Đặc điểm phân bố trầm tích cacbonat ám tiêu Miocen giữa, Lô 04-3, bể Nam Côn Sơn trên cơ sở phân tích thuộc tính địa chấn

VNU Journal of Science: Earth and Environmental Sciences, Vol. 36, No. 4 (2020) 80-89 
80 
Original Article 
Application of Seismuc Attribute Analysis to Reserch 
the Distribution of Middle Miocene Coral Reef Carbonate 
in Block 04-3, Nam Con Son Basin 
Pham Bao Ngoc1, Tran Trung Dong2, Tran Nghi3, Nguyen Thi Phuong Thao3, 
Tran Thi Oanh1, Pham Thi Thu Hang4, Bui Thi Ngan5 
1Petrovietnam University, PVN, 762 Cach Mang Thang Tam, Long Toan, Ba Ria-Vung Tau, Vietnam 
2Science Research & Engineering Institute, VSP, 105 Le Loi, Thang Nhi, Ba Ria-Vung Tau, Vietnam 
3VNU University of Science, 334 Nguyen Trai, Hanoi, Vietnam 
4Institute of Marine Geology and Geophysics, Vietnam Academy of Science and Technology, 
18 Hoang Quoc Viet, Nghia Do, Cau Giay, Ha Noi 
5Hanoi University of Mining and Geology, 18 Pho Vien, Duc Thang, Bac Tu Liem, Ha Noi 
Received 15 June 2020 
Revised 25 August 2020; Accepted 29 August 2020 
 Abstract: The seismic properties of Root Mean Square Amplitude, Maximum Amplitude, and Sum 
of Positive Amplitude most clearly reflect the distribution characteristics of middle Miocene 
carbonate sediments in block 04-3, Nam Con Son basin. Middle Miocene carbonate is commonly 
distributed on both reflection surfaces of P1 and P2. Within each reflective surface, carbonate 
sediments are concentrated around the uplifting zones, such as structures of Thien Ung - Mang Cau, 
Dai Hung and Bo Cau. These are completely consistent with the results of the interpretation of well-
log data of Vietsovpetro, VSP [1]. The wells C-2X and C-4X located at the edge of the uplifting 
zone should have the thickest carbonates. According to the results of amplitude attribute analysis, 
these wells are distributed in the high concentration area of carbonate formations. Meanwhile well 
C-1X and well C-3X, which are near the top of the uplifting zone and further away from the uplifting 
structure have thin carbonate set and belongs to a low carbonate density area. 
Keywords: Seismic attribute, middle Miocene carbonate, acoustic impedance, reef carbonate, block 
04-3, Nam Con Son basin. 
________ 
 Corresponding author. 
 E-mail address: phuongthao298@gmail.com 
 https://doi.org/10.25073/2588-1094/vnuees.4647 
P.B. Ngoc et al. / VNU Journal of Science: Earth and Environmental Sciences, Vol. 36, No. 4 (2020) 80-89 81 
Đặc điểm phân bố trầm tích cacbonat ám tiêu Miocen giữa, 
Lô 04-3, bể Nam Côn Sơn trên cơ sở phân tích thuộc tính địa chấn 
Phạm Bảo Ngọc1, Trần Trung Đồng2, Trần Nghi3, Nguyen Thi Phuong Thao3, 
Trần Thị Oanh1, Phạm Thị Thu Hằng4, Bùi Thị Ngân5 
1Trường Đại học Dầu khí Việt Nam, Số 762 Cách Mạng Tháng Tám, Long Toàn, Bà Rịa-Vũng Tàu, Việt Nam 
2Viện Nghiên cứu khoa học và thiết kế Dầu khí biển, VSP, Số 105 Lê Lợi, Thắng Nhì, Bà Rịa-Vũng Tàu, Việt Nam 
