Đánh giá dị thường áp suất lô 043 bể Nam Côn Sơn và các phương pháp dự báo

Ở bể Nam Côn Sơn rất nhiều sự cố xảy ra trong thi công khoan như phun khí, kẹt cần, kick, mất dung dịch gây thiệt hại nhiều về vật chất mà nhiều khi mục tiêu thăm dò đề ra ban đầu vẫn chưa đạt được. Nghiên cứu dị thường áp suất có tầm quan trọng đặc biệt đối với các nhà thầu dầu khí, nó giúp cho việc lập kế hoạch khoan để đảm bảo an toàn khi khoan, đồng thời tiết kiệm đƣợc rất nhiều chi phí không để dị thƣờng áp suất gây ra sự cố. Việc nghiên cứu dị thường áp suất còn giúp chúng ta giải quyết được một số khía cạnh khoa học của công tác tìm kiếm thăm dò như mối quan hệ cộng sinh giữa dị thường áp suất và điều kiện trầm tích, kiến tạo, cấu trúc và địa tầng, ảnh hưởng của dị thường áp suất đến quá trình trưởng thành nhiệt của vật chất hữu cơ, đến việc di cư, tích tụ và bảo tồn dầu khí khi mà áp suất được coi như là một tác nhân quan trọng trong quá trình di cư cũng như phá hủy các tích tụ đã hình thành từ trước.v.v. Như vậy, sự hiểu biết về nguyên nhân và đặc điểm dị thường áp suất của bể sẽ giúp công việc dự báo có độ tin cậy cao hơn.

MỤC LỤC

LỜI CẢM ƠN I

MỤC LỤC II

DANH MỤC HÌNH ẢNH IV DANH MỤC BẢNG BIỂU V

MỞ ĐẦU 1

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ KHU VỰC NGHIÊN CỨU 4

1.1 Lịch sử tìm kiếm thăm dò 4

1.2 Đặc điểm cấu kiến tạo 6

1.3 Đặc điểm địa tầng 9

1.3.1 Móng 9

1.3.2 Hệ tầng Cau-Oligocen 10

1.3.3 Hệ tầng Dừa-Miocen dưới 10

1.3.4 Hệ tầng Thông-Mãng Cầu-Miocen giữa 11

1.3.5 Hệ tầng Nam Côn Sơn-Miocen trên 11

1.3.6 Hệ tầng Biển Đông-Đệ Tứ 12

1.4 Hệ thống dầu khí 14

1.4.1 Đá sinh 14

1.4.2 Dịch chuyển dầu khí 19

1.4.3 Đá chứa 20

1.4.4 Bẫy chứa 22

1.4.5 Đá chắn 23

CHƯƠNG 2: CƠ SỞ LÝ THUYẾT VỀ ÁP SUẤT LỖ RỖNG VÀ CÁC PHƯƠNG PHÁP DỰ BÁO DỊ THƯỜNG ÁP SUẤT 25

2.1 Áp suất lỗ rỗng và dị thường áp suất cao 25

2.2 Các nguyên nhân gây nên dị thường áp suất 27

2.3 Các phương pháp nhận biết và đánh giá dị thường áp suất cao 34

2.3.1 Phương pháp nghiên cứu trực tiếp 35

2.3.2 Phương pháp sử dụng tài liệu địa chấn 35

CHƯƠNG 3: ỨNG DỤNG PHƯƠNG PHÁP EATON DỰ BÁO ÁP SUẤT GIẾNG

KHOAN TƯ-3X, CẤU TẠO THIÊN ƯNG, BỂ NAM CÔN SƠN 43

3.1 Tổng quan cấu tạo Thiên Ưng 43

3.1.1 Mô tả cấu tạo 43

3.1.2 Trữ lượng 44

3.2 Giếng khoan dự kiến 04-3-TƯ-7X 46

3.2.1 Dữ liệu giếng khoan TƯ-7X 47

3.2.2 Dự báo áp suất vỉa và áp suất vỡ vỉa 48

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 57

TÀI LIỆU THAM KHẢO 59

DANH MỤC HÌNH ẢNH

Hình 1.3.1-1: Sơ đồ kiến tạo khu vực lô 04-3 9

Hình 1.3.6-1: Cột địa tầng tổng hợp lô 04-3 13

Hình 1.4.1-1: Quan hệ HI-Tmax, Miocen dưới lô 05-1B 16

Hình 1.4.1-2 Sơ đồ phân bố độ trưởng thành của VCHC Miocen trên lô04-3 và vùng lân cận 17

Hình 1.4.1-3: Sơ đồ phân bố độ trưởng thànhcủa VCHC Miocen dưới lô 04-3 và vùng lân cận 17

Hình 1.4.1-4: Sơ đồ phân bố độ trưởng thành của VCHC thời kỳ muộn của Oligocen lô 04-3 và vùng lân cận 18

Hình 1.4.1-5 Sơ đồ phân bố độ trưởng thành của VCHC thời kỳ sớm của Oligocen lô 04-3 và vùng lân cận 18

Hình 1.4.5-1 Lịch sử phát triển địa chất khu vực phía Đông bể Nam Côn Sơn 30

Hình 1.4.5-2 Lịch sử phát triển địa chất khu vực phía Tây bể Nam Côn Sơn 31

Hình 1.4.5-3 Mặt cắt phục hồi bể Nam Côn Sơn 32

Hình 1.4.5-4 Phục hồi quá trình tiến hóa địa chất bể Nam Côn Sơn 33

Hình 2.3.2-1 Đồ thị xác định đường xu thế nén ép thường 36

Hình 2.3.2-2 Đồ thị phân bố áp suất địa tĩnh theo chiều sâu 36

Hình 2.3.3-1 Xác định dị thường áp suất bằng phương pháp độ sâu tương đương 38

Hình 2.3.4-1 Phương pháp D-exponent xác định dị thường áp suất 40

Hình 2.3.5-1 Chu trình dự báo áp suất vỉa và vỡ vỉa bằng phương pháp Eaton 42

Hình 3.1.2-1 Bản đồ tính trữ lượng cho cấu tạo Thiên Ưng H200, H80_3; H80_2; H80_1; H76_1 và H70_3 (Theo Báo cáo trữ lượng Thiên Ưng, 2011, Vietsopetro) 46

Hình 3.1.2-2 Bản đồ tính trữ lượng cho cấu tạo Thiên Ưng H30_3; H30_2 và H30_1 (Theo Báo cáo trữ lượng Thiên Ưng, 2011, Vietsopetro) 46

