẽ khoan ở nơi nướcsâu 3.000m (UN 21/11)
- Tầu khoan mới đóng Platinum Explorer được công
ty khoan Vangtage Drilling (Mỹ) chào cho công tyONGC của Ấn Độ thuê 5 năm với giá 730.000USD/ngày kể từ cuối 2010 Hai bên đang bàn thảohợp đồng Vantage cho rằng giá thuê cao là vì tầu cótrang bị hệ thống bơm trám xi măng và xe tự hànhđáy biển điều khiển từ xa mà thông thường các tầukhoan khác không có Tầu khoan được ở mức nướctới 12.000ft (UN 21/11)
- Giàn khoan tự nâng Ensco 89 và Ensco 93 của
công ty chủ giàn Ensco International (Mỹ) đã đượccông ty Pemex của Mehico thuê khoan 3 năm ở vịnhMehico với đơn giá lần lượt là 150.000 và 165.000USD/ngày bắt đầu từ tháng 2/2009 Trước đó, Ensco
89 được Hall Houston thuê khoan ở vịnh Mỹ đến hếttháng 12/2008 với giá 85.000 USD/ngày Hai giànnày được thiết kế để khoan ở mức nước 300ft (UN21/11)
- Giàn khoan tự nâng mới đóng Petrojack IV của
công ty khoan Petrojack (Na Uy) đã được công tyPTT của Thái Lan thuê 5 năm với đơn giá khoảng150.000 USD/ngày kể từ tháng 2/2009 Giàn doxưởng Jurong Shipyard của Singapore đóng và đangđược hoàn thiện (UN 21/11)
Tầu 3.200m3đi Tây Âu
Tầu 3.200m3đi Châu Á
2 Giá thuê tầu chở khí dầu lỏng thời hạn 12 tháng - (Nghìn USD/tháng)
EA Gibson - LPGW cùng tháng và tháng sau
Trang 15Giá thuê - Xà lan cần cẩu hạng nặng Lewek Conqueror của Emas Offshore Construction (Singapore) đã
được thuê 5 năm (có thể là Shell Brunei) với giá 68 triệu USD (đơn giá là 37.260 USD/ngày), bắt đầu từ tháng3/2009 để phục vụ xây lắp ở vùng biển Brunei (UN 4/3)
Giá thuê tầu dịch vụ giàn
1 Giá thuê tầu dịch vụ giàn ở biển Tây Phi (1000 USD/ngày)
Nguồn Chart Shipping, Barcelona (UN 10/3/09)
2 Giá thuê tầu dịch vụ giàn ở biển Bắc
Tháng Hai năm 2009 - (1000 BA/ngày)
Seabroker, Stavanger (UN 10/3/09)
Trang 16hoa chat viet tri
Trang 17vào mảng lớn Eurasia kể cả địa
khối Indosinia Sự va mảng này
tương ứng với pha tạo núi uốn
nếp chính của chu kỳ Indosini kết
quả là hình thành loạt xâm nhập
granitoid phân bố rộng khắp Việt
Nam Các đá xâm nhập này nằm
lót dưới các bể trầm tích Đệ Tam
và bị nứt nẻ, biến đổi do hoạt
động kiến tạo Mezozoi
muộn-Kainozoi sớm và trở thành tầng
chứa dầu quan trọng và đối
tượng khai thác chủ yếu ở bể
Cửu Long.
Lục địa Đông Nam Á gồm
nhiều địa khu kiến tạo-địa tầng
được kết nối với nhau sau nhiều
lần dập vỡ của siêu lục địa cổ
Pangea - “lục địa Gondwana” và
nhiều lần mở và khép lại của đại
dương Tethys Giai đoạn va
mảng tạo núi Nori-Jura-Crêta đã
gắn kết các vi lục địa vào mảng
lớn Eurasia kể cả địa khối
Indosinia Sự va mảng này tương
ứng với pha tạo núi uốn nếp
chính của chu kỳ Indosini kèm
theo hoạt động magma phát triển
khắp trên bán đảo Đông Dương,
tạo đai cung pluton-batholit granit(220-150 tr.n) xuyên suốt bán đảoMalaisia, đến Thái Lan, Vân Nam
và Myanmar (Hutchinson,Gatinsky, 1989)
Sự chuyển động tạo núiIndosini cũng làm hình thành loạtxâm nhập granitoid phân bố rộngkhắp Việt Nam Thời kỳ này cũngtrùng với pha phát triển tăng dày
và dâng trồi của vỏ trái đất Trongthời gian Jura sớm đến Crêtatoàn khu vực tiếp tục chịu tácđộng của chuyển động nâng-tạonúi muộn, hoạt động đứt gãytrượt bằng và magma-uốn nếpvới nhiều pha kế tiếp nhau tạonên phức hợp đá móng granitoidnằm lót dưới các bể trầm tích ĐệTam ở rìa Đông-Nam thềm lục địaViệt Nam
Các bể rift Cửu Long vàNam Côn Sơn được hình thànhvào Eoxen muộn và phát triểntrên địa khối gắn kết Indosinia bịxuyên cắt bởi loạt xâm nhậpgranit Mezozoi muộn Các đá này
bị nứt nẻ và trở thành tầng chứadầu quan trọng và là đối tượngkhai thác chủ yếu ở bể Cửu Long
Ở bể Cửu Long tầng chứamóng nứt nẻ thường tập trung ởdãy nâng trung tâm, ở các khốinâng rìa bể và bị phủ bởi lớp trầm
Thành phn magma ca đá cha trong móng
Các đá móng ở bể CửuLong gồm chủ yếu là các đámagma như granit, granodiorit,diorit thạch anh, monzodiorit,diorit, andesit và gabbro-diabaz,ngoài ra còn có các đá trầm tíchbiến chất
So với các điểm lộ ở vùngrìa các đá này được các nhà địachất phân thành các nhóm đá(Hình 1)
Các xâm nhập batholiths:
- Phức hệ Hòn Khoai
(183-208 tr.n) tuổi từ Trias đến Jurasớm gồm biotit granodiorit và gra-nodiorit chứa hornblend đi kèm
có loạt các đaicơ granit aplit dướidạng các mạch ngắn
- Phức hệ Định Quán
(100-130 tr.n) tuổi từ Jura muộn đến
TS NGÔ THƯỜNG SAN
TS CÙ MINH HOÀNG
Tổng công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí
sự hình thành tầng chứa móng nứt nẻ bể Cửu Long
Kiến tạo Mezo-Kainozoi
&
Trang 18Crêta sớm gồm diorit,
gabbro-diorit, biotit granit, đi kèm là các
đaicơ và phun trào chủ yếu là
andesit
- Phức hệ Đèo Cả (98 tr.n)
tuổi Crêta gồm granosyenit, biotit
granit, đi kèm có các đá phun trào
andesit-dacit, dacit
- Phức hệ Ankroet (80 tr.n)
tuổi Crêta muộn Phức hệ trẻ này
thường là granit kiềm, granit hai
mica, microgranit, và granit
por-phyr, đi kèm có các đaicơ và
phun trào rhyolit
Các loạt đá magma này bị
xuyên cắt bởi các đaicơ, mạch và
các sill phun trào gồm:
- Phức hệ Phan Rang tuổi
Paleogen,(50-60 tr.n) với thành
phần granit porphyr, kèm với
đaicơ mach và phun trào rhyolit
Các đá này có thể giòn hoặc
dẻo Độ giòn của đá có quan hệ
phụ thuộc vào tướng đá, thành
phần thạch học, đặc biệt là tỷ
phần thạch anh/Felspar, trình độ
biến chất, địa nhiệt và áp suất địa
tĩnh, và trường ứng suất khu vực
Trong tầng chứa móng nứt nẻ
các đá giòn thường bị cắt bởi nứt
nẻ rộng hơn là ở các đá dẻo Vì
thế, chất lượng tầng chứa của
các đá granit luôn được xem tốt
hơn các đá diorit
Sự có mặt của các khoángvật sét và thứ sinh hình thànhtrong quá trình nhiệt dịch thường
làm giảm mật độ (số lượng) và độrộng (độ mở) của nứt nẻ
Nhìn chung, cho dù tướng
Hình 1 Phức hệ magma Mezozoi muộn
và thành phần thạch học (Tài liệu PVEP)
Hình 2 Bản đồ cầu trúc Việt Nam và kế cận
th¨m dß - khai th¸c dÇu khÝ
16 dÇu khÝ - Sè 3/2009
