Đặc điểm hệ thống dầu khí khu vực rìa Tây Nam bể trầm tích Malay - Thổ chu, Việt Nam

25DẦU KHÍ - SỐ 5/2020 
PETROVIETNAM
ĐẶC ĐIỂM HỆ THỐNG DẦU KHÍ KHU VỰC RÌA TÂY NAM 
BỂ TRẦM TÍCH MALAY - THỔ CHU, VIỆT NAM 
TẠP CHÍ DẦU KHÍ
Số 5 - 2020, trang 25 - 36
ISSN 2615-9902
Hoàng Anh Tuấn1, Trịnh Xuân Cường1, Nguyễn Thu Huyền2
1Tập đoàn Dầu khí Việt Nam 
2Viện Dầu khí Việt Nam 
Email: tuanha03@pvn.vn 
Tóm tắt
Kết quả tìm kiếm thăm dò gần đây cho phát hiện dầu trong trầm tích Miocene dưới tại giếng khoan C-1X, cách mỏ Sông Đốc khoảng 
50 km về phía Tây Bắc, đã chứng minh hoạt động tích cực của hệ thống dầu khí ở khu vực rìa Tây Nam bể trầm tích Malay - Thổ Chu, Việt 
Nam. 
Bài báo trình bày kết quả nghiên cứu về đặc điểm hệ thống dầu khí khu vực, gồm các yếu tố: sinh, chứa, chắn, dịch chuyển và tạo 
bẫy trên cơ sở tổng hợp kết quả phân tích mẫu vụn giếng khoan C-1X kết hợp với các tài liệu địa chất - địa vật lý. Kết quả nghiên cứu 
góp phần làm sáng tỏ hơn đặc điểm hệ thống dầu khí vùng rìa Tây Nam bể trầm tích Malay - Thổ Chu, thúc đẩy công tác tìm kiếm, thăm 
dò ở khu vực này trong tương lai. 
Từ khóa: Hệ thống dầu khí, đá mẹ, đá chứa, đá chắn, rìa Tây Nam, bể Malay - Thổ Chu.
1. Mở đầu
Bể trầm tích Malay - Thổ Chu nằm ở phía Tây Nam Việt Nam, 
trên vùng biển tiếp giáp giữa Việt Nam và Malaysia, có diện tích 
khoảng 100.000 km2 và được lấp đầy bởi các trầm tích Đệ Tam có 
bề dày trên 10 km [1]. Đây là khu vực có tiềm năng dầu khí lớn 
ở Đông Nam Á, với trữ lượng tại chỗ ước đạt 8 tỷ thùng dầu quy 
đổi (Todd et al., 1997). Khu vực nghiên cứu nằm ở rìa Tây Nam bể 
Malay - Thổ Chu, với diện tích xấp xỉ 12.000 km2 và độ sâu mực 
nước biển dưới 70 m. Giếng khoan C-1X là giếng khoan thăm dò 
duy nhất tại khu vực nghiên cứu đến thời điểm hiện tại (Hình 1). 
Công tác tìm kiếm, thăm dò tại bể Malay - Thổ Chu được bắt 
đầu từ những năm 70 của thế kỷ XX, với sự tham gia của các công 
ty dầu khí lớn trên thế giới. Kết quả đã có nhiều phát hiện được 
tìm thấy, trong đó chủ yếu là phát hiện khí và condensate [3]. 
Gần đây nhất, giếng khoan C-1X do Idemitsu (Nhật Bản) thi 
công đã cho phát hiện dầu trong bẫy chứa hỗn hợp cấu trúc - 
địa tầng tuổi Miocene giữa. Mặc dù phát hiện không mang tính 
thương mại theo đánh giá của nhà thầu [2], nhưng việc tìm ra 
dầu ở giếng khoan C-1X nằm tương đối xa các khu vực đã có 
phát hiện và các mỏ đang khai thác (cách mỏ Sông Đốc gần nhất 
khoảng 50 km về phía Tây Bắc), cho thấy tiềm năng dầu khí ở khu 
vực này vẫn là ẩn số hấp dẫn đối với công tác tìm kiếm, thăm dò.
Ngày nhận bài: 30/3/2020. Ngày phản biện đánh giá và sửa chữa: 30/3 - 10/4/2020. 