Hình 3.2.2-1 Đường cong xu thế nén ép theo độ sâu 49

Hình 3.2.2-2 Biểu đồ xác định hệ số Poisson theo chiều sâu 52

Hình 3.2.2-3 Đồ thị xác định gradient áp suất vỡ vỉa theo chiều sâu 53

DANH MỤC BẢNG BIỂU

Bảng 3.1.2-1 Trữ lƣợng Hydrocarbon ban đầu Mỏ Thiên Ƣng (Theo Báo cáo trữ lƣợng Thiên Ƣng, 2011, Vietsopetro) 45 Bảng 3.2.2-1 Kết quả tính toán áp suất vỉa và áp suất vỡ vỉa 56

MỞ ĐẦU

1 Tính cấp thiết của đề tài

Ở bể Nam Côn Sơn rất nhiều sự cố xảy ra trong thi công khoan như phun khí, kẹt cần, kick, mất dung dịch gây thiệt hại nhiều về vật chất mà nhiều khi mục tiêu thăm dò đề

ra ban đầu vẫn chưa đạt được Nghiên cứu dị thường áp suất có tầm quan trọng đặc biệt đối với các nhà thầu dầu khí, nó giúp cho việc lập kế hoạch khoan để đảm bảo an toàn khi khoan, đồng thời tiết kiệm được rất nhiều chi phí không để dị thường áp suất gây ra sự cố Việc nghiên cứu dị thường áp suất còn giúp chúng ta giải quyết được một số khía cạnh

khoa học của công tác tìm kiếm thăm dò như mối quan hệ cộng sinh giữa dị thường áp

suất và điều kiện trầm tích, kiến tạo, cấu trúc và địa tầng, ảnh hưởng của dị thường áp

suất đến quá trình trưởng thành nhiệt của vật chất hữu cơ, đến việc di cư, tích tụ và bảo

tồn dầu khí khi mà áp suất được coi như là một tác nhân quan trọng trong quá trình di cư

cũng như phá hủy các tích tụ đã hình thành từ trước.v.v Như vậy, sự hiểu biết về nguyên nhân và đặc điểm dị thường áp suất của bể sẽ giúp công việc dự báo có độ tin cậy cao hơn

- Ứng dụng vào thực tế, dự báo áp suất của giếng khoan Thiên Ưng-7X, lô 04-3,

bể Nam Côn Sơn nhằm phục vụ cho công tác thực tiễn của ngành dầu khí trong

khu vực này

3 Phương pháp thực hiện

- Thu thập tài liệu về đặc điểm địa chất nói chung, cũng như lịch sử phát triển địa

chất nói riêng nhằm phân tích nguyên nhân gây ra dị thường áp suất của khu vực

trung tâm bể Nam Côn Sơn

- Tổng hợp và phân tích các phương pháp đánh giá áp suất được sử dụng phổ biến

torng công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí

- Thu thập tài liệu Địa vật lý giếng khoan (ĐVLGK) của giếng khoan TƯ-7X và

số liệu đo áp suất của các giếng khoan lân cận trong lô 04-3, sau đó phân tích tài

liệu và sử dụng phương pháp độ sâu tương đương để đánh giá chế độ áp suất của

khu vực này

4 Cơ sở tài liệu

- Phạm Việt Âu “Nghiên cứu các điều kiện địa chất để thực hiện giếng khoan tại

các cấu tạo lô 04-3” Viện nghiên cứu khoa học NIPI, Vietsov Petro

- Lester R Louden“Origin and maintainence of abnormal pressure” AIME, 1972

- N.C.Dutta “Abnormal formation pressure estimation using velocity: basic

concepts and field examples” BP Exploration, 1993

- Alan Mitchell Jean-Paul Mouchet “Abnormal Pressures While Drilling:

Origins, Prediction, Detection, Evaluation (Fundamentals of Exploration and Production)” Editions Technips, 1989

- Tài liệu composite log, master log và marker lô 04-3, Bể Nam Côn Sơn

- Tài lieu kết quả đo nhiệt độ và áp suất theo kết quả khoan của các giếng lô 04-3

và các giếng lân cận

5 Nội dung của đồ án

Báo cáo đề tài đồ án gồm có ba chương Chương 1 nêu tổng quan về khu vực lô

04-3, bể Nam Côn Sơn, gồm các mục chính là lịch sử tìm kiếm thăm dò, đặc điểm cấu kiến

tạo, đặc điểm địa tầng và hệ thống dầu khí Chương 2 trình bày cơ sở lý thuyết về áp suất

lỗ rỗng bao gồm khái niệm về áp suất lỗ rỗng, phân tích nguyên nhân gây nên dị thường

áp suất của khu vực nghiên cứu và tổng hợp các phương pháp dùng để dự báo dị thường

áp suất Chương 3 sử dụng tài liệu ĐVLGK, ứng dụng phương pháp ĐVLGK để dự báo

áp suất giếng khoan TƯ-7X, lô 04-3, bể Nam Côn Sơn Dựa trên những kết quả phân tích

được cùng với các biểu đồ, đồ thị và các tài liệu liên quan, tác giả đưa ra kết luận về đặc điểm phân bố áp suất của đối tượng nghiên cứu và khu vực lô 04-3, bể Nam Côn Sơn

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ KHU VỰC NGHIÊN CỨU

1.1 Lịch sử tìm kiếm thăm dò

Tại lô 04-3, những thông tin đầu tiên về cấu trúc địa chất hết sức phức tạp của khu

vực nghiên cứu có được từ kết quả khảo sát địa vật lý tổng hợp vào năm 1974 Từ đó đến

năm 1995, nhữnghoạt động nghiên cứu bằng các phương pháp địa vật lý trên khu vực đã được đẩy mạnh; tổng khối lượng thăm dò địa chấn 2D đã thực hiện trong giai đoạn này là

6446 km tuyến Ngoài ra, trên diện tích của lô đã tiến hành thăm dò từ và trọng lực với

khối lượng là 3040 km tuyến Tại khu vực trung tâm của lô (khu vực cấu tạo Mãng Cầu,

Đại Bàng – Ưng Trắng) mạng lưới tuyến khảo sát đã nâng từ 1x2 lên 1x1 km

Từ năm 2001 Liên doanh Vietsovpetro bắt đầu điều hành công tác tìm kiếm thăm dò

tại lô 04-3 Vào năm 2001, theo hợp đồng với Vietsovpetro, công ty PGS đã tiến hành

công tác thăm dò địa chấn 3D trên diện tích 785 km2 của các cấu tạo Thiên Ưng – Mãng