3Trường Đại học Khoa học Tự nhiên, ĐHQGHN, 334 Nguyễn Trãi, Hà Nội, Việt Nam 
4Viện Địa chất - Địa vật lý Biển, Viện Hàn lâm Khoa học và Công nghệ Việt Nam 
18 Hoàng Quốc Việt, Nghĩa Đô, Cầu Giấy, Hà Nội 
5Trường Đại học Mỏ Địa chất Hà Nội, Số 18 Phố Viên, Đức Thắng, Bắc Từ Liêm, Hà Nội 
Nhận ngày 15 tháng 6 năm 2020 
Chỉnh sửa ngày 25 tháng 8 năm 2020; Chấp nhận đăng ngày 29 tháng 8 năm 2020 
Tóm tắt: Thuộc tính địa chấn biên độ trung bình bình phương (Root Mean Square Amplitude), biên 
độ cực đại (Maximum Amplitude), và tổng biên độ dương (Sum of Positive Amplitude) phản ảnh 
đặc điểm phân bố của trầm tích cacbonat ám tiêu Miocen giữa, khu vực lô 04-3, bể Nam Côn Sơn 
một cách rõ rệt nhất. Cacbonat Miocen giữa phân bố phổ biến ở hai mặt phản xạ P1và P2, trong 
phạm vi mỗi mặt phản xạ, trầm tích cacbonat tập trung ở xung quanh các đới nâng, điển hình như 
các cấu tạo Thiên Ưng – Mãng Cầu, Đại Hùng và Bồ Câu. Kết quả này hoàn toàn phù hợp với kết 
quả minh giải tài liệu địa vật lý giếng khoan của Viện Nghiên cứu khoa học và thiết kế Dầu khí biển, 
VSP [1]. Các giếng C-2X và C-4X ở rìa đới nâng nên có các tập cacbonat dày hơn cả. Theo kết quả 
phân tích thuộc tính biên độ các giếng khoan này phân bố ở khu vực tập trung cao các thực thể 
cacbonat. Trong khi đó, giếng C-1X nằm ở gần đỉnh đới nâng và C-3X nằm khá xa đới nâng hơn thì 
các tập cacbonat mỏng và thuộc khu vực mật độ cacbonat thấp. 
Từ khoá: Thuộc tính địa chấn, cacbonat Miocen giữa, cacbonat ám tiêu, lô 04-3, bể Nam Côn Sơn. 
1. Mở đầu 
Lô 04-3 thuộc phạm vi bể trầm tích Nam Côn 
Sơn, bao gồm một số cấu tạo điển hình như Đại 
Bàng-Ưng Trắng, Đại Hùng, Mãng Cầu-Thiên 
Ưng, Bồ Câu, Hoàng Hạc, Hải Âu. Khu vực 
nghiên cứu cách thành phố Vũng Tàu khoảng 
300 km về phía Đông Nam (Hình 1). Bể Nam 
Côn Sơn nói chung và lô 04-3 nói riêng là khu 
vực tìm kiếm thăm dò và khai thác dầu khí quan 
________ 
 Tác giả liên hệ. 
 Địa chỉ email: phuongthao298@gmail.com 
 https://doi.org/10.25073/2588-1094/vnuees.4647 
trọng của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam [1-4]. Bể 
Nam Côn Sơn được hình thành theo cơ chế tách 
giãn, trải qua lịch sử hình thành và phát triển địa 
chất khá phức tạp, thể hiện qua các đặc trưng cấu 
trúc địa chất cũng như đặc điểm thạch học của 
bể [4-6]. 
Đặc điểm trầm tích là một trong những cơ sở 
khoa học quan trọng để phân tích, đánh giá các 
yếu tố trong hệ thống dầu khí. Do đó, trầm tích 
Miocen giữa của bể Nam Cơn Sơn đã được nhiều 
P.B. Ngoc et al. / VNU Journal of Science: Earth and Environmental Sciences, Vol. 36, No. 4 (2020) 80-89 82 
công trình nghiên cứu đề cập đến, điển hình gồm 
những nghiên cứu về đặc điểm địa chất, thạch 
học, môi trường trầm tích và địa tầng phân tập 
[7-11]. Tuy nhiên, còn ít công trình nghiên cứu 
tập trung vào đối tượng cacbonat ám tiêu, trong 
khi đây là kiểu trầm tích khá phổ biến và có ý 
nghĩa dầu khí trong khu vực trung tâm bể Nam 
Côn Sơn. 