Ngày bài báo được duyệt đăng: 8/5/2020. Hình 1. Sơ đồ vị trí khu vực nghiên cứu [2]
Lô A
Lô B
26 DẦU KHÍ - SỐ 5/2020 
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
2. Đặc điểm địa chất khu vực
Bể trầm tích Malay - Thổ Chu 
được hình thành từ quá trình nứt 
vỏ lục địa Sunda và sự va chạm giữa 
mảng lục địa Ấn Độ với mảng Âu - Á. 
Bể nằm trên thềm lục địa Tây Nam 
Việt Nam, với chiều dài xấp xỉ 500 
km, chiều rộng khoảng 200 km và 
có phương phát triển theo hướng 
Đông Bắc - Tây Nam [1, 4, 5]. Tương tự 
các bể trầm tích khác của Việt Nam, 
cấu trúc địa chất của bể gồm 2 tầng 
chính: Móng trước Đệ Tam và trầm 
tích Đệ Tam phủ trên móng với bề 
dày đạt trên 10 km [3]. Phân chia chi 
tiết địa tầng bể như Hình 2. 
Cho đến giai đoạn đầu của thời 
kỳ Miocene sớm, bể chịu ảnh hưởng 
của môi trường lục địa, sông hồ (alu-
vial - lacustrine). Sự xâm nhập của 
môi trường biển bắt đầu xảy ra vào 
thời kỳ giữa của Miocene sớm ở khu 
vực trung tâm bể, trong khi rìa bể vẫn 
chịu chi phối bởi môi trường sông 
đến đồng bằng châu thổ (fluvial - 
deltaic). Ảnh hưởng của môi trường 
biển trong phạm vi toàn bể xảy ra 
vào cuối Miocene sớm và biểu hiện 
rõ nét hơn vào thời kỳ Miocene giữa, 
kéo dài sang Miocene muộn cho đến 
hiện tại [3]. 
Sự tồn tại của đá mẹ nguồn gốc 
đầm hồ (lacustrine) tuổi Oligocene 
và đá mẹ nguồn gốc than tuổi Mio-
cene đã được khẳng định thông qua 
nhiều giếng khoan trong bể. Đá chứa 
được xác định là các tập cát kết tuổi 
Oligocene - Miocene. Các play dầu 
khí liên quan chủ yếu đến dạng bẫy 
cấu tạo và bẫy địa tầng. Một số phát 
hiện quan trọng về khí condensate 
và dầu trong các play đã được ghi 
nhận như: CN-1X, KM-1X, DD-1X và 
NH-1X... Play móng được đánh giá có 
tiềm năng tương đối kém, tuy nhiên 
cần tiếp tục nghiên cứu để làm rõ 
trong thời gian tiếp theo.
Hình 2. Cột địa tầng tổng hợp bể Malay - Thổ Chu [3]
Hình 3. Sơ đồ môi trường trầm tích khu vực nghiên cứu theo tài liệu cập nhật giếng khoan C-1X [2]
U
ni
t 1
U
ni
t 2
U
ni
t 3
Bể Malay - Thổ Chu
Đồng bằng ngập lụt
(Mangrove Swamp) - 
Tầng chắn
Đồng bằng châu thổ
đến ven biển 
(Fluvial to Coastal Plain) - 
Tầng chứa
Đầm hồ (Lacustrine) - 
Tầng sinh
Giếng khoan C-1X
Top Unit 3
(FS190)
Top Unit 2
(FS120)
Top Unit 1
(FS40)
Mazlan et al., 1999
G
iớ
i
H
ệ
Th
ốn
g
Ph
ụ 
th
ốn
g
H
ệ 
tầ
ng
Bi
ển
 Đ
ôn
g
Ki
m
 L
on
g
N
gọ
c 
H
iể
n
N
gọ
c 
H
iể
n
Đ
ầm
 D
ơi
Pl
ei
./H
.
Pl
io
.