Cầu và Đại Bàng – Ưng Trắng Tài liệu đã được công ty Goldеn Pacific xử lý và các

chuyên gia của Viện NCKH&TK – Liên doanh Vietsovpetro minh giải (2003) Với mục

đích làm rõ những khác biệt về cấu trúc địa chất và lựa chọn những vị trí tối ưu để đặt các giếng khoan tìm kiếm - thăm dò, Viện NCKH&TK đã đồng thời tiến hành tính toán các

thuộc tính địa chấn và minh giải tài liệu địa chấn theo phương pháp AVO Kết quả minh

giải đã xây dựng được các bản đồ đẳng thời, đẳng tốc và các bản đồ cấu tạo theo các tầng

địa chấn SH-30, SH-76, SH-80 và SH-200

Vào năm 2004, Schlumberger đã ký hợp đồng với Vietsovpetro minh giải lại tài liệu địa chấn 3D lô 04-3; kết quả là đã xây dựng được các bản đồ cấu tạo mới không khác biệt lớn so với các bản đồ mà Viện NCKH&TK đã xây dựng

Trên cấu tạo Hoàng Hạc và Hải Âu chưa tiến hành khoan; trên cấu tạo Mãng Cầu,

giếng khoan đầu tiên là A-1X do hãng AGIP tiến hành vào năm 1979, khoan trực tiếp lên

nóc vòm Mãng Cầu Khi thử vỉa tập trầm tích Miocen giữa đã nhận được dòng dầu lưu

lượng 13,35 m3 /ngày đêm và khí là 45 ngàn m3 /ngày đêm từ khoảng chiều sâu

2263-2276 m và 318,83 m3/ngày đêm từ khoảng chiều sâu 2248-2255 m

Trong phạm vi cấu tạo Thiên Ưng, năm 2004-2005 đã khoan giếng TƯ-1X và tiến

hành thử vỉa năm (5) đối tượng, trong đó có bốn đối tượng cho dòng sản phẩm Về trạng

thái pha, các vỉa sản phẩm được phát hiện đều là khí-condensat

Giếng MC-2X được khoan vào năm 2005, từ trầm tích Miocen nằm ở các khoảng

chiều sâu 25042520 m (24782494 m), 24602462 m và 24722482 m (24342436 m,

-2446-2458 m) và 2196-2202 m, 2210-2213 m (-2170-2176 m, -2184-2187 m) đã thu được

các dòng khí và condensat, còn từ khoảng chiều sâu 2432-2437 m (-2406-2411 m) nhận

được dòng dầu

Giếng TƯ-2X khoan vào ngày 10 tháng 9 năm 2005, trong giếng này đã thử vỉa năm

(5) đối tượng và đã nhận được những dòng condensat và khí từ các khoảng chiều sâu 3136-3152 m (-3110-3126 m), 3081-3090 m (-3055-3064 m) và 3031-3036 m (-3005-

3010m), 3025-3029 m (-2999-3003 m) và 3017-3019m (-2991-2993 m)

Giếng TƯ-3X khoan vào năm 2008-2009, kết quả thử vỉa năm đối tượng đã nhận

được những dòng khí và condensat tự phun và xác lập được sự hiện diện của các vỉa

khí-Giếng TƯ-4X khoan vào năm 2010, kết quả thử vỉa ở sáu đối tượng chỉ nhận được

những dòng khí yếu trong trầm tích Miocen giữa

Giếng TƯ-5XP khoan vào năm 2010-2011, kết quả thử vỉa ở bảy đối tượng chỉ nhận

được dòng khí yếu từ tầng móng và từ trầm tích Miocen hạ

Tổng số mét khoan tìm kiếm, thăm dò tại cấu tạo Thiên Ưng – Mãng Cầu là 25289

m Mức độ nghiên cứu địa chất theo khoan vẫn còn thấp, mật độ khoan đạt 1 giếng trên

5,98 km2 trên toàn bộ diện tích của cấu tạo (330 km2), nghiên cứu lát cắt địa chất đạt 76,6

m khoan trên 1 km2 Mức độ nghiên cứu lát cắt bằng mẫu lõi cũng thấp; khối lượng mẫu

lõi theo thiết kế là 173,04 m, thực tế là 149,96 m đạt 86,7%

1.2 Đặc điểm cấu kiến tạo

Trên bình diện cấu trúc, bồn trũng Nam Côn Sơn là một cấu tạo lớn chạy song song

với đới nâng Côn Sơn theo hướng Đông Bắc – Tây Nam Trong phạm vi thềm lục địa

Việt Nam, diện tích bồn trũng Nam Côn Sơn chiếm 550x250 km Bồn trũng được phủ đầy

bởi tập hợp các trầm tích Kainozoi với chiều dày ở các khu vực sâu nhất lên đến 11-12

km

Trên bình đồ cấu tạo mặt móng, bồn trũng Nam Côn Sơn có thể chia ra hai phần: Trũng Bắc và Trũng Nam tách nhau bởi đới nâng Sông Đồng Nai Đới nâng Sông Đồng Nai là một tập hợp các khối nâng không đồng đều của móng, phân bố kéo dài theo hướng

Đông – Đông Bắc từ phía Nam cho đến đới nâng Côn Sơn Trong đới nâng Sông Đồng Nai còn gồm các cấu tạo nhô cao như Thần Mã, Bồ Câu, Đại Hùng, Thiên Ưng - Mãng

Cầu, Đại Bàng - Ưng Trắng…; chúng được liệt vào cấu trúc bậc hai của đới nâng Sông

Đồng Nai (Hình 1.3.1-1)

Lô 04-3 được giới hạn bởi trũng Bắc ở phía bắc, đới nâng Côn Sơn ở phía tây, trũng

Nam ở phía nam và ở phía đông là phần phía bắc của trũng Nam Do vị trí địa lý như vậy,

nên lô 04-3 mang kiến tạo đặc trưng của bồn trũng Nam Côn Sơn và hội đủ mọi điều kiện

thuận lợi cho tích tụ dầu khí

Việc phân chia vùng kiến tạo dựa trên các dấu hiệu dị thường – phân dị mặt móng,

từ đó lô 04-3 được chia ra theo các cấu tạo nếp lồi lớn bậc III, như cấu tạo Bồ Câu, Đại

