Đặc điểm địa hóa đá mẹ khu vực các giếng nước sâu bể bể Nam Côn Sơn và Tư Chính - Vũng Mây.

26 DẦU KHÍ - SỐ 8/2020 
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
ĐẶC ĐIỂM ĐỊA HÓA ĐÁ MẸ KHU VỰC CÁC GIẾNG NƯỚC SÂU 
BỂ NAM CÔN SƠN VÀ TƯ CHÍNH - VŨNG MÂY
TẠP CHÍ DẦU KHÍ
Số 8 - 2020, trang 26 - 33
ISSN 2615-9902
Nguyễn Thị Oanh Vũ, Nguyễn Thị Tuyết Lan, Phan Văn Thắng, Nguyễn Thị Thanh Ngà
Viện Dầu khí Việt Nam
Email: vunto@vpi.pvn.vn
Tóm tắt
Bài báo sử dụng kết quả phân tích địa hóa như nhiệt phân Rock-Eval, tổng carbon hữu cơ, phản xạ vitrinite, sắc ký khí, sắc ký khí ghép 
khối phổ... để tổng hợp và đánh giá đặc điểm đá mẹ các giếng nước sâu thuộc bể Nam Côn Sơn và Tư Chính - Vũng Mây. Đá mẹ Miocene 
dưới và Oligocene trong khu vực nghiên cứu có độ giàu vật chất hữu cơ và tiềm năng sinh hydrocarbon từ trung bình đến tốt, nguồn gốc 
vật chất hữu cơ khá tương đồng với các giếng nước nông lân cận. Mô hình trưởng thành cho thấy các tập đá mẹ Miocene dưới và Oligocene 
đã và đang trong quá trình sinh dầu và khí. 
Từ khóa: Đá mẹ, Miocene dưới, Oligocene, trưởng thành nhiệt, bể Nam Côn Sơn, bể Tư Chính - Vũng Mây.
1. Giới thiệu
Bể Nam Côn Sơn có diện tích gần 100.000 
km2, ranh giới phía Bắc của bể là đới nâng 
Côn Sơn, phía Tây và Nam là đới nâng Khorat 
- Natuna, phía Đông Bắc là bể Phú Khánh, tiếp 
giáp về phía Đông bể Nam Côn Sơn là bể Tư 
Chính - Vũng Mây với diện tích rộng và cấu trúc 
địa chất phức tạp [1 - 3]. Độ sâu mực nước biển 
của khu vực này thay đổi rất lớn, từ vài chục mét 
ở phía Tây đến hơn 1.000 - 2.800 m ở phía Đông. 
Tại Lô 05-2, các nhà thầu đã tiến hành khoan 
thăm dò 2 giếng, độ sâu mực nước biển lần lượt 
là 682 m và 569 m. Về phía Nam bể Nam Côn 
Sơn, có 2 giếng nước sâu là 07-3-C-1X và 07-3-
C-3X. Càng về phía Đông, độ sâu mực nước biển 
càng thay đổi rõ rệt. Tại Lô 136 (bể Tư Chính - 
Vũng Mây), các giếng 136-D-1X và 136-E-1X có 
mực nước biển thay đổi đến hơn 800 m. Ngoài 
ra, còn có các giếng 130-F-1X và 131-G-1X- cũng 
là giếng khoan nước sâu ở Lô 130, 131 với mực 
nước biển đến hơn 1.000 m.
2. Đặc điểm địa hóa đá mẹ
2.1. Chất lượng đá mẹ
Các chỉ tiêu địa hóa cơ bản như TOC, S1, S2, 
chỉ số hydrogen HI... được sử dụng nhằm đánh giá đặc điểm đá 
mẹ ở khu vực nghiên cứu: độ giàu vật chất hữu cơ, tiềm năng sinh, 
loại kerogen Bài báo sử dụng các kết quả phân tích địa hóa của 
các giếng khoan nước sâu thuộc Lô 05-2, Lô 07-3, Lô 136 và Lô 130, 
Lô 131, tập trung vào các mặt cắt trầm tích tuổi Oligocene đến 
Miocene dưới là những đối tượng tìm kiếm thăm dò chính ở khu 
vực Nam Côn Sơn và Tư Chính - Vũng Mây. Các tài liệu địa hóa, địa 
tầng trong vùng nghiên cứu cũng được tham khảo và liên kết 
với tài liệu phân tích mẫu.