Hình 1. Sơ đồ khu vực lô 04-3, bể Nam Côn Sơn [1]. 
Công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí tại lô 04-
3 được bắt đầu từ những năm 70 của thế kỉ XX 
[2]. Đến nay, đã phát hiện thân dầu ở khối nâng 
của cấu tạo Đại Bàng, Đại H ... nh sẵn nhằm tính bề dày tổng, 
độ rỗng tổng; xác định các tầng chứa dầu, kênh 
rạch, bồi tích, tập cacbonat, bề mặt bất chỉnh 
hợp, thay đổi địa tầng trầm tích như bên dưới: 
Biên độ bình phương trung bình 
= √
1
𝑁
∑ 𝑎𝑖
2𝑁
𝑖=1 
Biên độ trung bình tuyệt đối = 
1
𝑁
 = ∑ |𝑎𝑖|
𝑁
𝑖−1 
Trong đó: N: số mẫu biên độ trong cửa sổ 
phân tích; a: độ lớn biên độ 
Bên cạnh thuộc tính RMS còn nhiều thuộc 
tính biên độ khác như thuộc tính biên độ tuyệt 
đối trung bình (Average Absolute Amplitude), 
thuộc tính biên độ dương trung bình (Average 
Peak Amplitude), thuộc tính biên độ âm trung 
bình (AverageTrough Amplitude) cũng có mục 
đích liên quan đến việc xác định dị thường biên 
độ của đối tượng cacbonat ám tiêu. 
Ngoài phương pháp phân tích thuộc tính địa 
chấn nói trên, phương pháp liên kết địa tầng và 
đối sánh với tài liệu địa vật lý giếng khoan là một 
trong những phương pháp không thể thiếu trong 
P.B. Ngoc et al. / VNU Journal of Science: Earth and Environmental Sciences, Vol. 36, No. 4 (2020) 80-89 84 
việc chính xác hoá ranh giới và quy luật phân bố 
của trầm tích cacbonat ám tiêu. Dựa trên các kết 
quả minh giải về thạch học của các giếng khoan 
C-1X, C-2X, C-3X và C-4X [1,2,8] trong khu 
vực nghiên cứu, nhóm tác giả đã đối sánh với kết 
quả chạy thuộc tính theo từng ranh giới mặt phản 
xạ (theo không gian) và theo chiều sâu (theo thời 
gian). 
3. Kết quả phân tích thuộc tính địa chấn 
Trước tiên, nhóm tác giả tiến hành minh giải 
các mặt phản xạ chính trong phạm vi tầng 
Miocen giữa của khu vực nghiên cứu. Kết quả 
cho thấy, khoảng địa tầng Miocen giữa nằm 
trong giới hạn mặt phản xạ B đến mặt phản xạ C, 
trong đó hai tầng phản xạ P1 và P2 có đặc điểm 
phản xạ mạnh, biên độ cao, pha sóng chạy liên 
tục (Bảng 1, Hình 2,3). Đối sánh với kết quả 
minh giải tài liệu địa vật lý giếng khoan [1,2,8] 
và tài liệu phân tích mùn khoan của các giếng C-
1X, C-2X, C-3X và C-4X cho thấy đây chính là 
các mặt phân bố trầm tích cacbonat. Trên cơ sở 
đó, nhóm tác giả tiếp tục chạy và lựa chọn thuộc 
tính trên hai mặt phản xạ này nhằm khoanh vùng 
phân bố của trầm tích cacbonat ám tiêu. 