Trang 19đá luôn là yếu tố kiểm soát mật
độ, hình thái, và sự phát triển của
hệ nứt nẻ nhưng có thể nhận
thấy là mạng nứt nẻ hiệu dụng
phần lớn có nguồn gốc kiến tạo
liên quan với hệ đứt gãy hoặc đi
kèm với các đới phá hủy kiến tạo
Các đt gãy và h nt n liên
quan trong pha kin t o
Mô hình kiến trúc của rìa
Đông-Nam cũng như toàn địa
khối Indosinia được khống chế
bởi hai hệ đứt gãy chủ yếu:
Hướng Tây Bắc-Đông Nam và
Đông Bắc-Tây Nam tồn tại song
song còn có hai xu thế khác là
Bắc-Nam và Đông-Tây kết quả
do sự tác động của nhiều pha
ứng lực căng tách và nén ép từng
đợt thay đổi hướng (Hình 2)
Mặc dù các đứt gãy kinh
tuyến ít phổ biến hơn trong các
bể, nhưng đóng vai trò quan
tạo trong pha uốn nếp tạo núi
Indosini muộn, hiệu ứng của
trường ứng lực cổ do vi mảng lục
địa rắn chắc Indosinia cản lại lực
đẩy của vi mảng Nam Trung Hoa
chuyển động về Tây Nam vào
thời kỳ Nori, lực nén va mảng của
đai uốn nếp tạo núi Sibumasu từ
phía Tây vào Jura giữa-muộn, và
cũng có thể từ lực đẩy của mảng
Thái Bình Dương di chuyển về
phía Tây vào Crêta
Các đứt gãy này tái hoạt
động trẻ lại do sự va mảng của
khối thúc trồi Ấn Độ vào mảng
Eurasia dọc đới hội tụ Tây Tạng
(kiến tạo thúc trồi) và sự tách mở
của biển Đông vào thời kỳ Đệ
Chuyển động va mảng tạonúi Indosini có thể chia thành hai
pha: Pha chính hay pha đồng-tạonúi xảy ra vào Nori do sự vamảng của khối Indosinia với NamTrung Hoa khép lại rift Sông Đà
và pha thứ hai là pha tạo núimuộn vào Jura-Crêta kết quả của
Hình 3 Sơ đồ địa động lực Đông Nam Âu-Á
(Theo mô hình kiến tạo thúc trồi)
Hình 4 Tiến hóa kiến tạo Mezozoi muộn của địa khối Indochina
(Trường ứng lực cổ phỏng theo tài liệu PVEP có hiệu chỉnh)
Petrovietnam
Trang 20th¨m dß - khai th¸c dÇu khÝ
dÇu khÝ - Sè 3/2009
chuyển động nén ép của vi mảng
Sibumasu và đai kiến tạo
Shan-Thai về phía Đông, tác động lên
rìa Tây và Nam của bán đảo
Đông Dương tạo hệ thống đứt
gãy và tách chẻ hướng kinh
tuyến và vĩ tuyến, cũng như các
Vào thời kỳ Crêta sớm, địa
khối Indosinia chịu sự tác động
của các lực nén đẩy cuối cùng do
sự va mảng giữa các khối
Shan-Thai và Lhasa từ phía Tây và sự
va cung-mảng của mảng Thái
Bình Dương từ phía Đông, làm
hoạt động lại và tiếp tục duy trì
hướng ứng lực của hệ đứt gãy
tồn tại trước đó và phát triển rộng
khắp các thành hệ magma
grani-toid kiềm và á-kiềm
Tiếp sau chuyển động tạo
núi uốn nếp Indosini là giai đoạn
sau-uốn nếp Crêta
muộn-Paleoxen sớm với sự tăng dày vỏ
trái đất, sự dâng vòm khu vực và
san bằng Ở giai đoạn này trường
ứng lực chuyển từ nén ép sang
căng giãn vẫn theo hướng TB-ĐN
tạo các đứt gãy thuận và các
trũng giữa núi phương ĐB-TN, đó
là các tiền đề địa động lực cho sựhình thành các bể rift Đệ Tam ởrìa Đông-Nam của bán đảo ĐôngDương Chuyển động kiến tạonày cuốn theo các phun tràomagma đồng dạng thành phầnkiềm tập trung dọc các đứt gãybao rìa bể
Các đứt gãy ĐB-TN và Đ-Tcũng khống chế sự hình thành vàphân bố các cấu tạo nâng trong
bể và các hệ đứt gãy thứ sinh đikèm đóng vai trò quan trọng trong
hệ thống dầu khí, đặc biệt là thamgia tạo thêm hệ thống nứt nẻ thứcấp trong móng Trước-Đệ Tam
Vùng cho sản lượng caonhất ở các diện tích triển vọngtrong bể Cửu Long thường tậptrung ở vùng đỉnh cấu tạo (với
điều kiện là móng phải được phủhoàn toàn bởi tầng sét chắnOligoxen) Vùng đỉnh có thể lànơi tập trung cường độ ứng suấtmạnh nhất trong quá trình nén ép
và nếu ứng lực này xảy ra tronggiai đoạn tạo đứt gãy muộn thì đó
là điều kiện rất thuận lợi cho sựphát triển tốt độ rỗng (Hình 6).Nhìn chung, trước 90-50triệu năm, toàn bộ Đông Nam Áchủ yếu là vùng nhô cao với địahình phân dị yếu, tạo cảnh quangồm các địa lũy với các đábatholit granit, granodiorit, và đáphun trào Các địa lũy nằm xenvới các trũng giữa núi phân bốdọc các đới khâu và đứt gãy trượtbằng lớn Đặc trưng của thành hệTiền-rift là tướng lục nguyên chỉlắng đọng trong các trũng giữanúi ngăn cách bởi đứt gãy.Chuyển động kiến tạoMezozoi muộn - Đệ Tam sớm đãlàm tái hoạt động các hệ đứt gãy,tạo các nứt nẻ sinh kèm trong đámóng, và khống chế bình đồ kiếntrúc ở các bể Đệ Tam Cũng tronggiai đoạn này lớp vỏ phong hóadày được hình thành trên các địalũy granit Chúng là những tiền đềthuận lợi cho sự tích tụ hydrocar-bon trong các bể Đệ Tam
Kiến tạo Đệ Tam và sự hình thành các bể rift
Đặc điểm kiến tạo Đệ Tam ởĐông Nam Á cũng như ở ViệtNam là sự tồn tại hệ thống cácđới khâu trượt bằng cực lớn dọctheo đó các bể rift được hìnhthành và phát triển với chu kỳtrầm đọng và các bất chỉnh hợpkhu vực xảy ra đồng thời trongphần lớn các bể Các chu kỳ tiếnhóa kiến tạo-tướng đá và magmagiai đoạn Đệ Tam có liên quanchặt chẽ với các pha hút chìm và
va mảng của các mảng lớn và sựdao động của mực nước đạidương (Hình 7)
Cơ chế địa động lực tạo
Hình 5 Hình thể hiện đứt gãy trượt ĐB-TN với các đứt gãy
thuận sinh kèm xếp dạng cánh gà (Nguồn PVEP)
Hình 6 Vùng đỉnh của cấu tạo
triển vọng (Nguồn từ PVEP)
Trang 21bình đồ đứt gãy ở Việt Nam liên
quan chủ yếu với sự va mảng
thúc trồi của mảng Ấn Độ thúc
vào mảng Eurasia dọc theo đới
hội tụ Tây Tạng
Chuyển động tạo núi
Himalaya đẩy vi mảng Indochina
về Đông-Nam với sự quay phải
chậm tạo hệ thống đứt gãy
TB-ĐN ở phía Bắc Việt Nam và hệ
ĐB-TN ở Nam Việt Nam, dẫn đến
sự hình thành các bể trầm tích
chứa hydrocarbon Các bể rift
này thường là các dạng pull-apart
hoặc căng giãn phát triển dọc các
đới đứt gãy sâu trượt bằng và
chồng gối lên các trũng giữa núi
tồn tại trước đó trong Crêta
muộn-Paleoxen sớm (Hình 8)
Kịch bản này có thể được
giải thích liên quan đến hai giai
đoạn căng giãn tạo sự sụt rift vào
Eoxen-Oligoxen và Mioxen sớm
và đi kèm là hai pha nén ép – pha
đầu vào Oligoxen muộn khi sự
nâng phân dị (nghịch đảo kiến tạo
lần 1) xảy ra trên phần lớn các bể
Đệ Tam sớm và pha nén ép thứ
hai vào Mioxen giữa-muộn tạo
nghịch đảo kiến tạo (nghịch đảo