Ngày nhận bài: 20/3/2020. Ngày phản biện đánh giá và sửa chữa: 24/3 - 28/4/2020. 
Ngày bài báo được duyệt đăng: 20/7/2020. Hình 1. Vị trí khu vực nghiên cứu 
27DẦU KHÍ - SỐ 8/2020 
PETROVIETNAM
Để đánh giá mức độ giàu, nghèo vật chất hữu cơ 
có thể sử dụng bảng phân loại đá mẹ theo các bậc hàm 
lượng khác nhau từ nghèo, trung bình đến tốt, rất tốt và 
cực tốt (Bảng 1). Theo đó, sét kết trầm tích Miocene dưới 
trong khu vực nghiên cứu ở các lô này có độ giàu vật chất 
hữu cơ từ trung bình đến tốt, tổng hàm lượng carbon hữu 
cơ trung bình (TOCtb) từ 0,69 - 1,23% khối lượng (Bảng 2). 
Một số mẫu giếng khoan 07-3-C-1X thể hiện tiềm năng 
sinh rất tốt với chỉ số S2 dao động trong khoảng 5 kg/T. So 
với các giếng ở bể Nam Côn Sơn, vật chất hữu cơ trong các 
giếng khoan ở Lô 136 (bể Tư Chính - Vũng Mây) thể hiện 
độ giàu và tiềm năng sinh hydrocarbon kém hơn. 
Sét kết trầm tích Oligocene khu vực nghiên cứu phân 
bố ở các lô 07-3, 130, 131, 136. Các phân tích nhiệt phân 
[4 - 10] cho thấy vật chất hữu cơ trong trầm tích Oligocene 
có độ giàu từ trung bình đến rất tốt (TOC = 0,77 - 3,58% 
khối lượng), tiềm năng sinh hydrocarbon phân bố trong 
khoảng rộng, từ nghèo - trung bình đến cực tốt (S2 = 1,20 
- 12,83 kg/T). Chất lượng vật chất hữu cơ tập trầm tích này 
tương đối tốt hơn so với trầm tích Miocene dưới ở các lô 
tương ứng (Bảng 2). Biểu đồ tiềm năng sinh (Hình 2) thể 
hiện trầm tích Miocene dưới và Oligocene phân bố trong 
vùng có khả năng sinh dầu là chính. Đá mẹ tại các giếng 
khoan chứa chủ yếu kerogen loại II/III, cho khả năng sinh 
dầu và khí.
Bên cạnh các mẫu sét kết, các mẫu than/sét than cũng 
được tìm thấy ở trầm tích Miocene dưới và Oligocene. 
Mẫu than tập trầm tích Miocene dưới nằm ở khu vực Lô 
05-2 có độ giàu vật chất hữu cơ và tiềm năng sinh khí cực 
tốt (TOC = 66,70 - 87,90% khối lượng, S2 = 302,91 - 396,02 
kg/T). Trong khi đó, than/sét than tập trầm tích Oligocene 
chủ yếu là mẫu ở khu vực Lô 07-3 và Lô 136. 