Bảng 1. Đặc điểm trường sóng của các mặt phản xạ 
P1 và P2 trong khu vực nghiên cứu 
Tầng 
Trở kháng 
âm học 
Đường đặc trưng 
địa chấn 
Đặc điểm 
P1 Tăng Đỉnh (+) 
Biên độ cao, độ 
liên tục tốt 
P2 Tăng Đỉnh (+) 
Biên độ cao, độ 
liên tục tốt 
Trong quá trình chạy các thuộc tính địa chấn 
cho đối tượng cacbonat, nhóm tác giả đã chạy lần 
lượt các thuộc tính địa chấn theo hai nhóm gồm 
nhóm thuộc tính địa chấn theo bề mặt (surface 
seismic attributes) và nhóm thuộc tính địa chấn 
theo khối (volume seismic attributes). Trên cơ sở 
kết quả thu được, nhóm tác giả lựa chọn các 
thuộc tính cho kết quả thể hiện rõ sự phân bố của 
đá cacbonat.
Hình 2. Mặt phản xạ P1 và P2 trong không gian ba chiều. 
P.B. Ngoc et al. / VNU Journal of Science: Earth and Environmental Sciences, Vol. 36, No. 4 (2020) 80-89 85 
Hình 3. Mặt cắt địa chấn thể hiện các mặt phản xạ B, P1, P2 và C trong phạm vi 
khoảng địa tầng Miocen giữa; trong đó mặt phản xạ P1 và P2 chính là các bề mặt trầm tích cacbonat ám tiêu. 
Phân tích các kết quả chạy các thuộc tính địa 
chấn bề mặt cho thấy, thuộc tính RMS, 
Maximum Amplitude và Sum of Positive 
Amplitude thể hiện sự phân bố trầm tích 
cacbonat rõ nhất cho cả 2 mặt phản xạ chính P1 
và P2 (Hình 4-6). Diện phân bố trầm tích này 
trên các bản đồ chính là các khu vực có màu 
vàng, xanh lá và xanh ngọc. Kết quả phân tích 
bằng thuộc tính RMS và Maximum Amplitude 
phản ánh khá rõ tầng cacbonat ở mặt phản xạ P1, 
trong khi mặt phản xạ P2 thể hiện trầm tích 
cacbonat ám tiêu tập trung tại khối nâng Trung 
tâm và phía Đông, giảm dần ở khu vực phía Tây. 
Quy luật phân bố này thể hiện rõ trên mặt cắt 
thuộc tính tương ứng.
Hình 4. Sự phân bố trầm tích cacbonat ám tiêu trên các mặt phản xạ P1 (trái) và P2 (phải) bằng thuộc tính RMS. 
Hình 5. Sự phân bố trầm tích cacbonat ám tiêu trên các mặt phản xạ P1 (trái) và P2 (phải) 
bằng thuộc tính Maximum Amplitude. 
P.B. Ngoc et al. / VNU Journal of Science: Earth and Environmental Sciences, Vol. 36, No. 4 (2020) 80-89 86 
Hình 6. Sự phân bố trầm tích cacbonat ám tiêu trên các mặt phản xạ P1 (trái) và P2 (phải) 
bằng thuộc tính địa chấn tổng biên độ dương (Sum of Positive Amplitude). 
Các sơ đồ dự báo sự phân bố của tập đá vôi 
P1 theo tài liệu thuộc tính địa chấn tổng biên độ 
dương (Hình 6) cho kết quả phù hợp với kết quả 
minh giải tài liệu địa vật lý giếng khoan (Hình 
7). Cụ thể đặc điểm phân bố như sau: trầm tích 
cacbonat ám tiêu chủ yếu phân bố ở nóc tập tầng 
P1, phân bố xung quanh đới nâng trung tâm, và 
càng ra xa đới nâng thì diện phân bố giảm dần. 
Theo mặt cắt từ giếng khoan C-1X, C-2X, C-3X 
đến C-4X cho thấy rằng tập cacbonat có xu 
hướng dày lên đáng kể, từ 52m tại giếng khoan 
C-1X đến 148m tại giếng khoan C-4X. Điều này 
cũng phản ánh trên các mặt cắt thuộc tính địa 
chấn, khu vực có dị thường biên độ lớn chủ yếu 
tập trung tại khu vực giếng khoan C-2X và C-
4X. 
Dựa trên kết quả phân tích tài liệu thuộc tính 
địa chấn cho thấy quy luật tương tự với đối tượng 
P2. Thuộc tính biên độ đa phần tập trung tại nóc 
vỉa và khu vực đới nâng trung tâm. 