kiến tạo lần 2) và các nếp uốn
Đông-Nhìn chung, phức hệ trầmtích Eoxen-Oligoxen được xem làphức hệ đồng-rift hình thành liênquan đến thời kỳ sụt rift chínhtrong lịch sử tiến hóa các bể ĐệTam, sự sụt lún xảy ra dọc cácđứt gãy thuận bao quanh rìa bể
và thường có xu hướng đổ vềĐông-Nam Sau đó, vào Oligoxen
các đứt gãy thuận này chuyểnhoạt động theo phương Đ-T dotác động giãn đáy hướng B-N củabiển Đông Sự giãn đáy và đạidương hóa biển Đông, đặc biệt ởphần Tây-Nam liên quan đến sự
đông đã cuốn theo sự phun tràonúi lửa bazan và andesit phổ biếnrộng trong các bể nằm ven rìaTây và Tây-Nam biển Đông
Vào Oligoxen muộn, sự va
Hình 8 Đặc tính hoạt động đứt gãy ở bể Cửu Long
Hình 9 Tiến hóa kiến tạo địa khối Indochina giai đoạn Đệ Tam
(Trường ứng lực cổ phỏng theo nguồn PVEP có hiệu chỉnh)
Hình 7 Sơ đồ thể hiện quan hệ giữa
tiến hóa kiến tạo và dao động mực đại dương
Trang 22th¨m dß - khai th¸c dÇu khÝ
dÇu khÝ - Sè 3/2009
mảng giữa các mảng Ấn Độ –Eurasia và mảng lục địa châu Úcvới cung Sunda đã tạo trườngứng suất nén ĐB-TN và sự trượtbằng hướng cận B-N và Đ-T(Hình 10) gây nghịch đảo kiến tạo(Hình 11) với các nếp vồngnghịch, các roll-over, hoặcchuyển động phân dị dọc các đứtgãy thuận kế thừa á-kinh tuyến,hoặc tạo các đứt gãy nghịch ĐB-
TN và các đứt gãy trượt bằng
Đ-T Những hoạt động kiến tạo nàykết thúc pha phát triển rift chính(Hình12)
Hoạt động của các đứt gãynày mang đặc tính nhiều pha.Phần lớn chúng thừa kế hệ thốngtrước Đệ Tam, hoạt động mạnhvào Eoxen-Oligoxen, yếu dầnvào Mioxen sớm và kết thúc vàoMioxen muộn-Plioxen Đặc tính
đa pha này làm tăng độ phức tạpcủa bình đồ đứt gãy và tác độngmạnh đến chất lượng tầng chứa.Chất lượng tầng chứa đá móng ởmột số mỏ rất phức tạp và biếnđổi nhanh theo tính phân đới củanứt nẻ
Mạng nứt nẻ hiệu dụngthường liên quan đến hệ đứt gãy
có trường ứng suất tối đa Độrỗng và thấm có xu thế tăng cao
ở những vùng có hoạt động biếndạng mạnh Chúng phụ thuộcvào mật độ, chiều dài, và độ mởcủa các nứt nẻ macro/micro và
độ liên thông giữa chúng Mặc
dù lưu lượng lớn của dòng phụthuộc vào nhiều yếu tố địa chất
và thuộc tính của đá và chất lưu,nhưng về phương diện kiến tạodường như lưu lượng dòng caoliên quan nhiều đến: Các nứt nẻ
mở dạng căng giãn; các nứt nẻđồng hướng ở các đứt gãy thuậnĐB-TN; các đứt gãy chéo sinhkèm và các nứt nẻ liên quan đếnnhững đứt gãy trượt bằng Đ-T;hoặc các nứt nẻ phát triển ởvùng có ứng lực tối đa dọc trụccấu tạo
Kết quả nghiên cứu cho thấy
Hình 10 Bản đồ thể hiện bình đồ đứt gãy với hệ thống trượt
bằng Đ-T và đứt gãy thuận ĐB-TN
Hình 11 Mặt cắt địa chấn thể hiện nghịch đảo
kiến tạo trong hệ tầng Paleogen
Hình 12 Đứt gãy nghịch trong móng Tiền-Đệ Tam
Trang 23lưu lượng dòng cao cũng được
gặp ở các cánh treo của đứt gãy
thuận, cánh sụt ở các đứt gãy
nghịch hoặc ở các đứt gãy tái
hoạt động muộn sát trước thời
gian di chuyển dầu Chúng thừa
kế từ hệ thống Mezozoi muộn
nhưng được hoạt động lại chủ
yếu ở pha nghịch đảo nén ép
Oligoxen muộn Sự hình thành
mới các đứt gãy và nứt nẻ ở pha
cuối này rất quan trọng, vì các
đứt gãy và hệ nứt nẻ sinh ra ở
thời kỳ đầu biến dạng của móng
thường bị ảnh hưởng rất mạnh
bởi quá trình nhiệt dịch, các nứt
nẻ thường bị lấp đầy bởi các
lún nhanh vượt trội tốc độ bù lắng
ở giai đoạn Paleogen đã tạo điều
kiện thuận lợi cho sự phát triển
tướng đầm hồ lâu dài và các
tướng ven đầm với lượng vật
chất hữu cơ chôn vùi nhanh Đó
là nguồn sinh hydrocarbon tiềm
năng và cũng là nguồn cung cấp
dầu nạp vào các bẫy nứt nẻ ở
móng bể Cửu Long và Nam Côn
Sơn
Sự sụt rift còn tiếp tục duy trì
ở bể Cửu Long nhưng với cường
độ yếu và chuyển sang giai đoạn
tiến hóa rift muộn, trong khi pha
sụt rift lần 2 liên quan đến sự giãn
đáy hướng TB-ĐN của biển Đông
ảnh hưởng mạnh đến bể Nam
Côn Sơn Chuyển động nén ép
Mioxen giữa-muộn đã tạo nghịch
đảo kiến tạo và các nếp uốn
nghịch ở bể Nam Côn Sơn, đặcbiệt ở khu vực Đông Bắc bể
Kết luận
Hoạt động tạo núi Indosinilàm hình thành loạt xâm nhậpgranitoid kiềm và á-kiềm phân bốrộng khắp Viêt Nam
Vào giai đoạn từ Jura sớmđến Crêta bán đảo Đông Dươngchịu tác động mạnh của hoạtđộng tạo núi - uốn nếp muộn, đứtgãy trượt bằng với nhiều pha kếtiếp nhau
Các đá magma nằm lót đáycác bể Đệ Tam bị nứt nẻ và trởthành tầng chứa dầu quan trọng
và là đối tượng khai thác chủ yếu
ở bể Cửu Long
Bình đồ cấu trúc của ViệtNam và kế cận bị khống chế bởitrường ứng lực với hệ thống đứtgãy tập trung theo ba hướng chủyếu: ĐB-TN, TB-ĐN và Đ-T
Hướng kinh tuyến ít phổ biến hơnnhưng cũng tham gia khống chế
sự sụt rift chủ yếu ở bể Nam CônSơn, trong khi ở bể Cửu Longhướng này có lẽ là các đứt gãysinh kèm với hệ đứt gãy trượtbằng ĐB-TN
Các hoạt động đứt gãy cóđặc tính nhiều pha và thừa kế từ
hệ Mezozoi muộn
Sự sụt rift liên quan đến haithời kỳ căng giãn: Eoxen-Oligoxen và Mioxen sớm trongkhi hoạt động nghịch đảo và tạocác đứt gãy và nứt nẻ sinh kèmliên quan với hai pha nén ép xảy
ra vào Oligoxen muộn và Mioxengiữa – muộn Hoạt động kiến tạoMioxen giữa xảy ra mạnh và rõnét ở bể Nam Côn Sơn
Pha va mảng Oligoxen
muộn đã tạo trường ứng lực nénTB-ĐN và chuyển động trượtbằng Đ-T, kết quả phát sinhnghịch đảo kiến tạo, uốn nếpnghịch, roll-over, chuyển độngphân dị dọc các đứt gãy thuận
kế thừa á-kinh tuyến, hoặc tạocác đứt gãy nghịch ĐB-TN vàcác đứt gãy trượt bằng Đ-T ở bểCửu Long
Các đứt gãy này đã tác độngđến sự hình thành và phân bốcác đới nâng cấu tạo và đã tạo
hệ nứt nẻ sinh kèm khống chếchất lượng thấm chứa ở móng bể
Tài liệu tham khảo
1 Ngô Thường San, Cù Minh Hoàng Chất lượng thấm chứa của đá móng nứt nẻ ở bể Cửu Long Hội nghị Khoa học và Công nghệ lần 9, Trường ĐHBK
Tp HCM 10/2005
2 Ngô Thường San, Lê Văn Trương, Cù Minh Hoàng, Trần Văn Trị Kiến tạo Việt Nam trong khung cấu trúc Đông Nam Á – Tuyển tập Địa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam, Nxb KHKT 2007.