Nguồn gốc vật chất hữu cơ trong trầm tích Miocene 
dưới và Oligocene được xác định dựa trên cơ sở xác định 
các dấu vết sinh vật. Tỷ số Pristane/Phytane từ kết quả 
phân tích sắc ký được dùng để chỉ mức độ oxy hóa của 
môi trường chôn vùi vật liệu sinh. Ở điều kiện giàu oxy, 
các sản phẩm hydrocarbon có xu hướng giàu thành phần 
Pristane và ngược lại, Phytane được tạo thành từ sự khử 
Phytone ở môi trường nghèo oxy [11]. Ngoài ra, phân tích 
sắc ký khí ghép khối phổ của phân đoạn hydrocarbon no 
cũng xác định các dấu vết sinh vật, đặc biệt là các dải phân 
bố của các triterpane (m/z 191) và sterane (m/z 217) được 
sử dụng rất hữu hiệu trong việc xác định các đặc trưng 
cho nguồn vật liệu của vật chất hữu cơ. Oleanane được 
xác định trên dải phân bố triterpane, có nguồn gốc từ thực 
vật bậc cao là các cây có hoa hạt kín của vật liệu sinh tuổi 
Cretaceous muộn đến hiện tại, khá bền vững với tác động 
của độ trưởng thành nhiệt, là cấu tử đặc trưng cho nguồn 
vật liệu hữu cơ được tách ra từ thực vật bậc cao [11]. Trên 
Bảng 1. Phân loại đá mẹ theo độ giàu vật chất hữu cơ (Geochem Group Limited)
Đá sinh 
TOC 
 (% khối lượng) 
S2 
(kg/T đá) 
Sét kết Carbonate 
Nghèo < 0,5 < 0,25 < 2 
Trung bình 0,5 – 1 0,25 – 0,5 2 – 3 
Tốt 1 – 3 0,5 – 1 3 – 5 
Rất tốt 3 – 5 1 – 2 5 – 10 
Cực tốt > 5 > 2 > 10 
Trầm tích 
Thành phầ ... hổ biến nhất được đo trên mỗi 
mẫu. Độ phản xạ vitrinite Ro đạt từ 0,55% thì vật chất hữu 
cơ đã bước vào giai đoạn trưởng thành; khi vật chất hữu 
Nghèo Nghèo
Ng
hè
o
Ng
hè
o
1000 1000
100 100
10 10
1 1
0,1 0,1
05-2-A-1X 05-2-A-1X (than)
05-2-B-1X 07-3-C-1X
07-3-C-3X07-3-C-1X
07-3-C-3X
07-3-C-3X (than)
07-3-C-1X (than)130-F-1X
130-F-1X
131-G-1X
131-G-1X
136-D-1X
136-D-1X
136-D-1X ST1
136-D-1X (than)
136-E-1X
0,1 0,11 110 10100 100
Lô 05-2 Lô 05-2Lô 07-3 Lô 07-3
Lô 130 Lô 130
Lô 131 Lô 131
Lô 136 Lô 136
Trung 
bình
Trung 
bình
Tru
ng
bìn
h
Tru
ng
bìn
h
Tốt Tốt
Tố
t Tố
t
Rất tốt Rất tốt
Rấ
t t
ốt
Rấ
t t
ốt
Mẫu than Mẫu than/sét than
Sin
h d
ầu
Sin
h d
ầu
Sin
h k
hí
Sin
h k
hí
Tổng carbon hữu cơ % khối lượng Tổng carbon hữu cơ % khối lượng
Tổ
ng
 ti
ềm
 nă
ng
 hy
dr
oc
ar
bo
n (
S 1 
+
 S 2
) -
 kg
/T
Tổ
ng
 ti
ềm
 nă
ng
 hy
dr
oc
ar
bo
n (
S 1 
+
 S 2
) -
 kg
/T
Hình 2. Biểu đồ tiềm năng sinh trầm tích Miocene dưới (a), Oligocene (b)
(a) (b)
29DẦU KHÍ - SỐ 8/2020 
PETROVIETNAM
cơ bị chìm sâu và Ro đạt ngưỡng trên 0,72% mới bắt đầu 
sinh dầu mạnh. Bên cạnh đó, kết quả phân tích nhiệt phân 
Rock-Eval (Tmax) cũng được sử dụng để đánh giá mức độ 
trưởng thành nhiệt, tuy nhiên đôi khi các kết quả phân 
tích bị ảnh hưởng bởi sự thay đổi tướng, tái trầm tích hay 
mẫu nhiễm bẩn. Ngoài ra, các giếng khoan trong vùng 
nghiên cứu có độ sâu mực nước biển dao động lớn nên 
các đánh giá về độ sâu đạt ngưỡng trưởng thành cần lưu 
ý đặc điểm này. 