M
io
ce
ne
N
eo
eg
en
e
Ce
no
zo
ic
Đ
ệ 
tứ
Tr
iệ
u 
nă
m
Cộ
t đ
ịa
 tầ
ng
Tậ
p 
đị
a 
ch
ấn
Th
ạc
h 
họ
c
tr
ầm
 tí
ch
Cổ
 s
in
h
M
ôi
 tr
ườ
ng
Bi
ển
 th
ềm
30
20
10T
rê
n
Tr
ên
G
iữ
a
D
ướ
i
D
ướ
i
Đ
ồn
g 
bằ
ng
 v
en
 b
iể
n,
bi
ển
 m
ở
Bi
ển
 n
ôn
g,
đồ
ng
 b
ằn
g
ch
âu
 th
ổ
Đ
ồn
g 
bằ
ng
ve
n 
bi
ển
.
Đ
ầm
 h
ồ
Ki
ến
 tạ
o
Sa
u 
tạ
o 
rif
t
Tá
ch
 g
iã
n/
rif
t
Tr
ướ
c 
tạ
o 
rif
t
Bi
ểu
 h
iệ
n 
dầ
u 
kh
í
Đá vôi Cuội kết Cát kết
Granite/Đá móng Granodiorite Đá biến chất
Sét kết Khí Dầu Dầu và khí Than
Núi lửa/phun trào Bất chỉnh hợp
A
B
D
E
F
H
I
J
K
L
M
Pa
le
og
en
e
O
lig
oc
en
e
Trước Cenozoic
Xen kẽ sét mềm bở, bột và cát bở rời, xám 
sáng, xám nâu, xám xanh. Cát hạt nhỏ - 
trung, chọn lọc tốt, chứa nhiều glauconite và 
các hóa đá biển.
Da
cry
diu
 ... S
FS120
17m throw
24m throw
24m throw
33m throw
Lower
Layer
Mặt cắt qua tập trên và giữa
Mặt cắt qua tập dưới
Biên độ RMS
tập trên
Biên độ RMS tập dưới
33DẦU KHÍ - SỐ 5/2020 
PETROVIETNAM
với bề mặt ngập lụt FS, FS120 trên mặt 
cắt địa chấn (Hình 12). 
Các đứt gãy đóng vai trò chắn biên 
tại giếng C-1X được xác định như Hình 
13. Tuy nhiên, khả năng chắn biên của 
đứt gãy phụ thuộc vào giá trị SGR (Shale 
Gouge Ratio), tức tỷ phần sét tại các vỉa 
nằm 2 bên cánh đứt gãy. Các vỉa trong 
phần giữa và trên (Upper & Middle 
Layer) có giá trị SGR thấp (< 0,3), tức tỷ 
phần sét thấp, đồng thời có sự tiếp xúc 
một phần giữa các vỉa hàm lượng cát 
cao hơn bên cánh sụt với cánh nâng, do 
vậy đứt gãy gần như không chắn. Các 
vỉa trong phần dưới (Lower Layer) có 
giá trị SGR lớn hơn (0,3 < SGR < 0,6), tức 
tỷ phần sét cao hơn, đồng thời vỉa cát 
bên cánh nâng tiếp xúc với vỉa sét bên 
cánh sụt, do vậy đứt gãy có khả năng 
chắn tốt [2, 11]. 
3.4. Dịch chuyển dầu khí và tạo bẫy
Kết quả nghiên cứu mô hình địa 
hóa khu vực thực hiện bởi JOGMEC và 
VPI [12] cho thấy, đá mẹ khu vực bể 
Malay - Thổ Chu được hình thành từ 
các tầng sinh đầm hồ (lacustrine) tuổi 
Oligocene - Miocene dưới và tầng 
sinh châu thổ - sông (fluvial - deltaic) 
tuổi Miocene giữa - trên có nguồn gốc 
từ than, được di cư với khoảng cách 
khá lớn (> 100 km) từ trung tâm bể 
Malay đến khu vực nghiên cứu (Hình 
14) [12, 13].