3 Ngô Thường San, Cù Minh Hoàng, Đặc tính tầng chứa nứt nẻ và mối quan hệ với khả năng di chuyển dầu (Trường hợp – Tầng chưa móng mỏ Bạch Hổ - Nam Việt Nam) Tạp chí Dầu khí
Số 2/2008.
4 Trịnh Xuân Cường, Hoàng Văn Quý Mô hình hóa đá chứa móng nứt nẻ Tạp chí Dầu khí Số 5/2008
Trang 24th¨m dß - khai th¸c dÇu khÝ
Theo thống kê và kinh nghiệm tìm kiếm thăm dòdầu khí trên thế giới, hiện nay các mỏ dầu khí
lớn nhất đều liên quan tới các bẫy cấu tạo, chủ
yếu là các cấu tạo lồi Song, các cấu tạo này không
phải là vô tận Để đảm bảo sản lượng khai thác và
nguồn dự trữ, người ta phải tăng cường tìm kiếm
dầu khí trong các bẫy địa tầng, thạch học và các đối
tượng phi cấu tạo khác Một trong những đối tượng
đó là các dạng địa hình chôn vùi, những lòng sông
cổ được cấu tạo bằng những thân cát Gupkin I.M
-nhà địa chất dầu khí nổi tiếng, lần đầu tiên vào năm
1913 đã phát hiện bẫy phi cấu tạo liên quan tới lòng
sông cổ ở vùng ven biển Kaspiên, mở ra một triển
vọng dầu khí rất quan trọng ở khu vực này Ở Việt
Nam, vấn đề này cũng đã được quan tâm từ những
năm 80 - 90 của thế kỷ trước Năm 1989, Xí nghiệp
Liên doanh Dầu khí Vietsovpetro đã ký kết hợp đồng
với Viện Dầu khí Việt Nam và Trường Đại học Mỏ –
Địa chất Hà Nội hoàn thành đề tài nghiên cứu các
bẫy phi cấu tạo bồn trũng Cửu Long Năm 1990 –
1995, TSKH Trương Minh đã chủ trì đề tài nghiên
cứu các bẫy phi cấu tạo cho toàn thềm lục địa Việt
Nam Những công trình đó đã định hướng cho việc
tìm kiếm các bẫy phi cấu tạo mang tính chất khu
vực Trong phạm vi bài báo này, các tác giả đề cập
đến địa hình chôn vùi trong Paleogen của bồn trũng
Nam Côn Sơn – một bồn trũng có tiềm năng dầu khí
lớn ở thềm lục địa Nam Việt Nam
CÁC GIAI ĐOẠN CHÔN VÙI ĐỊA HÌNH TRONG
PALEOGEN Ở BỒN TRŨNG NAM CÔN SƠN
Xác lập các bẫy phi cấu tạo liên quan đến địa
hình cổ, việc đầu tiên đòi hỏi chúng ta là phải xác
lập lại các giai đoạn chôn vùi địa hình trong một
khoảng thời gian nhất định ở khu vực nghiên cứu
Để đạt được mục tiêu này, các nhà địa chất phải
nghiên cứu một cách toàn diện và đầy đủ cấu trúc
địa chất khu vực, đặc biệt là các bề mặt bất chỉnhhợp mang tính khu vực, nghiên cứu trật tự địa tầngcũng như các mặt cắt địa chất - địa vật lý Đối vớicác bồn trũng Kainozoi, công việc này được tiếnhành dựa trên các tài liệu địa vật lý, chủ yếu là cácmặt cắt địa chấn, kiểm chứng với các tài liệu củagiếng khoan Trên cơ sở nghiên cứu đó, các tác giả
đã phân chia địa hình chôn vùi trong Paleogen ởbồn trũng Nam Côn Sơn thành các giai đoạn chínhnhư sau:
Giai đoạn cuối Eoxen – đầu Oligoxen sớm
Đây là giai đoạn chôn vùi địa hình đầu tiên củabồn trũng xảy ra trong Paleogen, phá vỡ địa hìnhcủa bề mặt san bằng Đông Dương đã được hìnhthành từ trước vào Paleoxen - Eoxen Do ảnhhưởng của quá trình va chạm giữa mảng Ấn - Úcvới mảng Á - Âu và quá trình tách giãn biển Đông,
bề mặt san bằng Đông Dương bị phân dị, địa hình
bị chia cắt Bên cạnh những đới nhô nâng cao lànhững thung lũng sâu được lấp đầy những vật liệuhạt thô Trong giai đoạn này, địa hình mang đặctrưng của địa hình miền núi Chúng bị chôn vùi dướilớp phủ của trầm tích Kainozoi Bề mặt của địa hìnhchôn vùi này ứng với bề mặt bất chỉnh hợp giữamóng và các trầm tích Kainozoi
Giai đoạn cuối Oligoxen sớm
Khác với bể Cửu Long, nơi địa tầng Oligoxen đãđược phân chia khá chi tiết thành Oligoxen sớm vàOligoxen muộn, thì ở bể Nam Côn Sơn, địa tầngOligoxen được gộp chung lại dưới tên gọi là hệ tầngCau [3], có thể xem tương đương với hệ tầngBawak, Keras và Gabus thuộc bể Đông Natuna(nằm ở phía Nam của bể Nam Côn Sơn) Song,những công trình nghiên cứu gần đây của tập thểtác giả [1] đã ghi nhận ranh giới phân chia các thànhtạo Oligoxen sớm và Oligoxen muộn trên các mặtcắt địa chấn (ví dụ như tuyến địa chấn 93-5445;
ĐỊA HÌNH CHÔN VÙI PALEOGEN Ở BỒN TRŨNG NAM CÔN SƠN VÀ CÁC BẪY PHI CẤU TẠO LIÊN QUAN
TS ĐẶNG VĂN BÁT, KS CHU PHƯƠNG LONG ThS NGUYỄN KHẮC ĐỨC
Trường Đại học Mỏ - Địa chất
TS CÙ MINH HOÀNG, ThS NGUYỄN THỊ ANH THƠ ThS TRẦN MỸ BÌNH
Tổng công ty Thăm dò và Khai thác Dầu khí
22 dÇu khÝ - Sè 3/2009
Trang 25P04-25; P04-07) Các sóng phản xạ nằm dưới ranh
giới này có đặc trưng biên độ thấp đến trung bình,
tần số thấp, kém liên tục Thành phần thạch học
được dự báo là những vật liệu sét kết chứa cuội,
sạn, sỏi Trong khi đó, phần trên của mặt cắt có đặc
trưng địa chấn khác hẳn: Các phản xạ có dạng
song song; các sóng phản xạ có biên độ thay đổi từ
thấp tới trung bình đến cao, tần số thấp, độ liên tục
không ổn định Ở phía Tây của bể các phản xạ có
dạng lộn xộn Thành phần thạch học được dự báo
là những vật liệu hạt mịn hơn, chủ yếu là các loại
cát kết Trên cơ sở đó, các tác giả cho rằng ranh
giới giữa Oligoxen sớm và Oligoxen muộn là một
bề mặt bất chỉnh hợp và giai đoạn cuối Oligoxen
sớm là giai đoạn chôn vùi địa hình thứ hai xảy ra ở
bồn trũng Địa hình chôn vùi cuối Oligoxen sớm bị
các thành tạo của hệ tầng Cau phủ bất chỉnh hợp
lên trên
Giai đoạn cuối Oligoxen muộn
Giai đoạn này ở bồn trũng Nam Côn Sơn ứng với
nóc của hệ tầng Cau Trên mặt cắt địa chấn, nóc
của hệ tầng này ở một vài nơi có đặc điểm biên độ
phản xạ cao tới rất cao Đặc điểm này được xác
nhận là do sự tồn tại của các tập than Như đã biết,
mặt cắt đầy đủ của hệ tầng Cau bao gồm 3 phần
chính [3]:
Phần dưới gồm cát kết, cát kết chứa cuội, một số
nơi gặp các đá phun trào andezit, bazan
Phần giữa gồm chủ yếu là các thành phần hạt mịn
bao gồm các tập sét kết phân lớp dày, khá giàu vật
chất hữu cơ và vôi xen kẽ các lớp sét kết chứa
than
Phần trên gồm cát kết hạt nhỏ đến vừa màu xám
tro, xám sáng, đôi chỗ có chứa glauconit, trùng lỗ
xen kẽ bột kết, sét kết
Như vậy, mặt cắt trầm tích của hệ tầng Cau được
hình thành với tướng lục địa ở thời kỳ đầu, bao gồm
các thành tạo lũ tích, xen trầm tích đầm hồ, vùng
vịnh, nhiều nơi xảy ra hoạt động núi lửa (như ở lô
11, 12) Điều đó chứng tỏ vào thời kỳ này địa hình