Tài liệu phân tích độ phản xạ vitrinite và nhiệt phân 
Tmax [4 - 5] cho thấy tập trầm tích Miocene dưới giếng 
khoan A-1X và B-1X khu vực Lô 05-2 chớm trưởng thành 
đến trưởng thành (Hình 6). Tại khu vực phía Bắc của Lô 05-
2, đá mẹ Miocene dưới giếng khoan 05-2-A-1X đạt ngưỡng 
trưởng thành (giá trị Ro ~ 0,55%) ở độ sâu hơn 2.800 m. Tại 
khu vực phía Đông Nam Lô 05-2, đá mẹ giếng khoan 05-
2-B-1X đạt ngưỡng trưởng thành ở độ sâu hơn 3.500 m. 
Ở khu vực Lô 07-3, vật chất hữu cơ trong giếng khoan 07-
3-C-1X bắt đầu bước vào ngưỡng trưởng thành ở độ sâu 
hơn 3.100 m, đá mẹ giếng khoan 07-3-C-3X trưởng thành 
ở độ sâu nông hơn. Độ sâu mực nước biển thay đổi khá 
lớn về phía Đông (khu vực Lô 136) nên độ sâu đạt ngưỡng 
trưởng thành khu vực này có sự thay đổi đáng kể khi tính 
đến độ sâu mực nước biển. Đá mẹ giếng khoan 136-D-1X 
bắt đầu vào ngưỡng trưởng thành ở độ sâu tương đương 
hơn 3.200 m. Nhìn chung, vật chất hữu cơ trong đá mẹ 
ở dưới trầm tích Miocene dưới giếng khoan 136-D-1X 
và 136-E-1X đã trưởng thành nhiệt. Về phía Bắc bể Nam 
Côn Sơn, mẫu thuộc khu vực giếng khoan Lô 130 và 131 
bị nhiễm bẩn bùn khoan khá nhiều, tài liệu phân tích độ 
phản xạ vitrinite của các mẫu đá giếng khoan 130-F-1X 
cho thấy tập trầm tích Miocene dưới và Oligocene ở giếng 
khoan này chỉ ở mức chớm trưởng thành nhiệt (%Ro < 
0,55%). Trong khi đó, các mẫu khu vực giếng khoan 131-
G-1X thể hiện giá trị phản xạ vitrinite cao hơn, vật chất 
hữu cơ đủ độ trưởng thành từ khoảng độ sâu 1.500 m trở 
xuống. 
Mô hình địa hóa dự báo cho thấy các tập đá mẹ 
Oligocene, Miocene dưới đã và đang trong quá trình sinh 
dầu và khí (độ sâu ranh giới các ngưỡng tạo sản phẩm của 
đá mẹ xác định sau khi đã loại trừ mực sâu nước biển). Kết 
quả mô hình là sự kết hợp nhiều thông số liên kết, để cho 
ra kết quả tối ưu nhất. Mô hình trưởng thành được xây 
dựng nhằm khôi phục lịch sử chôn vùi trầm tích cũng như 
Hình 3. Biểu đồ Pristane/nC17 và Phytane/nC18 trầm tích Miocene dưới (a), trầm tích Oligocene (b)
Lô 05-2
Vậ
t c
hấ
t h
ữu
 cơ
 lụ
c đ
ịa
Pr
ist
an
e/
nC
17
Vậ
t c
hấ
t h
ữu
 cơ
 hỗ
n 
hợ
p (
đớ
i c
hu
yể
n t
iếp
)
Vậ
t c
hấ
t h
ữu
 cơ
 bi
ển
(tả
o ở
 m
ôi 
trư
ờn
g k
hử
)
Đầ
m
 lầ
y (
m
ôi 
trư
ờn
g)
Lô 07-3
Lô 130
Lô 131
Lô 136
Tăng tính oxy hóa