Hùng, Thiên Ưng – Mãng Cầu, Đại Bàng – Ưng Trắng Các cấu tạo nhô cao này bị phức tạp hóa bởi các khối nâng nhỏ riêng biệt kèm theo Ngoài ra, tùy thuộc vào vị trí phân bố,

cấu trúc và kích thước…, các cấu tạo này lại bị chia ra thành các cấu tạo nhỏ hơn

Việc phân chia các tầng kiến tạo đã được thực hiện trên cơ sở tổng hợp và so sánh

các kết quả khoan và số liệu khảo sát địa vật lý, theo đó lát cắt địa chất của khu vực

nghiên cứu được chia ra 3 tầng kiến tạo chính:

1 Tầng kiến tạo bên dưới là tầng đá móng tuổi trước Kainazoi Trên mặt cắt địa

chấn đi qua các cấu tạo nâng cao, nóc của tầng này đượcxác định rõ theo tầng địa chấn

H200 – bề mặt móng

2 Tầng kiến tạo giữa là các tập đá trầm tích tuổi Oligocen đến Miocen giữa Trên

mặt cắt địa chấn, tầng này được phân biệt rõ và nằm giữa các tầng địa chấn H200 và H30

3 Tầng kiến tạo trên cùng là các trầm tích lục nguyên tuổi từ Miocen trên đến Đệ tứ

Trên mặt cắt địa chấn, tầng này được xác định rõ từ tầng địa chấn H30 đến đáy biển

Các tầng kiến tạo phân biệt nhau bởi các điều kiện thành tạo và theo các mặt bất

chỉnh hợp địa tầng địa phương Trong phạm vi bồn trũng Nam Côn Sơn toàn bộ quá trình

tạo rift, có thể chia ra các giai đoạn như sau: Trước tạo rift (trước Kainozoi), thời kỳ rift -

tách giãn (Oligocen – Miocen giữa) và thời kỳ sau rift (từ Miocen giữa đến Đệ tứ)

Hoạt động kiến tạo là một trong những yếu tố quan trọng nhất trong quá trình hình

thành cấu trúc địa chất của khu vực nghiên cứu Toàn bộ tổ hợp đứt gãy trong khu vực

nghiên cứu có thể chia ra làm 4 hệ thống:

Hệ thống đứt gãy chạy theo hướng ĐB-TN;

phát triển cho đến cuối Miocen giữa (trong tập carbonat), một số đứt gẫy kéo dài đến cuối

Miocen – đầu Pliocen Các đứt gãy kiến tạo, chủ yếu là đứt gãy thuận với biên độ từ vài

trăm đến vài ngàn mét Các hệ thống đứt gãy nêu trên chia cắt tầng móng thành các khối riêng, sụt bậc

Trong lát cắt trầm tích, các đứt gãy chủ yếu là đứt gãy thuận, phát triển dưới góc đổ

40о-60о và hầu như song song với nhau Chúng chia mặt cắt thành các khối nhỏ với chiều

rộng 1-4km Hiện tượng này có thể tạo ra các điều kiện thuận lợi hình thành các bẫy kiến

tạo nhỏ đã được tìm thấy trong lát cắt trầm tích, đặc biệt là trong trầm tích Miocen

Hình 1.3.1-1: Sơ đồ kiến tạo khu vực lô 04-3

1.3 Đặc điểm địa tầng

Mặt cắt địa tầng đƣợc xây dựng trên cơ sở kết hợp các kết quả khoan và tài liệu địa chấn thăm dò Mặt cắt địa tầng khu vực lô 04-3 đƣợc chia thành các hệ tầng sau (Hình 1.3.6-1):

1.3.1 Móng

Theo kết quả khoan thì đá móng ở lô 04-3 là granit magma, grano-diorit và diorite,

phân bố ở tất cả các cấu tạo trong lô Bề dày lớn nhất của tầng móng trong các giếng đã

các mức độ khác nhau Các nứt nẻ và lỗ rỗng trong đá được lấp đầy bởi khoáng vật thứ

sinh (calcit, zeolite, kaolinit…)

1.3.2 Hệ tầng Cau-Oligocen

Trầm tích hệ tầng Cau nằm bất chỉnh hợp trên móng.Chúng phát triển và phân bố tại

những vùng tương đối sâu trong lô 04-3.Trong tất cả các giếng đã khoan chỉ tại giếng

BC-1X là xuất hiện hệ tầng này.Trong mặt cắt giếng BC-BC-1X trầm tích hệ tầng Cau chia làm 3

phần.Phần dưới bắt gặp sự xen kẽ giữa các lớp cát và sét Chủ yếu là cát kết thạch anh, độ

hạt thô-mịn, màu xám sáng, vàng nhạt, xi măng là carbonat hoặc kaolinit Sét kết có màu

xám, nâu gạch, thỉnh thoảng gặp màu trắng xanh và có chứa pirit.Phần giữa và phần trên

của hệ tầng là cát kết và bột kết với một lớp mỏng than.Cát kết mịn, độ chọn lọc tốt, mài

tròn trung bình, màu vàng nhạt.Bột kết mềm, màu xám nâu gạch, thỉnh thoảng có đá vôi

Bề dày của hệ tầng trong khoảng 0-233 m; trầm tích hình thành trong điều kiện lục

địa, tướng sông, đầm lầy-hồ và vịnh

1.3.3 Hệ tầng Dừa-Miocen dưới

Hệ tầng Dừa phân bố trong cấu tạo Thiên Ưng, Đại Bàng-Ưng Trắng, Bồ Câu và tại

vùng sâu hơn trong lô Riêng tại cấu tạo Mãng Cầu hệ tầng này vắng mặt Theo tài liệu

khoan các giếng BC-1X, DB-2X, UT-1X, TU-1X, TU-2X, trầm tích hệ tầng Dừa xen kẽ

giữa cát, bột và sét; đôi khi bắt gặp lớp mỏng carbonat hoặc dolomit Cát kết màu sáng,

nâu đất hoặc vàng; có độ hạt mịn, mài tròn tốt, xi măng là sét hoặc carbonat Sét có màu xám sáng, chặtxít; dolomit cứng, kết tinh và có màu nâu vàng