Hình 14. Mô hình dịch chuyển đá mẹ khu vực nghiên cứu [12]
Hình 15. Kết quả phân tích mẫu địa hóa bề mặt khu vực nghiên cứu [12]
Hình 16. Cơ chế dịch chuyển hydrocarbon vào bẫy chứa [2]
AQ
KL
CV
VF90-53 + PQ30
SE95-05
Vietnam
Thailand
SE95-08
Khả năng chắn nóc kém 
dẫn đến giảm khoảng
cách di cư dọc tầng về 
phía Việt Nam
Hydrocarbon di cư thẳng đứng
nạp vào cấu trúc nghịch đảo, 
không có di cư dọc tầng về phía 
Việt Nam
Cấu trúc đơn nghiêng và chắn
nóc tốt, nên khả năng di cư dọc 
tầng tốt hơn về phía Việt Nam
Lô A&B
Lô A&B
FS120
FS100
FS165
Base 
Upper
Cấu tạo C (Lô A&B)
Trên
Dưới
Giữa
Nghịch đảo địa chấn (DFL)
HC dịch chuyển từ East Piatu ch tụ vào các khối nhô địa phương
FS120
FS100
FS165
Base 
Upper
Cấu tạo C (Lô A&B)
Nghịch đảo địa chấn (DFL)
Trên
Dưới
Giữa
HC từ Pergau ch tụ vào các khối nhô địa phương (đứt gãy phát triển nhiều hơn dọc theo đường dịch chuyển)
FS120
FS100
FS165
Base 
Upper
Cấu tạo C (Lô A&B)
Trên
Dưới
Giữa
Nghịch đảo địa chấn (DFL)
HC dịch chuyển từ East Piatu ch tụ vào các khối nhô địa phương
FS120
FS100
FS165
Base 
Upper
Cấu tạo C (Lô A&B)
Nghịch đảo địa chấn (DFL)
Trên
Dưới
Giữa
HC từ Pergau ch tụ vào các khối nhô địa phương (đứt gãy phát triển nhiều hơn dọc theo đường dịch chuyển)
34 DẦU KHÍ - SỐ 5/2020 
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
Khảo sát địa hóa bề mặt thực hiện bởi Idemitsu [13] 
cho thấy mật độ cao đến trung bình của dầu nhẹ (C10 - C14) 
tập trung ở phần Tây Nam của lô, nơi có giếng khoan C-1X. 
Điều đó cho thấy dầu khí đã được di cư đến từ trung tâm 
của bể Malay. Dầu và khi cùng di cư, nhưng khí di thoát 
sớm hơn do có mật độ và độ nhớt thấp hơn (Hình 15). 
Tại khu vực nghiên cứu, dầu khí được nạp vào bẫy theo 
cơ chế dịch chuyển ngang từ tầng sinh tới các tầng chứa 
và dịch chuyển thẳng đứng thông qua kênh dẫn là các đứt 
gãy (Hình 16). Dịch chuyển thẳng đứng thường mang tính 
địa phương trong khu vực phát triển nhiều đứt gãy, trong 
khi đó dịch chuyển ngang có phạm vi ảnh hưởng lớn hơn 
[13]. Tuy nhiên, khoảng cách dầu khí có thể dịch chuyển 
ngang từ tầng sinh tới các tầng chứa, đặc biệt là khu vực 
rìa bể vẫn cần phải tiếp tục nghiên cứu, làm rõ. 
Kết quả phân tích nghịch đảo địa chấn (simultane-
ous inversion) [2, 11] cho thấy, khu vực nghiên cứu tồn tại 
các loại bẫy: kề áp đứt gãy (ít gặp đứt gãy lớn trong khu 
vực), bẫy nếp lồi (thường có diện tích khép kín cấu tạo khá 
nhỏ), bẫy kề áp móng (gặp nhiều rủi ro liên quan đến tầng 
chắn) và bẫy địa tầng/hỗn hợp cấu trúc - địa tầng (thường 
có quy mô nhỏ). 
Trong khu vực Lô A & B, bẫy địa tầng tồn tại ở phía 
Nam, nhưng dị thường hydrocarbon lại nằm trên cánh 
nâng của đứt gãy phía Bắc và phía Tây của Lô A & B, độ sâu 
dưới 1.090 m. Do vậy, bẫy chứa ở đây được xác định là bẫy 
dạng hỗn hợp cấu trúc - địa tầng (Hình 17).
3.5. Play móng
Trong bể Malay - Thổ Chu, hiện có giếng khoan 46-KM-
1X khoan đến đối tượng móng và đã xác định được thành 
phần đá móng chủ yếu là đá biến chất (metamorphic) [3]. 