Tăng tính khử
Trư
ởng
 thà
nh
Ph
ân 
hủ
y si
nh
 vậ
t
100
10
1
0,1
0,1 1
Phytane/nC18
10 50
05-2-A-1X
05-2-B-1X
07-3-C-3X
131-G-1X
131-G-1X
136-D-1X
136-D-1X
07-3-C-3X
07-3-C-3X (than)
07-3-C-1X
05-2-A-1X (than)
07-3-C-1X (than)
130-F-1X
130-F-1X
Vậ
t c
hấ
t h
ữu
 cơ
 lụ
c đ
ịa
Pr
ist
an
e/
nC
17
Vậ
t c
hấ
t h
ữu
 cơ
 hỗ
n 
hợ
p (
đớ
i c
hu
yể
n t
iếp
)
Vậ
t c
hấ
t h
ữu
 cơ
 bi
ển
(tả
o ở
 m
ôi 
trư
ờn
g k
hử
)
Đầ
m
 lầ
y (
m
ôi 
trư
ờn
g)
Tăng tính oxy hóa
Tăng tính khử
Trư
ởng
 thà
nh
Ph
ân 
hủ
y si
nh
 vậ
t
100
10
1
0,1
0,1 1
Phytane/nC18
10 50
(a) (b)
30 DẦU KHÍ - SỐ 8/2020 
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
quá trình sinh dầu, khí của đá mẹ chứa giàu vật chất hữu 
cơ. Dữ liệu đầu vào gồm thành phần thạch học, sự kiện địa 
chất, đặc điểm đá mẹ và các tham số điều kiện biên (dòng 
nhiệt, độ sâu mực nước cổ, nhiệt độ bề mặt trầm tích theo 
từng giai đoạn...). Số liệu đo tại giếng khoan (giá trị nhiệt 
độ, áp suất, độ phản xạ vitrinite) được dùng hiệu chuẩn 
cho kết quả mô hình [3].
C 27 % C 29 %
C 28 %
1000
020406080100
05-2-A-1X
05-2-B-1X
07-3-C-1X
07-3-C-3X
136-D-1X
136-D-1X ST1
136-E-1X
05-2-A-1X (Than)
100 0
20
40
60
80
80
60
40
20
ĐẦM HỒ
THỰC VẬT 
BẬC CAO
LỤ
C
 Đ
ỊA
CỬ
A S
ÔN
G
BIỂN MỞ
SIN
H 
VẬ
T T
RÔ
I N
ỔI
C 27 % C 29 %
C 28 %
1000
020406080100
07-3-C-1X
07-3-C-3X
136-D-1X
07-3-C-1X (Than)
07-3-C-3X (Than)
136-D-1X (Than)
100 0
20
40
60
80
80
60
40
20
ĐẦM HỒ
LỤ
C
 Đ
ỊA
CỬ
A S
ÔN
G
BIỂN MỞ
Lô 05-2
Lô 07-3
Lô 130
Lô 131
Lô 136
Lô 05-2
Lô 07-3
Lô 130
Lô 131
Lô 136
THỰC VẬT 
BẬC CAOS
IN
H 
VẬ
T T
RÔ
I N
ỔI
Hình 4. Biểu đồ sterane C27 ,C28 ,C29 trầm tích Miocene dưới (a), trầm tích Oligocene (b)
(a) (b)
C 27 % C 29 %
C 28 %
1000
020406080100
05-2-A-1X
05-2-B-1X
07-3-C-1X
07-3-C-3X
136-D-1X
136-D-1X ST1
136-E-1X
05-1a-LK1-1X
05-1a-LK2-1X
100 0
20
40
60
80
80
60
40
20
ĐẦM HỒ
THỰC VẬT BẬC CAO
LỤ
C
 Đ
ỊA
CỬ
A S
ÔN
G
BIỂN MỞ
SIN
H 
VẬ
T T
RÔ
I N
ỔI
Lô 05-2
Lô 07-3
Lô 130
Lô 131
Lô 136
Giếng nước nông 05-1a-LK1-1X 05-1a-LK1-1X (than)
131-G-1X
136-E-1X
07-3-C-3X (than)
07-3-C-1X
05-1a-LK2-1X (than)
130-F-1X
Vậ
t c
hấ
t h
ữu
 cơ
 lụ
c đ
ịa
Pr
ist
an
e/
nC
17
Vậ
t c
hấ
t h
ữu
 cơ
 hỗ
n 
hợ
p (
đớ
i c
hu
yể
n t
iếp
)
Vậ
t c
hấ
t h
ữu
 cơ
 bi
ển
(tả
o ở
 m
ôi 
trư
ờn
g k
hử
)
Đầ
m
 lầ
y (