Mặt cắt liên kết giếng khoan cho thấy 
cacbonat ám tiêu chủ yếu phân bố ở nóc tầng P1, 
mỏng nhất ở giếng khoan C-1X và dày dần từ 
giếng khoan C-2X đến C-4X (tại giếng khoan C-
1X là 52m, C-2X 112m và C-4X 148m). Điều 
này khá phù hợp với xu hướng thay đổi của biên 
độ RMS cũng như tổng biên độ dương Sum of 
Positive Amplitudes (màu xanh ngọc từ giếng 
khoan C-1X đến màu xanh lá và vàng về phía C-
4X). 
Tiếp theo, nhóm tác giả tiến hành phân tích 
thuộc tính khối, lựa chọn Time slice khác nhau 
trên tài liệu nhằm làm sáng tỏ sự phân bố và bề 
dày của trầm tích cacbonat ám tiêu (Hình 8). 
Quan sát sơ đồ phân bố cacbonat cho tập P1-P2 
theo thuộc tính RMS cho thấy khu vực khối nâng 
Trung Tâm cũng như cánh phía Tây của khối 
nâng Trung Tâm có biên độ RMS khá cao thể 
hiện bằng màu vàng trên bản đồ phân bố. 
Dựa vào kết quả chạy thuộc tính RMS trên, 
nhóm tác giả tiếp tục tiến hành chạy thuộc tính 
RMS cho các cửa sổ khác nhau để nhận biết sự 
phân bố cacbonat theo chiều ngang (Hình 9). Kết 
quả chạy thuộc tính RMS cho từng lát cắt địa 
chấn (time slice) cho thấy cửa sổ time slice (dưới 
280ms) và cửa số (dưới 1320ms) cho thấy biên 
độ RMS khá cao ở khối nâng Trung Tâm và cánh 
phía Tây của khối nâng do cửa sổ (dưới 280ms) 
khá gần với mặt phản xạ địa chấn P1. Tương tự 
với cửa sổ (dưới 1320ms) cũng khá gần với mặt 
phản xạ địa chấn P2. 
Đối với 3 cửa sổ còn lại cho thấy sự phân dị 
biên độ RMS ở cánh phía Tây kém hơn so với 
khu vực khối nâng Trung Tâm. Kết quả trên cho 
thấy khá tương đồng với sự phân bố cacbonat ám 
tiêu của lô 04-3 theo kết quả minh giải tài liệu 
địa vật lý giếng khoan. 
Mặt cắt thuộc tính RMS qua các giếng khoan 
C-1X, C-3X, C-2X và C-4X cho thấy các phản 
xạ biên độ cao tập trung chủ yếu ở phần trên của 
khối nâng Trung Tâm và cao nhất ở khu vực GK 
C-4X (Hình 10). Điều này khá phù hợp với kết 
quả đo địa vật lý giếng khoan. Cụ thể như khi đối 
sánh kết quả chạy thuộc tính địa chấn với tài liệu 
minh giải địa vật lý giếng khoan của GK C-4X 
cho thấy giá trị độ rỗng càng thấp thì biên độ 
càng cao và ngược lại (Hình 11).
P.B. Ngoc et al. / VNU Journal of Science: Earth and Environmental Sciences, Vol. 36, No. 4 (2020) 80-89 87 
Hình 7. Mặt cắt liên kết giếng khoan C-1X, C 2X, C-3X và C-4X [1]. 
Hình 8. Sơ đồ phân bố cacbonat ám tiêu cho tập P1-P2 theo thuộc tính RMS. 
Hình 9. Sự phân bố trầm tích cacbonat ám tiêu theo time slice. 
Below 280ms Below 560ms 
Below 840ms Below 1080ms Below 1320ms 
P.B. Ngoc et al. / VNU Journal of Science: Earth and Environmental Sciences, Vol. 36, No. 4 (2020) 80-89 88 
Hình 10. Liên kết mặt cắt địa chấn với các giếng khoan trong khu vực nghiên cứu. 