Rủi ro chính đối với play móng là khả năng chắn nóc 
và chất lượng tầng chứa liên quan đến thành phần thạch 
học đá móng (có thể là đá biến chất, tương tự khu vực 
giếng khoan 46-KM-1X). Giếng khoan C-1X đã khoan 
vào tầng sét độ dày 10 m (xác định bởi giá trị GR cao ở 
dưới ranh giới FS40) cho thấy đây có thể là tầng chắn nóc 
(một phần) cho play móng. Tuy nhiên, do lớp sét này khá 
mỏng và thay đổi thành phần theo chiều ngang (đã bắt 
gặp nhiều lớp cát kết/bột kết ở trên và dưới tập sét này tại 
giếng khoan C-1X) nên khả năng chắn nóc tiềm ẩn rủi ro 
lớn (Hình 18). 
Với các thông tin có được đến thời điểm hiện tại, có 
thể thấy play móng khu vực nghiên cứu còn tồn tại nhiều 
rủi ro địa chất. Tuy nhiên, do thông tin về đối tượng móng 
còn hạn chế nên việc nghiên cứu, đánh giá chi tiết tiềm 
năng dầu khí play móng cần tiếp tục được tiến hành khi 
triển khai công tác tìm kiếm thăm dò tại khu vực. 
4. Trao đổi và thảo luận
Kết quả phân tích nhiệt phân Rock-eval [6] tại khu vực 
giếng khoan C-1X (độ sâu 1.230 - 1.235 m, 1.235 - 1.240 
m, 1.240 - 1.245 m, 1.245 - 1.250 m và 1.530 - 1.535 m) cho 
thấy đá mẹ có nguồn gốc đầm hồ (lacustrine), với lượng 
nhỏ vật chất hữu cơ nguồn gốc lục địa. Có 2 mẫu than ở 
độ sâu 965 - 970 m và 1.400 - 1.405 m rất giàu hàm lượng 
vật chất hữu cơ (TOC tương ứng 47,52% và 42,38%) và có 
tiềm năng sinh dầu khí rất tốt (S2 tương ứng 144,23 kg/T 
và 130,22 kg/T). 
Đá mẹ tại giếng khoan C-1X có độ phản xạ vitrinite 
R0 = 0,35 - 0,43%, Tmax < 435 
oC cho thấy đá mẹ chưa đạt 
ngưỡng trưởng thành, nên hydrocarbon không được sinh 
tại chỗ mà di cư từ nơi khác đến. Một số mẫu (độ sâu 1.230 
Hình 17. Bẫy chứa dạng hỗn hợp cấu trúc - địa tầng khu vực 
nghiên cứu [2]
Hình 18. Mặt cắt địa chấn phương Tây Bắc - Đông Nam qua khu vực nghiên cứu [2]
Dị thường HC
Dị thường
HC10
m
 C
I
Bẫy kề áp
đứt gãy
Bẫy địa tầng
Strike-slip fault
Đứt gãy
FS40
Shale
Tập sét đóng vai trò
chắn nóc
Shale
Tầng sét ~10m (bắt gặp tại giếng khoan C-1X) có
thể đóng vai trò chắn nóc trong play móng. Tuy
nhiên, tầng sét này đôi chỗ bị biến tướng, trong
thành phần có cả bột/cát, do vậy khả năng chắn
’ềm ẩn nhiều rủi ro.
Tập sét có khả năng không chắn do
phía dưới bắt gặp vỉa cát
C-1X
35DẦU KHÍ - SỐ 5/2020 
PETROVIETNAM
- 1.235 m và 1.235 - 1.240 m) có tính chất tương tự với 
mẫu dầu/condensate có mặt ở khu vực khác trong bể Ma-
lay - Thổ Chu. Như vậy, nhóm tác giả cho rằng đá mẹ khu 
vực nghiên cứu được di cư đến từ trung tâm bể Malay (có 
nét tương đồng với đá mẹ ở mỏ Pergau và East Piatu phía 
Malaysia). Nhận định này cũng phù hợp với các kết quả 
nghiên cứu về mô hình địa hóa tiến hành bởi Idemitsu và 
Viện Dầu khí Việt Nam (VPI) năm 2013 [13].