m
ôi 
trư
ờn
g)
Tăng tính oxy hóa
Tăng tính khử
Trư
ởng
 thà
nh
Ph
ân 
hủ
y si
nh
 vậ
t
100
10
1
0,1
Phytane/nC18
0,1 1 10 50
05-2-A-1X 05-2-A-1X-than 05-2-B-1X
07-3-C-3X 07-3-C-1X-than
Hình 5. Biểu đồ Pristane/nC17 và Phytane/nC18 trầm tích Miocene dưới và Oligocene của giếng khoan nước sâu và nước nông lân cận (a), Biểu đồ sterane C27 , C28 , C29 trầm tích Miocene 
dưới và Oligocene của giếng khoan nước sâu và nước nông lân cận (b)
(a) (b)
31DẦU KHÍ - SỐ 8/2020 
PETROVIETNAM
Giếng khoan 130-F-1X khảo sát trên Tuyến 1 cho thấy đá mẹ đã 
đạt ngưỡng trưởng thành sớm ở độ sâu dưới 2.000 m. Các pha trưởng 
thành của đá mẹ trên mặt cắt phát triển hướng từ Tây Bắc sang Đông 
Nam, tại vị trí trũng sâu phần lớn đá mẹ Oligocene đã trải qua các pha 
tạo sản phẩm. Hiện tại, đá mẹ Miocene dưới 
đã đạt trưởng thành và bắt đầu sinh dầu, khí. 
Khu vực các đới nâng, nơi vắng mặt trầm tích 
hoặc trầm tích vát mỏng hiện tại đá mẹ vẫn 
chưa vào ngưỡng trưởng thành (Hình 7). 
Vị trí giếng khoan 131-G-1X trên Tuyến 
2 (Hình 8) cho thấy đá mẹ Oligocene gần 
như trải qua các pha tạo sản phẩm. Hiện 
tại, trên mặt cắt trưởng thành vật chất hữu 
cơ qua Tuyến 2 cho thấy đá mẹ Oligocene 
và Miocene dưới đã vào pha cửa sổ tạo dầu 
(khoảng độ sâu 2.500 - 3.500 m), ngoại trừ 
đá mẹ Oligocene (phần dưới sâu) đang tạo 
khí khô (độ sâu > 5.800 m). Các vị trí khác 
(khu vực nông hơn) độ trưởng thành đá mẹ 
vẫn chưa đạt ngưỡng. Giếng khoan 05-2-B-
1X có mặt trên Tuyến 6, đá mẹ Oligocene 
đã trưởng thành đang trong pha sinh dầu 
ở độ sâu dưới 3.500 m, một phần chớm vào 
pha khí ẩm. Vị trí trung tâm mặt cắt, đá mẹ 
Oligocene vào pha tạo khí khô độ sâu dưới 
6.400 m. Đá mẹ Miocene dưới đạt trưởng 
thành và vào pha sinh dầu sớm dưới 3.100 
m (Hình 9). 
Giếng khoan 07-3-C-1X, 136-D-1X nằm 
trên Tuyến số 3, tại hai vị trí của giếng khoan 
này mực nước biển dao động từ 300 - 800 
m. Độ trưởng thành đá mẹ tại giếng khoan 
07-3-C-1X có độ sâu từ 2.600 m, pha sinh 
dầu dưới 3.300 m. Giếng 136-D-1X, độ sâu 
đạt ngưỡng trưởng thành từ 2.400 m, vào 
pha sinh dầu dưới 3.200 m và bắt đầu chạm 
vào đới tạo khí ẩm - condensate độ sâu dưới 
5.000 m. Khu vực trung tâm mặt cắt, đá mẹ 
đã vào pha sinh khí khô độ sâu dưới 6.000 m 
(đá mẹ Oligocene) (Hình 10). 