Bề dày hệ tầng Dừa thay đổi trong khoảng 214-832 m; trầm tích hình thành trong

điều kiện delta và biển nông

1.3.4 Hệ tầng Thông-Mãng Cầu-Miocen giữa

Trầm tích hệ tầng Thông-Mãng Cầu phân bố rộng khắp vùng phía Nam thềm lục địa

Việt Nam, trong đó có lô 04-3.Mặt cắt hệ tầng Thông-Mãng Cầu chia làm 2 phần Phần

dưới là cát kết có độ hạt từ mịn đến trung bình xen kẽ với lớp mỏng sét, đôi khi gặp lớp carbonat mỏng hoặc dolomit.Cát kết sạch, trong suốt, độ hạt mịn – trung bình – thô, độ

mài tròn trung bình.Sét có màu xám sáng, vàng nhạt, một số chỗ màu tối, nâu vàng Sét

kết mềm, đôi chỗ kết dính với các hạt pirit và mica.Thỉnh thoảng cũng gặp đá vôi phân

lớp rất mỏng và đá vôi dạng khối Phần trên của mặt cắt là lớp carbonat trắng xám, vàng

nhạt và lớp mỏng cát kết, sét bột, và dolomit

Bề dày của hệ tầng thay đổi từ 175 m đến 1252 m; trầm tích hình thành trong điều

kiện biển nông và nằm chỉnh hợp trên nóc phụ tầng Dừa

1.3.5 Hệ tầng Nam Côn Sơn-Miocen trên

Trầm tích hệ tầng Nam Côn Sơn phân bố trong khắp trũng Nam Côn Sơn cũng như

trong khắp lô 04-3, xuất hiện tại tất cả các giếng đã khoan.Trầm tích phụ tầng Nam Côn

Sơn là xen kẽ cát kết và sét bột, có gặp các lớp carbonat hoặc sét-đá vôi

Điểm khác biệt của mặt cắt hệ tầng Nam Côn Sơn tại lô 04-3 là chứa chủ yếu sét hoặc vôi sét, đôi khi gặp lớp cực mỏng bột-cát.Trong một số giếng gặp thành phần trầm

tích có nguồn gốc núi lửa (giếng 04-B-1X, 04-1-ST-1X)

Bề dày hệ tầng Nam Côn Sơn từ 24-780 m; trầm tích hình thành trong môi trường

biển nông và biển sâu

1.3.6 Hệ tầng Biển Đông-Đệ Tứ

Mặt cắt hệ tầng Biển Đông được chia làm 2 phần.Phần dưới trầm tích Pliocen là xen

kẽ cát kết và sét kết Cát kết màu sáng, vàng nhạt, độ hạt nhỏ- trung bình- thô, sét kết màu

xám, vàng nhạt, xám trắng chứa nhiều glauconit Trong tập sét bắt gặp cả các lớp đá vôi

mỏng.Phần trên của hệ tầng, thành phần chủ yếu của đá là cát, bột xen kẽ các tập sét Cát

kết độ hạt thô-mịn, màu sáng, vàng nhạt, xám đen Sét có màu xám vàng, xám trắng thỉnh

thoảng vàng Trong tập sét thấy có nhiều dấu vết sinh vật biển

Bề dày hệ tầng lên đến 2199 m, trầm tích hình thành trong môi trường biển nông,

sườn và biển sâu

Hình 1.3.6-1: Cột địa tầng tổng hợp lô 04-3

1.4 Hệ thống dầu khí

1.4.1 Đá sinh

Đá mẹ sinh dầu trong lô 04-3 là tập trầm tích Oligocen và Miocen dưới, trong đó trầm tích Oligocen có mặt chủ yếu tại rìa cấu tạo và trong phần sâu của trũng Trong mặt

cắt đá Oligocen được chia thành các vỉa thành phần giàu vật chất hữu cơ, có triển vọng

sinh dầu và khí Theo số liệu khoan và địa chấn, trầm tích Oligocen được phát hiện ở độ

sâu gần 4000 m tại cánh của cấu tạo Bồ Câu, Đại Hùng, Thiên Ưng… Đá mẹ sinh dầu

tuổi Miocen dưới chứa vật chất hữu cơ loại II và III, tiềm năng sinh hỗn hợp dầu và khí,

có nguồn gốc đầm lầy (Hình 1.4.1-1)

Khối lượng lớn hydrocacbon đã sinh và dịch chuyển vào bẫy của mỏ Đại Hùng, cấu

tạo Thiên Ưng cho phép đánh giá tiềm năng sinh dầu của đá mẹ lô 04-3 và trũng Nam

Côn Sơn là cao Sự tồn tại của các vỉa bão hòa khí và condensate trong mỏ Đại Hùng, cấu tạo Thiên Ưng và Thanh Long chứng tỏ rằng cùng với tiềm năng sinh dầu cao thì đá mẹ

lô 04-3 cũng có tiềm năng sinh khí và condensat cao Quan điểm này được khẳng định

bằng số liệu phân tích thành phần kerogen trong đá mẹ loại II và III Theo số liệu phân

tích địa hóa, hàm lượng vật chất hữu cơ TOC trong đá mẹ Miocen dưới là thấp, thay đổi trong khoảng 0,5-2%; giá trị S2 thay đổi trong khoảng 1,0-10,0 kg/tấn Đá mẹ Oligocen có

giá trị TOC là 0,01-10%, S20,1-250 kg/tấn Như vậy, trên cơ sở kết quả xác định thành

phần vật chất hữu cơ, chỉ số HI và thành phần kerogen có thể kết luận rằng tiềm năng sinh

dầu/khí của đá mẹ là lớn và đạt xác suất 60/40 tương ứng

Đa số giếng đã khoan trong lô 04-3 không phát hiện trầm tích Oligocen (ngoại trừ giếng BC-1X và vài giếng mỏ Đại Hùng) và trong mặt cắt một vài giếng cũng vắng mặt

trầm tích Miocen dưới Theo dữ liệu phân tích mẫu lấy ở phần trên mặt cắt các giếng đã

khoan trong vùng nghiên cứu, theo phản xạ Vitrinit và Tmax đã ghi nhận rằng đá mẹ

Miocen dưới và Oligocen đã đạt độ trưởng thành sớm và nằm trong pha sinh dầu Giá trị Tmax của vật chất hữu cơ tại độ sâu 3500m xấp xỉ 0,55% R0 Khi xây dựng mô hình

trưởng thành vật chất hữu cơ tại các khu vực khác nhau nhận thấy rằng vật chất hữu cơ trong đá mẹ Miocen dưới và Oligocen đã trải qua hầu như tất cả các pha sinh sản phẩm (Hình 1.4.1-2, 1.4.1-3, 1.4.1-4, 1.4.1-5)