Kết quả phân tích tổng hợp về thạch học cho thấy 
các khoáng vật tạo đá và khoáng vật sét đi kèm tại khu 
vực nghiên cứu ít chịu ảnh hưởng của quá trình chôn vùi 
(burial). Chúng được vận chuyển đến từ một khoảng cách 
khá xa so với nguồn cung vật liệu, có thể chuyển tiếp từ 
môi trường sông cho đến đồng bằng ven biển (chịu ảnh 
hưởng của điều kiện sóng đến thủy triều). Chất lượng đá 
chứa chịu sự chi phối lớn của thành phần các khoáng vật 
thứ sinh trong các vỉa chứa. Theo đó, cùng với sự tồn tại 
của xi măng gắn kết carbonate, sự có mặt phong phú của 
các loại sét có tính trương nở (smectite, illite-smecite) có 
ảnh hưởng tiêu cực đến khả năng bảo tồn độ rỗng cũng 
như khả năng lưu thông của các chất lưu, tức làm giảm độ 
rỗng và độ thấm của đá chứa [7]. 
Phát hiện dầu khí trong 20 m vỉa chứa cát kết Mio-
cene dưới cho thấy tập sét nằm phía trên đóng vai trò 
tầng chắn nóc. Rủi ro chắn biên của đứt gãy liên quan tới 
tỷ phần sét và tiếp xúc giữa các vỉa hàm lượng sét thấp ở 
2 bên cánh đứt gãy [2]. 
Mặc dù cả dầu và khí cùng di cư từ phía Malaysia đến 
phía Việt Nam, nhưng khí bị di thoát trước do có mật độ 
và độ nhớt thấp hơn. Với khoảng cách khá lớn (> 100 km) 
từ trung tâm bể, dự báo chủ yếu dầu nhẹ (hàm lượng C10 
- C14) di cư được đến phần rìa Tây Nam bể Malay - Thổ Chu 
[2, 13].
Theo đánh giá của nhà thầu tuy phát hiện không đem 
tính thương mại, nhưng việc tìm ra dầu ở giếng khoan 
C-1X nằm tương đối xa các khu vực đã có phát hiện và các 
mỏ đang khai thác (cách mỏ Sông Đốc gần nhất khoảng 
50 km về phía Tây Bắc), cho thấy tiềm năng dầu khí ở khu 
vực này vẫn là ẩn số hấp dẫn đối với công tác tìm kiếm, 
thăm dò trong thời gian tới.
5. Kết luận
Kết quả khoan giếng C-1X với phát hiện dầu trong 
tầng chứa Miocene dưới đã khẳng định hoạt động tích 
cực của hệ thống dầu khí tại khu vực rìa Tây Nam bể Malay 
- Thổ Chu, là cơ sở để tiếp tục đẩy mạnh công tác tìm kiếm, 
thăm dò trong khu vực này. 
Đá mẹ khu vực nghiên cứu là các tầng sinh thành tạo 
trong môi trường đầm hồ (lacustrine) và tầng sinh châu 
thổ - sông (fluvial - deltaic) tuổi Miocene giữa - trên có 
nguồn gốc từ than, hàm lượng vật chất hữu cơ thay đổi từ 
trung bình đến tốt, chủ yếu sinh dầu và khí (kerogen loại 
II và III). Dầu khí được di cư từ trung tâm bể Malay (phía 
Malaysia) đến khu vực rìa Tây Nam bể Malay - Thổ Chu và 
nạp vào bẫy chứa dạng hỗn hợp cấu trúc - địa tầng, với sự 
chiếm ưu thế của dầu nhẹ.
Đá chứa là các vỉa cát hình thành bởi hệ thống sông 
uốn khúc (meandering channel) trong môi trường sông 
(fluvial) đến đồng bằng ven biển (coastal plain), phân 
bố trong phạm vi hẹp và bề dày không lớn. Phân loại đá 
chứa chủ yếu là loại sub-litharenite và sub-arkose, với chất 
lượng chứa thay đổi từ kém tới trung bình, đôi chỗ được 
cải thiện tốt hơn, tùy thuộc hàm lượng xi măng và mức độ 
biến đổi của khoáng vật thứ sinh trong đá. 
Đá chắn là các tập sét xen kẹp các vỉa than hình thành 
trong môi trường đầm lầy ngập lụt (mangrove swamp), có 
bề dày không lớn trong khu vực rìa Tây Nam của bể. 