Mô hình khảo sát cho thấy đá mẹ khu 
vực bể Tư Chính - Vũng Mây đạt mức độ 
trưởng thành cao hơn so với đá mẹ khu vực 
phía đông bể Nam Côn Sơn. Nguyên nhân 
gây ra sự khác nhau trên có thể ảnh hưởng 
bởi đới tách giãn biển đông vị trí gần bể Tư 
Chính - Vũng Mây. 
Như vậy, với kết quả phân tích mẫu đánh 
giá mức độ trưởng thành vật chất hữu cơ tại 
giếng khoan cho thấy đá mẹ Oligocene và 
Miocene đã trưởng thành có khả năng sinh 
1000
2000
3000
4000
5000
6000
(m
)
uâsộĐ
%Ro
A -1X (Miocene dưới)
B -1 X (Miocene dưới)
C -1 X (Miocene dưới)
C -3 X (Miocene dưới)
D -1 X (Miocene dưới)
F -1 X (Miocene dưới)
G -1 X (Miocene dưới)
D -1 X ST 1 (Miocene dưới)
E -1 X (Miocene dưới)
C-1X (Oligocene)
C-3X (Oligocene)
D-1X (Oligocene)
F-1X (Oligocene)
G-1X (Oligocene)
0,5
5
0,7
2
0,4
5
Ch
ưa
trư
ởn
g t
hà
nh
Ch
ớm
trư
ởn
g t
hà
nh
Tr
ưở
ng
th
àn
h
Cử
a
sổ
 tạ
o d
ầu
Hình 6. Giá trị phản xạ vitrinite theo độ sâu mẫu từ đáy biển
Hình 7. Mặt cắt trưởng thành vật chất hữu cơ, Tuyến 1
32 DẦU KHÍ - SỐ 8/2020 
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
dầu, khí (trong đó đá mẹ Oligocene có mức độ trưởng thành cao hơn). 
Tuy nhiên, kết quả mô hình dựa trên sự kết hợp các thông số cho thấy 
độ sâu trưởng thành vật chất hữu cơ của đá mẹ dường như nông hơn so 
với độ sâu trưởng thành của giá trị đo vitrinite (%Ro). Nguyên nhân dẫn 
đến sự khác nhau trên có thể xảy ra trong quá 
trình khoan lấy mẫu bị sai sót (mẫu bị rơi vãi 
ảnh hưởng đến độ sâu trong quá trình khoan) 
hoặc do khâu xử lý nhiễm bẩn mẫu chưa sạch 
hoàn toàn trong đo mẫu vitrinite. 
3. Kết luận
Khu vực giếng khoan nước sâu các lô 
05-2, 07-3, 130, 131, 136 bể Nam Côn Sơn 
và Tư Chính - Vũng Mây có mặt đá mẹ tuổi 
Oligocene và Miocene dưới. Độ giàu vật chất 
hữu cơ và tiềm năng sinh hydrocarbon của 
đá mẹ ở mức trung bình đến tốt. Vật chất hữu 
cơ vùng nghiên cứu chủ yếu chứa kerogen 
loại II/III cho khả năng sinh dầu và khí. Đá mẹ 
khu vực Lô 05-2 và 07-3 có nguồn vật chất 
hữu cơ chủ yếu là thực vật bậc cao lắng đọng 
trong môi trường oxy hóa. Tại giếng khoan 
Lô 136 đá mẹ chứa vật liệu hữu cơ hỗn hợp 
có sự tham gia của tảo và thực vật bậc cao. 