Hình 11. Mặt cắt thuộc tính RMS ngang qua giếng khoan C-4X. 
4. Thảo luận 
Các tập cacbonat trong khu vực nghiên cứu 
là một trong những đối tượng chứa dầu, khí cần 
được nghiên cứu cụ thể. Việc phân tích các thuộc 
tính địa chấn trên nhằm làm nổi bật diện phân bố 
của trầm tích cacbonat này có ý nghĩa quan trọng 
trong nghiên cứu, làm rõ đặc điểm cổ môi 
trường. Đặc biệt, cần tích hợp kết quả này của 
bài báo với các nghiên cứu về phân tích tướng, 
minh giải môi trường lắng đọng trầm tích xây 
dựng mô hình lắng đọng trầm tích trong khu vực 
nghiên cứu. Theo kết quả phân tích cổ sinh trong 
trầm tích Miocen giữa của VPI-Labs, tại một số 
giếng khoan trong khu vực phát hiện các tàn dư 
sinh vật như Formaminifera bám đáy và trôi nổi, 
Tảo đỏ, Da gai, Ốc gai và các mảnh vỏ sinh vật 
[12,13]. Các bằng chứng này cho thấy trầm tích 
Miocen giữa được hình thành trong môi trường 
biển nông. Ngoài ra, kết quả nghiên cứu môi 
trường trầm tích khác cũng chỉ ra trầm tích 
Miocen giữa trong khu vực lô 04-3 chủ yếu là 
môi trường biển nông trong thềm với sự có mặt 
của cacbonat ám tiêu san hô [14]. Trong khi đó, 
diện phân bố đá cacbonat theo kết quả phân tích 
thuộc tính địa chấn biên độ trung bình bình 
phương, biên độ cực đại và tổng biên độ dương 
đều chủ yếu tập trung xung quanh các cấu tạo 
nâng trong khu vực – nơi có độ sâu nước biển và 
nhiệt độ phù hợp cho các ám tiêu san hô phát 
triển. Điều này hoàn toàn phù hợp với các 
nguyên lý và quy luật trầm tích. 
P.B. Ngoc et al. / VNU Journal of Science: Earth and Environmental Sciences, Vol. 36, No. 4 (2020) 80-89 89 
5. Kết luận 
1. Nhóm tác giả phân tích cả hai nhóm thuộc 
tính bề mặt và thuộc tính khối cho đối tượng 
cacbonat Miocen giữa của lô 04-3, bể Nam Côn 
Sơn; kết quả cho thấy thuộc tính Root Mean 
Square Amplitude, Maximum Amplitude và 
Sum of Positive Amplitudephản ảnh rõ nhất diện 
phân bố trầm tích cacbonat ám tiêu của khu vực 
nghiên cứu. 
2. Trong khoảng địa tầng Miocen giữa, 
cacbonat ám tiêu phân bố tập trung ở hai mặt 
phản xạ P1 và P2. Ở mỗi mặt phản xạ, trầm tích 
này phân bố ở xung quanh các khu vực đới nâng 
như cấu tạo Thiên Ưng – Mãng Cầu, Đại Hùng 
và Bồ Câu. 
3. Liên kết và đối sánh với tài liệu minh giải 
địa vật lý giếng khoan của các giếng trong khu 
vực nghiên cứu cho kết quả trùng khớp và phù 
hợp với các quy luật phân bố trầm tích, cụ thể 
các giếng C-2X và C-4X ở rìa đới nâng, có tập 
cacbonat ám tiêu dày hơn cả; trong khi giếng C-
1X nằm ở gần đỉnh đới nâng và C-3X nằm khá 
xa đới nâng hơn thì có tập cacbonat ám tiêu mỏng. 
Lời cảm ơn 
Để hoàn thành được bài báo này, tập thể tác 
giả xin chân thành cảm ơn Trường Đại học Dầu 
khí Việt Nam đã tài trợ trong khuôn khổ đề tài 
mã số GV1904. Đồng thời, tác giả cũng gửi lời 
cảm ơn đến Viện Nghiên cứu Khoa học và Thiết 
kế Dầu khí biển đã tạo điều kiên tham khảo tài 
liệu quý báu trong quá trình thực hiện bài báo. 