Hệ thống dầu khí trầm tích Đệ Tam khu vực nghiên 
cứu được dự báo tồn tại các cụm bẫy chứa tiềm năng, tuy 
nhiên ít có khả năng bắt gặp ở quy mô lớn. Đối với tầng 
móng, tồn tại nhiều rủi ro liên quan đến khả năng chắn 
nóc, cũng như bản chất thạch học (thành phần biến chất) 
của đá móng, cần được tiếp tục nghiên cứu và làm rõ.
Tài liệu tham khảo 
[1] Simon P.Todd, M.E.Dunn and A.J.G.Bawise, 
“Characterizing petroleum systems in the tertiary of SE 
Asia”, Petroleum geology of Southeast Asia, Geological 
Society London Special Publications, Vol. 126, No. 1, pp. 
25 - 47, 1997. DOI: 10.1144/GSL.SP.1997.126.01.04. 
[2] Idemitsu, “The geological and geophysical 
evaluation report for Blocks 39 & 40/02, offshore Vietnam”, 
Final report, 2018.
[3] Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, Địa chất và Tài nguyên 
Dầu khí Việt Nam. Nhà xuất bản Khoa học và Kỹ thuật (tái 
bản, sửa chữa và bổ sung), 2019, tr. 443 - 491. 
[4] Andrew D. Miall, Principles of sedimentary basin 
analysis (3rd updated and enlarge edition). Springer, 2000.
[5] Thomas Hantschel and Armin I.Kauerauf, 
Fundamental of basins and petroleum systems modeling. 
Springer, 2009.
[6] VPI, “Geochemical evaluation for cutting samples 
of 40/02-CS-1X well” (final report), 2018.
36 DẦU KHÍ - SỐ 5/2020 
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
[7] VPI, “Petrography, SEM and XRD analyses of 
40/02-CS-1X well”, (final report), 2018.
[8] Robert L.Fork, Petrology of sedimentary rocks. 
Austin, Tex: Hemphill’s Book Store, 1980.
[9] Joan E.Welton, SEM petrology atlas. American 
Association of Petroleum Geologists, 1984, Vol. 4.
[10] F.J.Pettijohn, Sedimentary rocks (second edition). 
New York: Harper & Brothers, 1957.
[11] Idemitsu, “The geological and geophysical 
evaluation report for drilling proposal of an exploration 
well in the C-South prospect, Blocks 39 & 40/02, Offshore 
Vietnam” (final report), 2017.
[12] VPI and Idemitsu, “Characterization of petroleum 
system in Vietnam by State-of-the-art geochemical 
technology”, Phase 3 Malay - Tho Chu basin, Final report for 
collaborative study, 2009.
[13] JOGMEC and Idemitsu, “Joint study in the Blocks 
39 and 40/02, offshore Vietnam” (final report), 2013.
[14] Petronas, The petroleum geology and resources of 
Malaysia, 1999, pp. 665. 
[15] A.Sutoto, “The use of LWD and its impact on 
petrophysical evaluation in the Belida field, Block ‘B’, south 
Natuna Sea”, Indonesian Petroleum Association, 23rd Annual 
Convention, 1994.
Summary
Results of recent explorations found hydrocarbon accumulation in Lower Miocene reservoir at the C-1X well, approx. 50km northwest 
of Song Doc productive field, and have confirmed the active petroleum systems in the southwestern margin of the Malay - Tho Chu basin in 
Vietnam.
The paper presents research results on the characteristics of the petroleum systems in the investigated area, including source rocks, 
reservoirs, seals, hydrocarbon migration and traps on the basis of integrated cutting sample analyses from the C-1X well in combination 
with regional geological and geophysical data. The obtained results contribute to a better understanding of the petroleum systems in the 
southwestern margin of Malay-Tho Chu basin, and encourage further exploration activities in this area in the future. 
Key words: Petroleum system, source rock, reservoir, seal, southwestern margin, Malay - Tho Chu basin.
CHARACTERISATION OF PETROLEUM SYSTEMS IN THE SOUTHWESTERN 
MARGIN OF MALAY - THO CHU BASIN, OFFSHORE VIETNAM
Hoang Anh Tuan1, Trinh Xuan Cuong1, Nguyen Thu Huyen2
1Vietnam Oil and Gas Group
2Vietnam Petroleum Institute
Email: tuanha03@pvn.vn