vẫn còn phân dị mạnh Vào giai đoạn sau của
Oligoxen muộn, trầm tích có xu hướng mịn dần và
được lắng đọng trong môi trường tam giác châu,
vũng vịnh, chịu ảnh hưởng của thủy triều và các đợt
biển tràn vào Đây là giai đoạn chôn vùi địa hình lục
địa và chuyển sang địa hình ven biển
Địa hình chôn vùi Oligoxen muộn bị phủ bất chỉnh
hợp bởi hệ tầng Dừa tuổi Mioxen sớm có nguồn
gốc tam giác châu và biển nông ven bờ
Như vậy, trong Paleogen ở bồn trũng Nam Côn
Sơn có thể xác lập được 3 giai đoạn chôn vùi địa
hình: Cuối Eoxen - đầu Oligoxen sớm, cuối
Oligoxen sớm và cuối Oligoxen muộn Mỗi một giai
đoạn được đặc trưng bằng hình thái địa hình riêngbiệt Vấn đề tiếp theo là chúng ta cần phải lập lạihiện trạng của những địa hình cổ đó
PHƯƠNG PHÁP XÁC LẬP ĐỊA HÌNH CHÔN VÙI
Xác lập lại địa hình cổ bị chôn vùi là một trongnhững nhiệm vụ của khoa học cổ địa mạo Mặc dù
đã có một số phương pháp xác lập địa hình chônvùi được đề xuất, song phải thừa nhận rằng, kếtquả áp dụng của các phương pháp đó chỉ chochúng ta lập lại được bề mặt địa hình gần đúngtrong một giai đoạn địa chất nhất định
Để xác lập lại địa hình chôn vùi, việc đầu tiênchúng ta phải xác lập được vị trí hiện tại của chúngnằm dưới các lớp phủ trầm tích Nói một cáchkhác chúng ta phải xác định được vị trí độ caotuyệt đối của chúng so với mực nước biển hiệnnay Đối với các bồn trũng Kainozoi trên thềm lụcđịa Việt Nam, địa hình hiện tại của các bề mặtchôn vùi đó là bản đồ đẳng sâu của các bề mặt bấtchỉnh hợp Đối với bồn trũng Nam Côn Sơn, trongPaleogen các bản đồ đẳng sâu của móng trướcKainozoi và bản đồ đẳng sâu của nóc Oligoxen ở
tỷ lệ 1: 500.000 đã được thành lập [4] Đây là haibản đồ cơ bản mà các tác giả dựa vào đó để xáclập lại địa hình chôn vùi vào cuối Eoxen - đầuOligoxen sớm và cuối Oligoxen Bề mặt bất chỉnhhợp cuối Oligoxen sớm chưa được thành lập, vìvậy chưa có cơ sở nào để xây dựng lại địa hìnhchôn vùi trong giai đoạn đó
Trên cơ sở địa hình hiện tại của các bề mặt chônvùi đó, các tác giả đã áp dụng phương pháp phântích xu thế (trend) và phương pháp tổng đại số (cộngtrừ) địa hình để thành lập bản đồ cổ địa hình.Phương pháp phân tích xu thế đã được các tácgiả áp dụng cho bồn trũng Cửu Long và công bốtrong Hội nghị Địa chất Việt Nam năm 2005 [2] Ởđây chỉ nhấn mạnh, phương pháp phân tích trend
là một phương pháp thống kê thực nghiệm chophép xác định và phân tích sự dao động độ caocủa địa hình trong phạm vi của vùng nghiên cứu.Nhiệm vụ của bước phân tích này là từ các điểmhiện tại của bề mặt chôn vùi xác định thành phầncấu trúc và thành phần sót của chúng Thành phầncấu trúc chính là bề mặt trend với số mũ cần thiếtđược chọn để khái quát hóa cấu trúc Thành phầnsót chính là thành phần thể hiện yếu tố địa hình cổ.Phương pháp tổng đại số (cộng trừ) địa hình làmột phương pháp xác định địa hình cổ tương đối sovới một bề mặt chuẩn nào đó ít bị biến dạng Nóimột cách khác, phương pháp này cho phép tiếp cậnđịa hình cổ ở một khoảng thời gian ngắn hơn từ khichúng được chôn vùi cho đến hiện nay Khác với
Trang 26th¨m dß - khai th¸c dÇu khÝ
dÇu khÝ - Sè 3/2009
bồn trũng Cửu Long, nơi có tầng sét Rotalia tuổi
Mioxen hạ, được coi là tầng chuẩn lý tưởng, thì ở
bồn trũng Nam Côn Sơn, việc chọn lựa tầng chuẩn
có khó khăn hơn Các tác giả đã lấy tầng cấu trúc
cuối Mioxen muộn làm tầng chuẩn để tính toán vì
tầng này có cấu trúc tương đối đơn giản, ít phân dị
nhất Từ đó lấy các bề mặt cuối Eoxen - đầu
Oligoxen sớm, bề mặt cuối Oligoxen trừ đi bề mặt
cuối Mioxen muộn để tìm lại địa hình cổ
Cần phải thừa nhận rằng, sau khi bị chôn vùi, địa
hình còn tiếp tục bị biến dạng bởi các quá trình tân
kiến tạo và các quá trình nén ép đẳng tĩnh Ở đây
các tác giả coi sự biến dạng đó là đồng đều trên
toàn khu vực bồn trũng Nam Côn Sơn
ĐẶC ĐIỂM ĐỊA HÌNH CHÔN VÙI CUỐI EOXEN –
ĐẦU OLIGOXEN SỚM VÀ CUỐI OLIGOXEN
MUỘN, CÁC BẪY PHI CẤU TẠO LIÊN QUAN
Áp dụng phương pháp phân tích trend và phương
pháp tổng đại số địa hình để xác lập lại địa hình cổ,
trong những năm 80 của thế ký trước, khi công
nghệ thông tin chưa phát triển, đòi hỏi một sự kiên
trì và tốn rất nhiều thời gian, vì tất cả các tính toán
đều thực hiện bằng tay Hiện nay với sự phát triển
của công nghệ thông tin, việc tính toán đều được
thực hiện với những phần mềm chuyên dụng cho
chúng ta độ chính xác cao KS Chu Phương Long
đã thực hiện quy trình số hóa đường đẳng sâu,
chuyển các bản đồ gốc sang dạng mô hình số độ
cao DEM bằng phần mềm Arc GIS 9.2 Trong khi số
hóa, phải nhập các giá trị cos độ cao cho các
đường đẳng sâu bằng cách sử dụng phần mềm
Map Info 7.5 Các đường đẳng sâu địa hình đã
được số hóa tiếp tục được thực hiện theo trình tự
sau đây để nội suy tạo ra bề mặt trend:
Kết quả cho chúng ta bề mặt trend cuối Eoxen –đầu Oligoxen sớm (Hình 1), cuối Oligoxen muộn(Hình 2) và bề mặt địa hình cổ cuối Eoxenn – đầuOligoxen sớm (Hình 3), cuối Oligoxen muộn (Hình 4).Đối với phương pháp tổng đại số địa hình, KS
Chu Phương Long đã thực hiện chuyển đổi cácđường đẳng sâu từ dạng vector (dạng đường) sang
mô hình DEM (Digital Elevation Models - Mô hình
số độ cao) dạng Raster của các bề mặt cuối Eoxen
- đầu Oligoxen sớm và cuối Oligoxen muộn Quátrình này được thực hiện bằng phần mềm Arc GIS9.2 Sau đó, với việc sử dụng công cụ hỗ trợ Minustrong Arc GIS 9.2 đã xác định được hiệu số của các
bề mặt địa hình cuối Eoxen - đầu Oligoxen sớm,cuối Oligoxen muộn với bề mặt cuối Mioxen muộn.Hiệu số này chính là bản đồ địa hình cổ cuối Eoxen
(Map Info 7.5)
Mô hình dạng Vector (dạng đường)
Mô hình TIN (Triangulated Iregular Network) (Mạng tam giac không đều)
(Arc GIS 9.2)
(Arc GIS 9.2)
Mô hình dạng Point (dạng điểm)
Bề mặt Trend (dạng ảnh-Raster)
Hình 1
Trang 28Từ các kết quả nghiên cứu bằng các phương
pháp khác nhau, chúng ta thấy rằng hình thái địa
hình cổ của giai đoạn cuối Eoxen - đầu Oligoxen
sớm và cuối Oligoxen muộn của bồn trũng Nam
Côn Sơn có những nét đặc trưng như sau:
Vào giai đoạn cuối Eoxen - Oligoxen sớm, địa
hình phân dị rất rõ nét, độ cao tương đối của địa
hình dao động từ trên 5000m đến -6000m Điều đó
cho thấy địa hình tương phản mãnh liệt Vị trí địa
hình nhô cao nhất là ở phía Tây bồn trũng, đặc biệt
là ở các khu vực lô 11, lô 20 và phía Đông Nam của
bồn trũng (lô 06) Mặt khác, ở khu vực mỏ Đại
Hùng, cấu tạo Rubi, cấu tạo Hồng, lô 06 ghi nhận
tàn dư của bề mặt san bằng Đông Dương còn sót
lại với diện phân bố khá rộng Trên các bề mặt này,
vỏ phong hóa sẽ có độ dày lớn và hy vọng những
nơi đó là những bẫy phi cấu tạo liên quan tới vỏ
phong hóa của móng Trên hai sơ đồ (Hình 3, Hình
5) đều ghi nhận một mạng sông suối lớn, có thung
lũng sông chính chạy theo phương Tây Nam - Đông
Bắc, được bắt nguồn từ phía Tây Nam của bồn
trũng và mở rộng về phía Đông Bắc, chiều rộng của
thung lũng sông đạt tới 50-70km Nguồn vật liệu
được động viên từ phía Đông Bắc và phía Tây Nam
của bồn trũng đổ về mạng sông suối này Các
nhánh sông đều bắt nguồn từ sườn Đông Bắc và
Tây Nam của bồn trũng Theo mạng sông suối này,
một số khu vực có lòng sông mở rộng tới hàng chục
km, địa hình tương đối bằng phẳng, có khả năng
liên quan tới tích tụ aluvi dày Đó là những bẫy phi
cấu tạo có triển vọng dầu khí liên quan tới lòng sông
cổ Trong các khu vực đó, đáng quan tâm nhất là
khu vực kéo dài từ lô 21 (giếng khoan 21-S-1X) đến
Đông Nam của lô 12 (giếng khoan 12-C-1X) với
chiều dài đạt tới 100km, chiều rộng khoảng 40km,
khu vực được giới hạn bởi giếng khoan 12-C-1X và
RD-1X với chiều dài khoảng 60km, chiều rộng
30km
Khác với địa hình cuối Eoxen – đầu Oligoxen
sớm, địa hình cuối Oligoxen muộn ít tương phản
hơn Địa hình được nâng cao ở phía Tây Nam và
giảm dần về Đông Bắc Độ cao dao động khoảng từ
+1200m đến gần -3000m Song mức độ chia cắt địa
hình cũng lớn đạt tới trên 4000m Nhìn chung địa
hình vẫn mang đặc trưng của địa hình miền núi,
nhưng là núi thấp Trên 2 sơ đồ (Hình 4, Hình 6)
đều xác nhận được mạng sông suối tương đối phức
tạp Ngoài mạng sông suối chính chạy theo phương
Tây Nam lên Đông Bắc, kế thừa từ giai đoạn trước,
trong bồn trũng còn tồn tại hai mạng sông suối chạy
theo phương kinh tuyến: Một mạng bắt nguồn từ
khu vực các giếng khoan NB-1X với chiều dài
khoảng gần 200km, chiều rộng thung lũng mở rộngkhoảng 30-80km Đây có thể là vị trí thuận lợi chocác thấu kính cát tích tụ tạo bẫy dầu khí, đặc biệt là
ở khu vực giếng khoan 04-1X Mạng sông suối thứhai tồn tại ở phía Tây bồn trũng có chiều dài đạt tới150km, rộng 50-70km Trên mạng này gặp một yênngựa có kích thước khoảng 40km x 60km cũng rấttriển vọng là một bẫy phi cấu tạo, nếu chúng đượccấu tạo bằng những thân cát Trong bồn trũng còntồn tại các khối nâng nhô cao là những vị trí thuậnlợi để tích tụ dầu khí Đó là các khối nâng ở phíaTây với kích thước 100km x 50km, 2 khối nâng ởtrung tâm gần các giếng khoan Dừa và Rubi Vị trícác bẫy phi cấu tạo được thể hiện trên Hình 7.Tóm lại, kết quả nghiên cứu địa hình chôn vùitrong Paleogen ở bồn trũng Nam Côn Sơn đã xácđịnh được 3 giai đoạn chôn vùi địa hình Đó là cácgiai đoạn cuối Eoxen - đầu Oligoxen sớm, cuốiOligoxen sớm và cuối Oligoxen muộn Bằngphương pháp phân tích trend và phương pháp tổngđại số địa hình, các tác giả đã xác định được hìnhthái địa hình cổ trong giai đoạn cuối Eoxen - đầuOligoxen sớm và cuối Oligoxen muộn Trên cơ sở
đó đã xác định được vị trí một số khu vực có triểnvọng tồn tại các bẫy phi cấu tạo liên quan tới nhữngvùng có độ dày vỏ phong hóa lớn và những lòngsông cổ
Bài báo được hoàn thành dưới sự tài trợ củaChương trình Nghiên cứu cơ bản trong khoa học tựnhiên, đề tài 7.145.06
TÀI LIỆU THAM KHẢO
1 Đặng Văn Bát, Cù Minh Hoàng, Nguyễn Thị Anh Thơ, 2007 Địa tầng Paleogen ở bồn trũng Nam Côn Sơn Tạp chí Dầu khí số 8.2007, trang 19-23.
2 Đặng Văn Bát, Nguyễn Khắc Đức, Hoàng Văn Long, Nguyễn Quốc Hưng, 2005 Ứng dụng phương pháp phân tích trend để nghiên cứu cổ địa mạo trong Oligoxen ở bồn trũng Cửu Long Tuyển tập Báo cáo Hội nghị Khoa học Địa chất kỷ niệm 60 năm thành lập ngành địa chất Việt Nam Cục địa chất và Khoáng sản Việt Nam xuất bản Hà Nội.
3 Nguyễn Hiệp (Chủ biên), Nguyễn Văn Đắc, Nguyễn Giao và nnk, 2007 Địa chất và tài nguyên Dầu khí Việt Nam Nhà xuất bản Khoa học – Kỹ thuật – Hà Nội, trang 317-360.
4 Nguyễn Trọng Tín, 1996 Cấu trúc và lịch sử địa chất các vòm nâng địa phương của trầm tích Kainozoi bể Nam Côn Sơn và triển vọng dầu khí Luận án PTS khoa học Địa lý – Địa chất Hà Nội 77tr.
Trang 29Báo cáo trình bày kết quả
tính toán chiều dày tầng hình
thành và lưu giữ ổn định gas
hydrate (GHSZ) trong khu vực
biển Đông theo mô hình của
Milkov và Sassen Kết quả tính
toán đã xác định được chiều dày
tầng GHSZ trong khu vực biển
Đông dựa trên mối quan hệ giữa
độ sâu nước biển, gradient địa
nhiệt và ba loại gas hydrate loại I
(thành phần 100% CH 4 ), loại II
(95,9% CH 4 ) và loại H (90,4%
CH 4 ) Đối với gas hydrate loại I,
độ sâu nước biển tối thiểu để hình
thành gas hydrate trên biển Đông
là 600m và chiều dày trung bình
của tầng GHSZ là 225m Đối với
gas hydrate loại II, chiều dày
trung bình của tầng GHSZ là
270m và độ sâu nước biển tối
thiểu để hình thành gas hydrate là
400m Đối với gas hydrate loại H,
chiều dày trung bình của tầng
GHSZ là 365m và độ sâu nước
biển tối thiểu để hình thành gas
hydrate là 300m Trong khu vực
biển Đông chiều dày lớn nhất của
tầng GHSZ nằm trong khoảng độ
sâu nước biển từ 1.500-2.500 m
và chiều dày lớn nhất có thể lên
đến 365m Với giả thiết gas
hydrate phân bố ở 30% diện tích
từ 300-3000 m nước và nồng độ
bão hòa khí gas 1,2%, thì lượng
khí CH 4 ở điều kiện tiêu chuẩn
của toàn biển Đông tính được cho
ba loại gas hydrate là 1,7x 10 14 m 3
cho loại H, 1,41 x 10 14 m 3 cho loại
II và 1,38 x 10 14 m 3 cho loại I Tại khu vực biển miền Trung và Hoàng Sa lượng CH 4 là 4,4 x 10 13
m 3 cho loại H; 3,6 x 10 13 m 3 cho loại II và 3,5 x 10 13 m 3 cho loại I.