Tài liệu tham khảo 
[1] Vietsovpetro (2014), Summary of data 
acquisition, processing and interpretation in 
geology and geophysics in the second phase and 
the exploration plan in the next phases, in Block 
04-3 (in Vietnamese). 
[2] Vietsovpetro (2011), Accuration of oil and gas 
reserves of Thien Ung - Mang Cau field, Block 04-
3 until October 1st, 2011 (in Vietnamese). 
[3] N. Hiep (2005), Geology and Petroleum 
Resources in Vietnam, Chapter 10 – Nam Con Son 
Basin and Petroleum Potential, Science and 
Technology Publishing (in Vietnamese). 
[4] Vietnam Petroleum Institute (2012), Evaluation of 
Oil and Gas Potential in Nam Con Son Basin, 
Petroleum Archieve Center (in Vietnamese). 
[5] L.C. Mai, N.H. Quynh, N.V. Linh, V.T.B. Ngoc, 
N.V. Vuong. Characteristics of Geological 
Structure of Nam Con Son Basin based on results 
of Seismic Interpretation, Journal of Petroleum 9 
(2013) 16-25 (in Vietnamese). 
[6] N.Q. Tuan, N.T. Tung, T.V. Tri, The Seismic 
Interpretation of Nam Con Son Basin and its 
Implication for the Tectonic Evolution. Indonesian 
Journal on Geoscience 3 (2)(2016) 127-137. 
https://doi.org/10.17014/ijog.3.2.127-137 . 
[7] C.M.Hoang (2005), Geological Characteristics of 
Miocene Terrigenous Sediments in Nam Con Son 
Basin, Doctoral Thesis, Hanoi University of 
Mining and Geology (in Vietnamese). 
[8] P.B. Ngoc (2019), Research on Depositional 
Environment Evaluation and Hydrocarbon 
Potential of Middle Miocene Formation in the 
center of the Nam Con Son Basin. Doctoral Thesis 
in Petroleum Engineering, Vietnam Petroleum 
Institute, 2019 (in Vietnamese). 
[9] P.B. Ngoc, T. Nghi, N.T. Tin, T.V. Tri, N.T. Tuyen, 
T.T. Dung, N.T.P. Thao, Petrographic Characteristics 
and Depositional Environment Evolution of 
Middle Miocene Sediments in the Thien Ung - 
Mang Cau Structure of Nam Con Son Basin. 
Indonesian Journal on Geoscience, 4 (3) (2017) 
151-165. https://doi.org/10.17014/ijog.4.3.151-165. 
[10] P.B. Ngoc, T. Nghi, Sequence Stratigraphy of 
Miocene Deposits in Nam Con Son Basin. VNU 
Journal of Science: Earth and Environmental 
Sciences 32(1) (2016) 36-44 (in Vietnamese). 
[11] P.B. Ngoc, T. Nghi, N.T. Tin, The impacts of 
Petrophysical parameters on Petroleum Reservoir 
Potential of the Middle Miocene Sedimentary rock 
in the Thien Ung – Mang Cau Structure, Nam Con 
Son basin, VNU Journal of Science: Earth and 
Environmental Sciences 33(1) (2017) 52-64 (in 
Vietnamese). 
[12] Vietnam Petroleum Institute (2005), Biostratigraphy 
of Well 04.3-TU-1X in Nam Con Son Basin, 
Petroleum Archieve Center (in Vietnamese). 
[13] Vietnam Petroleum Institute (2006), Biostratigraphy 
of Well 04.3-TU-2X in Nam Con Son Basin, 
Petroleum Archieve Center (in Vietnamese). 
[14] Vietnam Petroleum Institute (2012), Research on 
Sedimentary Environment, Paleontology and 
Seismic Stratatigraphy in order to determine the 
distribution of Reservoir Potential, in Block 04-3, 
Nam Con Son basin, Petroleum Archieve Center 
(in Vietnamese).