Hình 1.4.1-1: Quan hệ HI-Tmax, Miocen dưới lô 05-1B

Hình 1.4.1-2 Sơ đồ phân bố độ trưởng thành của VCHC Miocen trên lô04-3 và vùng lân

cận

Hình 1.4.1-4: Sơ đồ phân bố độ trưởng thành của VCHC thời kỳ muộn của Oligocen lô

04-3 và vùng lân cận

Hình 1.4.1-5 Sơ đồ phân bố độ trưởng thành của VCHC thời kỳ sớm của Oligocen lô

04-3 và vùng lân cận

Kết quả phân tích mẫu dầu lấy từ đá dầu Miocen và Oligocen chỉ ra rằng dầu được

hình thành từ đá mẹ chứa VCHC có nguồn gốc lục địa và đá được hình thành trong môi

trường delta và ven biển.Dầu lấy từ đá móng của giếng BC-1X có chứa ít sáp và lưu huỳnh, nghĩa là dầu này sinh ra từ đá sinh chứa VCHC có nguồn gốc hồ-đầm lầy

Theo quan điểm của các chuyên gia PIDC, đá mẹ Oligocen trong lô 04-3 tạo khí khô (sạch), khí condensat và dầu, còn đá mẹ Miocen tạo khí condensat và dầu Tập Miocen

giữa nằm trong khoảng chu kỳ trưởng thành (Ro=0,72-0,55) và bắt đầu trưởng thành

(Ro=0,55-0,45) của đá mẹ

Như vậy đá mẹ sinh dầu trong lô 04-3 và vùng lân cận có tất cả các điều kiện cần thiết để sinh hydrocacbon

1.4.2 Dịch chuyển dầu khí

Theo kết quả khoan của các giếng đặt trên đỉnh của cấu tạo, trầm tích Oligocen

trong mặt cắt nhìn chung vắng mặt Sự có mặt của dầu và khí trong tập trầm tích của khu

vực này có thể giải thích bằng quá trình hình thành và dịch chuyển từ vùng trũng và sâu

hơn Trong lô 04-3 nguồn sinh và dịch chuyển hydrocacbon chủ yếu là phụ trũng Bắc và Nam của trũng Nam Côn Sơn Hydrocarbon dịch chuyển một khoàng từ 5 đến 25 km và

tích tụ vào bẫy Trong phần sâu và lún chìm nhất của mặt cắt quá trình dịch chuyển

hydrocarbon xảy ra sớm hơn: Pha thứ nhất dịch chuyển vào cuối giai đoạn Oligocen vào

khoảng 25 triệu năm trước đây (theo quan điểm VPI), còn trong các phần nâng cao hơn

của các cấu tạo khác nhau, pha đầu tạo dầu bắt đầu chỉ khoảng 5-10 triệu năm trước và

tiếp tục đến ngày

Kết quả khoan của các giếng tìm kiếm thăm dò trong lô 04-3 chỉ ra rằng tất cả các

Bắc, Đông và Nam; còn đối với cấu tạo Thiên Ưng, dầu dịch chuyển từ phụ trũng Bắc,

Tây và Nam Tương tự như vậy, đối với cấu tạo Bồ Câu, hydrocarbon có thể dịch chuyển

từ phụ trũng Bắc và đồng thời dịch chuyển theo chiều thẳng đứng theo đứt gãy kiến tạo

hoặc khe nứt từ đá mẹ tuổi Oligocen Theo kết quả nghiên cứu mẫu dầu và condensat từ

giếng TU-1X, thành phần, tính chất của dầu và condensate lấy từ tập Miocen và móng

gần như tương tự với dầu và condensat của mỏ Đại Hùng (khối lượng riêng của dầu là

0,854 g/cm3, thành phần parafin 23,5%, nhiệt độ nóng chảy parafin là 60оС, thành phần lưu huỳnh 0,05%, acfan chiếm 4,3% khối lượng) Điều đó chứng tỏ dầu được hình thành

từ cùng một nguồn (đá mẹ) và dịch chuyển vào các cấu tạo khác nhau trong khu vực

Tất cả các cấu tạo triển vọng đã được xác định trong lô 04-3 đều có vị trí thuận lợi

để tích tụ và nạp hydrocacbon được dịch chuyển từ phần trũng sâu hơn

1.4.3 Đá chứa

Trong lô 04-3 theo số liệu khoan các giếng tìm kiếm-thăm dò đã xác định các tầng

chứa dầu chính như sau:

Tầng chứa trong đá carbonat nứt nẻ-lỗ rỗng tuổi Miocen dưới-giữa;

Tầng chứa trong tầng cát kết lục nguyên tuổi Miocen dưới-giữa và Oligocen;

Tầng chứa trong đá móng nứt nẻ tuổi trước Kainozoi

Những tầng chứa này là những đối tượng chính để thăm dò dầu và khí trong khu vực

nghiên cứu, đã được xác định và nghiên cứu chi tiết tại mỏ Đại Hùng và Thiên Ưng-Mãng

Cầu Trong tập trầm tích Miocen mỏ Đại Hùng, Thiên Ưng-Mãng Cầu đã xác định được

một số vỉa dầu và khí

Đá chứa cát kết lục nguyên:

Theo số liệu khoan của các giếng mỏ Đại Hùng, bề dày hiệu dụng vỉa cát kết là

30-120 m Lưu lượng ban đầu của dòng dầu trong giếng DH-2P, DH-3P là từ 1139 đến 1624

tấn/ngày đêm Tuy nhiên sau đó trong quá trình khai thác lưu lượng giảm nhanh Điều đó

có thể do thể tích vỉa dầu nhỏ

Tập cát kết Miocen dưới – giữa, nhìn chung hình thành trong điều kiện delta ven bờ

và biển nông, bề dày của chúng là 20-30 m, độ rỗng 15-25 %, độ thấm 21-67 mD Tại các

giếng DB-2X, TU-1X, UT-1X ghi nhận được các biểu hiện dầu khí khi khoan qua các tập

cát kết này

Trầm tích Oligocen được phát hiện tại giếng BC-1X và tại mỏ Đại Hùng chủ yếu là

trầm tích lục địa, phần dưới mặt cắt có lớp than mỏng; tập cát kết này có tính chất thấm

chứa tốt

Trong giếng TU-3X, trên cơ sở minh giải địa vật lý giếng khoan và thử vỉa đã xác

định được tầng sản phẩm và vỉa chứa, đó chính là tầng sản phẩm H30-1, H30-2 Miocen giữa và H80-3 Miocen dưới Trên diện tích nghiên cứu đã xác định được 16 vỉa

hydrocacbon (1-dầu, 3- dầu khí, 8 – khí condensate, 4- khí) trong số đó có 1 vỉa trong tập

trầm tích lục nguyên Miocen trên, 11 vỉa trong Miocen giữa, 3 vỉa trong tập Miocen dưới

và 1 vỉa trong đá móng

Đá chứa carbonat:

lý giếng khoan, bề dày hiệu dụng tầng carbonat thay đổi từ 7,1 m tại giếng DH-4P đến