Khu vực biển Đông Nam và Trường Sa lượng CH 4 là 7,5 x
10 13 m 3 cho loại H; 6,1 x 10 13 m 3
II và 5,9 x 10 13 m 3 cho loại l.
Gas hydrate được hìnhthành từ nước và khí gas (chủ
trúc kết tinh như băng ở nhiệt độthấp và áp suất cao Tùy thuộcvào thành phần khí gas, nhiệt độnước biển, gradient nhiệt độ, độmuối của nước lỗ rỗng mà gashydrate có thể bắt đầu được hìnhthành ở những vùng nước biển
có độ sâu từ 200-600 mét [11-14,
18, 20, 26, 32, 34] Biển Đông làmột biển rìa lớn nhất ở bờ TâyThái Bình Dương, được đánh giá
là một trong những vùng có triểnvọng gas hydrate của thế giới [6]
Sau hơn mười năm nghiên cứu,năm 2007, Trung Quốc lần đầutiên đã thu được mẫu gashydrate ở khu vực Shenhu, phíaNam bồn trũng Châu Giang, ở độsâu nước biển 1.500 mét và dướilớp trầm tích cách đáy biển 200m[34], đã khẳng định biển Đông cógas hydrate Sườn lục địa ViệtNam cũng là vùng có đủ các điềukiện cần thiết hình thành gashydrate [25] Một số công trình
gần đây của các tác giả TrungQuốc đã tiến hành tính chiều dàytầng hình thành và ổn định gashydrate (GHSZ - Gas HydrateStability Zone) và ước tính trữ
Đông (Wang n.n.k 2006, Chin.n.k, 2006, Cheng n.n.k 2004,Fang n.n.k 2002, Yao, 2001).Wang n.n.k (2006) bằng phươngpháp của Milkov và Sassen(2001) đã tính chiều dày GHSZcho toàn bộ khu vực biển Đôngvới giả định gradient địa nhiệt
Kết quả đo gradient địa nhiệt ởsườn lục địa biển Đông trongchương trình khoan đại dương(ODP-Leg 184) đã cho thấy giảthiết này hoàn toàn không phùhợp Gradient địa nhiệt là hàmphụ thuộc vào độ sâu đáy biển[28] Tại sườn Bắc biển Đônggradient địa nhiệt đo được ở lỗ
cơ sở xác định được hàm phân
bố gradient địa nhiệt của biểnĐông theo độ sâu nước biển Kếtquả tính toán cho ta những thôngtin hữu ích hơn về khả năng
XÁC ĐỊNH CHIỀU DÀY TẦNG HÌNH THÀNH VÀ ỒN ĐỊNH
GAS HYDRATE (GHSZ) TRÊN BIỂN ĐÔNG
TS NGUYỄN NHƯ TRUNG
Viện Địa chất và Địa vật lý biển Viện Khoa học & Công nghệ Việt Nam
TÓM TẮT
MỞ ĐẦU
Trang 30th¨m dß - khai th¸c dÇu khÝ
dÇu khÝ - Sè 3/2009
phân bố của gas hydrate theo
diện và theo chiều sâu Trên cơ
sở kết quả tính GHSZ này, trữ
lượng gas hydrate trên biển
Đông bước đầu được dự báo
ĐIỀU KIỆN ĐỊA CHẤT
Phần rìa phía Bắc, Nam thuộc
loại rìa lục địa thụ động có sườn
lục địa tương đối rộng 500-600
km Phần phía Tây rìa lục địa hẹp
kéo dài Phía Đông biển Đông là
đới hút chìm đang hoạt động
Manila Phần phía Nam là đới hút
chìm cổ Mezozoi Song song với
đã tạo điều kiện thuận lợi choquá trình lắng đọng trầm tích vàtích tụ vật chất hữu cơ trong cáctrầm tích trẻ Các hoạt động đứtgãy hiện đại phát triển mạnh ởnhiều khu vực trong vùng như hệthống đứt gãy ĐB-TN dọc khuvực sườn lục địa phía Bắc vàNam [6], hệ thống N-S thềm lụcđịa phía Tây (P.N Vu, 2007) Cáccấu trúc diapir magma, bùn xuấthiện ở nhiều nơi trong khu vực
Với các yếu tố kiến tạo địa mạotrên đã hình thành trong khu vựcbiển Đông nhiều dạng cấu trúcthuận lợi cho việc hình thành vàlưu giữ gas hydrate như các nêmtăng trưởng ở khu vực Nam bồntrũng Đài Loan, trũng Palawan,các đới nâng, các nón trầm tíchđáy biển, turbidi, các diapir, vol-
cano bùn… ở khu vực rìa Bắc,Nam và Tây biển Đông Trên hầuhết các thềm lục địa bao bọcxung quanh sườn lục địa biểnĐông đều hình thành các bồntrũng với chiều dày trầm tích vàhàm lượng vật chất hữu cơ lớnnhư bồn trũng Châu Giang, ĐàiLoan, Nam Hải Nam, Sông Hồng
ở phía Bắc, Phú Khánh, CửuLong, Nam Côn Sơn ở phía Tây,bồn trũng Zengmin và nhóm bểTrường Sa ở phía Nam Phầnlớn các bồn trũng trên thềm lụcđịa là những bồn dầu khí có trữlượng lớn Các trầm tích trẻ cóchiều dày lớn được hình thành
có tướng delta và á biển pháttriển khá phổ biển ở rìa các lụcđịa, mức độ tích tụ vật chất hữu
cơ cao [13] Các điều kiện trongkhu vực phần nào cho thấy gashydrate ở phía sườn lục địa phíaBắc sẽ thuận lợi cho việc hìnhthành gas hydrate cấu trúc loại I,còn ở sườn lục địa phía Namthuận lợi cho loại hình gashydrate cấu trúc loại II và H
Tầng GHSZ là tầng tại đó có
đủ các điều kiện về nhiệt độ và ápsuất dưới mặt đất đảm bảo khígas tự nhiên kết tinh thành gashydrate và duy trì ổn định trong
đó Chiều dày tầng GHSZ đượcquyết định bởi các yếu tố: Độ sâunước biển, nhiệt độ nước đáy, ápsuất và gradient địa nhiệt trongtrầm tích, độ muối của nước lỗrỗng và thành phần khí gas.Ngoài ra, sự ổn định của gashydrate còn phụ thuộc vào kiếntrúc và thành phần khoáng vậttrong trầm tích Milkov và Sassen(2001) đã đề xuất phương pháptính định lượng mô tả các hiệuứng này và tính toán chiều dàytầng GHSZ cho vùng vịnh Mexico[13] Phương pháp tính này đượcchúng tôi áp dụng tính cho khuvực biển Đông dưới đây
Hình 1 Sơ đồ vị trí vùng nghiên cứu Độ sâu đáy biển, vị trí
các lỗ khoan ODP, Leg-184 và điểm lấy được mẫu gas hydrate
ĐIỀU KIỆN ĐỊA CHẤT CHUNG
TÍNH CHIỀU DÀY TẦNG (GHSZ) KHU VỰC BIỂN ĐÔNG
Trang 31Xác định nhiệt độ trầm tích
- Nhiệt độ đáy biển: Trên cơ sở số liệu nhiệt độ
ở các độ sâu đo khác nhau, Wang (2006) đã xây
dựng được phương trình xác định nhiệt độ đáy biển
theo công thức hàm mũ sau [27]:
đãy biển (m)
Theo công thức này cho phép ta tính được
nhiệt độ đáy biển từ bất kỳ số liệu độ sâu đáy biển
Kết quả tính toán cho thấy với độ sâu đáy biển từ
300-500 mét thì nhiệt độ đáy biển khu vực biển
Kết quả đo gradient địa nhiệt trên biển Đông
cho thấy nó có tính không đồng nhất trên toàn biển
Đông và có xu hướng tăng dần theo chiều sâu đáy
biển (Hình 2) Phần thềm lục địa gradient địa nhiệt có
sườn lục địa gradient địa nhiệt lại có giá trị rất cao, từ
phép chúng ta xây dựng được công thức xác định
gradient địa nhiệt theo độ sâu đáy biển như sau:
G= 0,01593* B+28,39 (2)
sâu đáy biển (m)
Từ phương trình (2) cho thấy ở độ sâu nước