Đá mẹ Oligocene phần lớn đã trưởng 
thành nhiệt, đá mẹ Miocene dưới có các 
ngưỡng trưởng thành khác nhau tùy khu 
vực. Mô hình trưởng thành cho thấy các tập 
đá mẹ này đã và đang trong quá trình sinh 
dầu và khí. Đá mẹ Oligocene gần như trải 
qua các pha tạo sản phẩm tại các trũng sâu, 
trong khi một phần đá mẹ Miocene dưới đã 
trưởng thành và vào pha sinh dầu sớm. 
Tài liệu tham khảo 
[1] Nguyễn Hiệp và nnk, Địa chất và tài 
nguyên dầu khí Việt Nam, 2007.
[2] Nguyễn Thị Dậu, Phan Văn Thắng, 
Phan Mỹ Linh, và Hoàng Nhật Hưng, “Quá 
trình sinh dầu khí của đá mẹ khu vực đới 
trũng Đông Bắc và phụ đới trũng trung tâm 
bể Nam Côn Sơn”, Tạp chí Dầu khí, Số 1, tr. 14 
- 22, 2015.
[3] Trịnh Xuân Cường và nnk, Minh giải 
tài liệu địa chấn 2D Dự án điều tra cơ bản khảo 
sát địa chấn 2D liên kết các bể trầm tích trên 
thềm lục địa Việt Nam, 2019.
[4] Vietnam Petroleum Institute, 
Geochemical evaluation of cutting samples 
from 05-2-A-1X well, offshore Vietnam.
Hình 8. Mặt cắt trưởng thành vật chất hữu cơ, Tuyến 2
Hình 9. Mặt cắt trưởng thành vật chất hữu cơ, Tuyến 6
Hình 10. Mặt cắt trưởng thành vật chất hữu cơ, Tuyến 3
131-G-1X
05-2-B-1X
07-3-C-1X, 136-D-1X
33DẦU KHÍ - SỐ 8/2020 
PETROVIETNAM
[5] Vietnam Petroleum Institute, Geochemical 
evaluation of cutting samples from 05-2-B-1X well, offshore 
Vietnam.
[6] Vietnam Petroleum Institute, Geochemical 
evaluation samples from 130-F-1X. 
[7] Vietnam Petroleum Institute, Geochemical 
evaluation samples from 131-G-1X. 
[8] Vietnam Petroleum Institute, Geochemical 
evaluation samples from 136-D-1X. 
[9] Vietnam Petroleum Institute, Geochemical 
evaluation samples from 136-D-1X-ST1.
[10] Vietnam Petroleum Institute, Geochemical 
evaluation samples from 136-E-1X.
[11] Kenneth E.Peters, Clifford C.Walters, and 
J.Michael Moldowan, “Biomarkers and isotopes in the 
enviroment and human history”, The Biomarker Guide, 
Cambridge University Press, Vol. 1, 2008. 
[12] Wen-Yen Huwang and W.G.Meinschein, “Sterols 
as ecological indicators”, Geochimica et Cosmochimica 
Acta, 1979.
Summary
The characteristics of source rocks in deep-water wells in Nam Con Son and Tu Chinh - Vung May basins were evaluated by geochemical 
analyses such as Rock-Eval pyrolysis, TOC, GC, and GC-MS, etc. The organic richness and generative potential of Lower Miocene and Oligocene 
source rocks in the study area vary from medium to good, and the types of organic matters are quite similar to those of the shallow wells 
nearby. The maturity modelling shows that the Lower Miocene and Oligocene source rocks have been in the oil and gas generation phase. 
Key words: Source rock, Lower Miocene, Oligocene, thermal maturity, Nam Con Son basin, Tu Chinh - Vung May basin.
GEOCHEMICAL CHARACTERISTICS OF SOURCE ROCKS IN DEEP-WATER 
WELLS IN NAM CON SON AND TU CHINH - VUNG MAY BASINS
Nguyen Thi Oanh Vu, Nguyen Thi Tuyet Lan, Phan Van Thang, Nguyen Thi Thanh Nga
Vietnam Petroleum Institute
Email: vunto@vpi.pvn.vn