170 m tại giếng DH-1X Đá carbonat xen kẽ lớp sét tập trung chủ yếu tại các khối nâng

của móng, bề dày trong khoảng 137-290 m, độ rỗng thay đổi trong khoảng 2-25 %

Đá chứa móng nứt nẻ:

Đá móng nứt nẻ và phong hóa được phát hiện tai các giếng khoan ở mỏ Đại Hùng, cấu tạo Thiên Ưng-Mãng Cầu, Đại Bàng, Bồ Câu Trên các vùng khác nhau của mỏ Đại

Hùng, đã khoan 15 giếng thăm dò và khai thác với độ sâu khoan vào móng từ 18 m đến

1044 m Kết quả phân tích mẫu lõi xác định được độ rỗng của đá móng nứt nẻ thay đổi

trong khoảng 1,2đến 5,5%, độ thấm từ 0,04 đến 42,9 mD Khi tiến hành thử vỉa đá móng,

trong số 7 giếng đã khoan thì có 3 giếng thu được dòng dầu hoặc khí Giếng DH-10X thu

được dòng condensat lưu lượng 216 m3/ngày đêm và dòng khí lưu lượng 662,4 nghìn

m3/ng.đ với côn 25,4 mm

1.4.4 Bẫy chứa

1 Bẫy dạng khối: cấu tạo nếp lồi hoặc bán nếp lồi khép kín bởi 1, 2 hoặc 3 đứt gãy

Phân bố rộng trên khu vực nghiên cứu và được hình thành trong quá trình tạo rift khi tách

giãn đáy biển

2 Bẫy thạch học – địa tầng: đây là bẫy phi cấu tạo, tương đối phổ biến trong tập

trầm tích; chúng hình thành trong quá trình biến đổi trầm tích và thay đổi tướng Đặc

điểm của bẫy loại này là kích thước nhỏ và khó xác định khi tìm kiếm và thăm dò Để xác định bẫy loại này cần áp dụng phương pháp nghiên cứu đặc biệt như minh giải tài liệu địa chấn, chọn và phân tích thuộc tính địa chấn.Trong giới hạn của lô 04-3 xác định được các

bẫy loại này trong mặt cắt nằm dưới mặt bất chỉnh hợp mà trên đó là tập sét kết phủ lên

3 Bẫy hỗn hợp kiến tạo – địa tầng: đây là bẫy thạch học – địa tầng một phần bị giới

hạn bởi đứt gãy Chúng cũng có kích thước nhỏ, xác định các bẫy loại này khó và cần

những nghiên cứu bổ sung

1.4.5 Đá chắn

Trong lô 04-3 có 3 loại tầng chắn chính: khu vực, vùng, địa phương

Tầng chắn khu vực: phát triển rộng khắp trên toàn khu vực nghiên cứu Đó là tập

sét bề dày đến vài trăm m trong tập Pliocen-Đệ tứ Đá sét chủ yếu là illit, kaolinit,

monmorionit và các khoáng vật khác.Cùng với tập sét Pliocen-Đệ tứ trong mặt cắt phụ

tầng Nam Côn Sơn cũng xác định tập sét bề dày hơn 100m.Tập sét này phát triển rộng

trong khu vực nghiên cứu và cũng là tầng chắn khu vực tốt.Tập sét này chứa bột kết hàm

lượng không nhiều (2-10 %), ưa nước, trong thành phần của chúng chứa chủ yếu illit, kaolinit, clorit và các khoáng vật khác có khả năng trương nở Do chúng có khả năng chắn

tốt nên tại ranh giới dưới của tập sét này quan sát thấy dị thường áp suất cao

Tầng chắn vùng: là tập sét xen kẽ lớp mỏng carbonat của phụ tầng Thông – Mãng

Cầu Do chúng có bề dày nhỏ và phát triển theo diện tích giới hạn nên chúng chỉ đóng vai

trò là tầng chắn vùng

Trong cấu tạo Bồ Câu và Đại Hùng phát triển tầng sét có tên “sét G” bề dày 30-40m,

nằm ở nóc Miocen dưới; tầng sét này là tầng chắn vùng cho một số cấu tạo lô 04-3

Tầng chắn địa phương: là tập sét bề dày nhỏ, phát triển trên diện tích hẹp của các

dầu.Chúng phát triển chủ yếu tại những vùng chìm sâu của lô, vắng mặt hoặc bề dày rất

mỏng tại vòm cấu trúc Mặc dù trong Miocen có các tập sét chắn tốt nhưng đa số bẫy bị

phá hủy bởi đứt gãy 1 hoặc cả 2 bên nên khả năng bảo tồn hydrocacbon trong bẫy phụ

thuộc vào khả năng chắn của đứt gãy Ngoài ra các hoạt động kiến tạo tại pha cuối cùng

cũng có khả năng phá hủy các bẫy đã hình thành trước đó Đó cũng là yếu tố rủi ro lớn khi tìm kiếm thăm dò tại các cấu tạo trong lô nghiên cứu

CHƯƠNG 2: CƠ SỞ LÝ THUYẾT VỀ ÁP SUẤT LỖ RỖNG

VÀ CÁC PHƯƠNG PHÁP DỰ BÁO DỊ THƯỜNG ÁP

SUẤT

2.1 Áp suất lỗ rỗng và dị thường áp suất cao

Áp suất lỗ rỗng hay áp suất vỉa là áp suất mà các chất lưu tác động lên bề mặt của đá

và ngược lại Khái niệm dị thường áp suất được hiểu là giá trị áp suất cao hơn hoặc thấp hơn áp suất bình thường của vỏ Trái Đất, gặp trong quá trình khoan Trong đó, gradient