quả này nó khác xa với việc chọn gradient địa nhiệt
n.n.k (2006)
Như vậy, phương trình xác định nhiệt độ củatrầm tích được xây dựng bằng cách cộng phươngtrình nhiệt độ đáy biển (1) với phương trình gradientđịa nhiệt (2) Khi đó ta phương trình sau:
(3)
dưới mực đáy biển; B là độ sâu đáy biển;
Từ công thức (3) cho phép ta xác định đượcphân bố nhiệt của trầm tích ở các độ sâu khác nhaudưới mực địa hình đáy biển
Xây dựng phương trình xác định tầng GHSZ
Điều kiện cân bằng để khí gas tự nhiên kếttình hình thành gas hydrate đã được Sloan’s (1998)nghiên cứu và phát triển một chương trình phầnmềm CSMHYD để tính toán [22] Số liệu đầu vàogồm nhiệt độ, áp suất, thành phần khí gas, độ muốitrong nước lỗ rỗng Trên cơ sở các số liệu thànhphần khí gas tự nhiên thu được trên thực tế, Sloan(1998) đã phân ra ba loại gas hydrate với các thành
(loại H) và các hợp phần khí khác (Bảng 1) Milkov
và Sassen [13] sử dụng chương trình CSMHYD xácđịnh phương trình cân bằng cho ba loại gas hydratenày với độ muối trong nước lỗ rỗng giả thiết bằng3,5% như sau:
T100%CH4= 8,9*Ln(D)-50,1 (4)
T95,9%CH4= 7,1*Ln(D)-33,9 (5)
T90,4%CH4= 6,7*Ln(D)-27,6 (6)Trong đó: T là nhiệt độ để gas hydrate tồn tại
chuyển đổi từ áp suất với giả thiết sự thay đổi dient thủy tĩnh tuyến tính (10Mpa/km) trong nước vàtrong trầm tích
gra-Hình 3 là được đặc tuyến biểu diễn điều kiện
áp suất (độ sâu nước biển) và nhiệt độ để hìnhthành ba loại gas hydrate theo phương trình (4), (5)
trong khí tự nhiên khác nhau không nhiều, nhưng
Hình 2 Gradient địa nhiệt phụ thuộc
vào độ sâu đáy biển
Trang 32th¨m dß - khai th¸c dÇu khÝ
dÇu khÝ - Sè 3/2009
điều kiện nhiệt độ và áp suất khi hình thành gas hydrate lại rất khác biệt
Như vậy, chúng ta thấy rằng, ranh giới dưới của tầng GHSZ đối
với ba loại khí gas trên chính là điểm giao nhau của hai phương trình
(3) và (4); (3) và (5); và (3) và (6) Công thức xác định ranh giới dưới
của tầng GHSZ trở thành bài toán xác định điểm không của các cặp
phương trình (3) và (4); (3) và (5); và (3) và (6) như sau:
Sử dụng phương pháp Newton để giải phương trình (7), (8), (9)
ta nhận được giá trị chiều dày tầng GHSZ (C) ứng với mỗi độ sâu B
khác nhau Kết quả giải phương trình (7), (8), (9) cho khu vực biển
Đông chúng ta nhận được đường đặc tuyến chiều dày tầng hình thành
và ổn định gas hydrate (GHSZ) theo độ sâu đáy biển cho ba loại gas
hydrate như trên Hình 4 Hình 4cho thấy chiều dày tầng GHSZphụ thuộc vào độ sâu nước biển
và thành phần của khí gas khihình thành nên gas hydrate Khi
ở độ sâu không thay đổi, chiềudày tầng GHSZ tăng dần khi hàm
nước biển tăng đến một mức nào
đó thì chiều dày tầng GHSZ bắtđầu giảm dần Dạng đường đặctuyến này hoàn toàn ngược vớikết quả tính của Wang n.n.k(2006) ở phần nước sâu (vìWang giả thiết ở phần nước sâu
và phần nước nông đều có ent địa nhiệt không đổi bằng
Thiết đồ Hình 4 được sửdụng để tính toán chiều dày tầngGHSZ cho bất kỳ điểm nào trongkhu vực biển Đông Hình 5 là sơ
đồ phân bố chiều dày tầng GHSZcủa biển Đông tính toán cho baloại gas hydrate theo số liệu độsâu đáy biển từ 300-3000 m Kếtquả tính toán chiều dày tầngGHSZ cho khu vực biển Đôngcho thấy:
Đối với gas hydrate loại I,tầng GHSZ được hình thành ở độsâu nước biển ≥ 600m và cóchiều dày thay đổi từ 0-260m,trung bình là 225m Chiều dàylớn nhất có thể tới 260m tại vùng
độ sâu 2400m nước, ra xa hơnchiều dày mỏng dần
Đối với gas hydrate loại II,tầng GHSZ bắt đầu hình thành ở
độ sâu nước biển ≥ 400m và cóchiều dày thay đổi từ 0-300 m,trung bình là 270m Chiều dàylớn nhất có thể đạt tới 300m ởvùng độ sâu 1800m nước, ra xahơn chiều dày mỏng dần Đối với gas hydrate loại H,tầng GHSZ bắt đầu hình thành ở
độ sâu nước biển ≥ 300m và cóchiều dày thay đổi từ 0-365 m,trung bình là 330m Chiều dàylớn nhất có thể đạt tới 365m ởvùng độ sâu 1500m nước, ra xahơn chiều dày mỏng dần
Trong đó: B: Độ sâu đáy biển (m); C: Chiều dày tầng GHSZ (m)
Hình 3 Đường đặc tuyến biểu diễn điều kiện áp suất và nhiệt độ
để hình thành gas hydrate phụ thuộc vào hàm lượng CH 4
(100% CH 4 , 95,9% CH 4 và 90,4% CH 4 ) [13]
Hình 4 Biểu đồ chiều dày tầng GHSZ tính được theo độ sâu đáy biển
khu vực biển Đông cho các gas hydrate loại I, II và H
Trang 33diện tích phân bố của tầng GHSZ
trên toàn bộ biển Đông là 1,7 x
giải phóng từ gas hydrate ở điều
kiện tiêu chuẩn được tính toán
theo công thức sau [13]:
Trong đó: S: Diện tích phân
dày trung bình của tầng GHSZ; e:
Độ bão hòa của gas hydrate
trong trầm tích (%); E: Giá trị khí
trong điều kiện tiêu chuẩn
Theo các số liệu thống kêtrên thế giới nồng độ bão hòa củagas hydrate trong trầm tích thayđổi trong khoảng e = 0,9 - 1,5%
[5, 17] Hiện tại khu vực biểnĐông chưa có số liệu thống kê về
hệ số e, nên trong tính toán nàychúng tôi chọn giá trị trung bìnhcủa số trên, e = 1,2% Theo Yu
và n.n.k [32], ước đoán một cáchlạc quan là gas hydrate có thểtồn tại ở ½ diện tích vùng sườnlục địa Một số kết quả thống kêkhác trên một số vùng sườn lục
địa ước đoán chỉ tồn tại khoảng30-40% diện tích sườn lục địa[5] Để tính toán trong bài báonày chúng tôi chọn lượng gashydrate chỉ tồn tại ở khoảng 30%diện tích của vùng sườn lụa địa
độ và áp suất tiêu chuẩn là 164
H ) [22] Từ các số liệu trên, ápdụng công thức (10) tính được
biển Đông ở điều kiện tiêu chuẩnnhư Bảng 2
STT Khu vực
Diện tích (Km 2 )
Trữ lượng
CH 4 đối với loại H (m 3 )
Trữ lượng
CH 4 đối với loại ll (m 3 )
Trữ lượng
CH 4 đối với loại l (m 2 )
1 Toàn bộ sườn lục địabiển Đông từ 300m-300m nước
ở điều kiện tiêu chuẩn trên biển Đông
Hình 5 Sơ đồ chiều dày tầng GHSZ tính cho gas hydrate loại H (a); loại II và loại I
ƯỚC TÍNH TRỮ LƯỢNG GAS
HYDRAT
(m3)