áp suất bình thường là gradient thủy tĩnh của cột nước ngọt (0,43 psi/ft), nước lợ (0,433

psi/ft) hoặc nước muối (0,465 psi/ft)

Khi mở vỉa bằng các giếng khoan khác nhau thì trong giếng khoan cột chất lưu sẽ

dâng lên đến độ cao h Bề mặt đi qua đỉnh của các cột chất lưu dâng lên trong các giếng khoan được gọi là mặt áp lực Mặt áp lực này có thể là mặt phẳng nằm ngang, nhưng thường thì mặt này không bằng phẳng do tính chất bất đồng nhất của đất đá Mặt áp lực thể hiện sự dự trữ năng lượng của chất lưu so với một mốc nào đó, tại mực nước biển thì

dự trữ năng lượng của chất lưu bằng 0 Áp suất đo được trong các giếng khoan là giá trị

áp suất thực tế Trong nghiên cứu dầu khí người ta quy về một mốc cụ thể và áp suất được

tính theo các mốc đó, được gọi là áp suất quy đổi Do đó, điều kiện trong vỉa có dòng

chảy không phải là sự khác nhau của giá trị áp suất thực tế đo được mà phải có sự khác

nhau về giá trị của áp suất quy đổi

Trong quá trình khoan, các kĩ sư khoan để tránh được các hiện tượng không mong muốn như kick, sự bất ổn định của giếng khoan hay mất dung dịch vào các nứt nẻ nhất

mùn khoan Nếu áp lực cột dung dịch khoan rơi xuống thấp hơn áp lực cục bộ trong vỉa

có độ thấm cao, hiện tượng kick sẽ xuất hiện, nếu điều này xảy ra trong vỉa có độ thấm thấp, bở rời giếng khoan có thể bị sụp đổ Do đó, để đảm bảo an toàn trong thi công

khoan, giới hạn dưới của tỷ trọng mùn khoan được chọn sao cho áp lực trong giếng khoan

lớn hơn hoặc bằng áp lực vỉa Mặc dù vậy, trong một số trường hợp, các kĩ sư khoan vẫn

có thể khoan dưới áp lực cân bằng để đẩy nhanh tốc độ khoan Ngược lại, nếu áp lực cột

dung dịch khoan lớn hơn lực căng cục bộ phá vỡ thành hệ, nứt nẻ thủy lực sẽ thành tạo

Nếu áp lực này vượt quá ứng suất ngang nhỏ nhất của đất đá, nứt nẻ sẽ mở rộng và gây ra

hiện tượng mất dung dịch khoan Điều kiện trên cho ta giới hạn trên của tỷ trọng mùn

khoan, đó là phải đảm bảo sao cho áp lực trong giếng nhỏ hơn áp lực vỡ vỉa

Trường hợp thực tế gặp phải ở bể Nam Côn Sơn, nơi các tập sét Pliocen dày hàng nghìn mét (> 2000 m) và giá trị gradient nhiệt độ đo được rất cao Dị thường áp suất cao,

nhiệt độ cao là phức tạp điển hình tại một số lô phía Đông Bắc như 05-1b, 05-2, 04-3…

và là nguyên nhân gây ra hàng loạt khó khăn trong thi công khoan, ảnh hưởng nghiêm

trọng đến tiến độ và chi phí khoan Hiện tượng này xuất hiện chủ yếu khi khoan qua các

tầng có dị thường áp suất cao thuộc các đối tượng Pliocen và Miocen, tại các độ sâu từ

hơn 1000 m đến gần 3000 m Ví dụ, khí xâm nhập xảy ra tại tầng cát kết Miocen trên như tại các giếng khoan C-1X, L-1X, L-3P ở độ sâu từ 1500 - 2000m là do các lớp cát kết xen

kẽ có chứa khí Tại một số giếng khoan thuộc Lô 04, 05, 05-2 và 05-3 hiện tượng khí xâm

nhập khi khoan qua tầng Miocen giữa và Miocen dưới có dị thường áp suất cao ở độ sâu

từ 2000 - 3000 m Tỷ trọng dung dịch chưa tăng kịp thời dẫn đến áp suất vỉa lớn hơn áp

suất cột dung dịch trong giếng Giải pháp duy nhất khi gặp hiện tượng này là tăng dần tỷ

trọng dung dịch đồng thời tiến hành tuần hoàn dung dịch và quan sát đến khi tỷ lệ khí

trong dung dịch giảm đến mức cho phép Trong một số trường hợp, hiện tượng khí xâm

nhập xảy ra đồng thời với hiện tượng mất dung dịch (như ở giếng E-2X, D-1X) tại các tập

carbonate có dị thường áp suất cao nhưng áp suất vỡ vỉa thấp Khi tăng tỷ trọng dung dịch

để khống chế kick thì lại gây vỡ vỉa, mất dung dịch Biện pháp các nhà thầu đã áp dụng là tiến hành ép xi măng cô lập khoảng khoan này, đồng thời tăng tỷ trọng dung dịch để tiếp

tục tiến hành thi công giếng

Như vậy, rõ ràng dị thường áp suất vỉa có thể gây ra rất nhiều vấn đề đối với thi công khoan và cần được dự báo để hạn chế rủi ro, đảm bảo an toàn

2.2 Các nguyên nhân gây nên dị thường áp suất

Khi quá trình trầm tích xảy ra từ từ, sự nén ép diễn ra bình thường, đó chính là có sự

cân bằng giưa việc tăng ứng suất địa tĩnh và khả năng thải nước của đá Nếu tốc độ trầm

tích xảy ra nhanh và nhanh hơn tương đối với sự thải nước thì phần nước còn lại sẽ chịu

một áp suất địa tĩnh cùng với khung đá sẽ gây ra dị thường Vì vậy, để hiểu rõ hơn về

nguyên nhân chính gây ra dị thường áp suất khu vực bể Nam Côn Sơn, trước tiên ta cần

phải tìm hiểu quá trình tiến hóa địa chất và khôi phục lại mặt cắt cổ kiến tạo của bể

Lịch sử phát triển địa chất

Bồn trũng Nam Côn Sơn là bồn trũng tách giãn, phát triển vào nguyên đại Kainozoi

cùng với sự hình thành biển Đông, bao gồm hai pha hoạt động tách giãn chính với cơ chế

căng giãn khác nhau: pha căng giãn thứ nhất có trục tách giãn theo phương Bắc - Nam, là