Đặc điểm trầm tích Oligocene khu vực lô 05-1(a) bể Nam Côn Sơn

4 DẦU KHÍ - SỐ 2/2021 
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
ĐẶC ĐIỂM TRẦM TÍCH OLIGOCENE KHU VỰC LÔ 05-1(a) BỂ NAM CÔN SƠN
TẠP CHÍ DẦU KHÍ
Số 2 - 2021, trang 4 - 15
ISSN 2615-9902
Mai Hoàng Đảm1, Bùi Thị Ngọc Phương1, Trương Tuấn Anh2, Nguyễn Thị Thanh Ngà1, Trần Đức Ninh2 
Vũ Thị Tuyền1, Cao Quốc Hiệp2, Nguyễn Văn Sử1, Nguyễn Thị Thắm1, Phan Văn Thắng1
1Viện Dầu khí Việt Nam
2Công ty TNHH MTV Điều hành Thăm dò Khai thác Dầu khí Trong nước (PVEP POC)
Email: dammh@vpi.pvn.vn 
https://doi.org/10.47800/PVJ.2021.02-01
Tóm tắt
Bài báo giới thiệu sự phát triển của trầm tích Oligocene cùng các đặc điểm thạch học và địa hóa để phục vụ việc đánh giá mô hình hệ 
thống dầu khí trong Lô 05-1(a). Kết quả nghiên cứu cổ sinh - địa tầng từ các giếng khoan gần đây cho thấy có sự tồn tại của các trầm tích 
Oligocene, phân bố trải dài từ sườn phía Nam lên đến dải nâng Đại Hùng ở phía Bắc và được lắng đọng trong môi trường từ đồng bằng ven 
biển đến biển nông ven bờ. Thành phần thạch học chủ yếu là cát kết hạt mịn đến thô và có xu hướng thô dần về phía dải nâng Đại Hùng; 
lỗ rỗng quan sát được từ 2 - 6,5%, bị ảnh hưởng bởi quá trình nén ép 10 - 80% và xi măng hóa bởi các khoáng vật thứ sinh 10 - 70%. Đá 
mẹ ở khu vực sườn phía Nam giàu vật chất hữu cơ, đạt ngưỡng trưởng thành nhiệt đến cửa sổ tạo dầu và cho tiềm năng sinh dầu - khí, 
trong khi ở dải nâng Đại Hùng thiên về tiềm năng sinh khí. Điều này cũng cho thấy đá mẹ trong Lô 05-1(a) mang tính địa phương, không 
đại diện cho nguồn sinh của khu vực. 
Từ khóa: Trầm tích Oligocene, độ rỗng, đá mẹ, vật chất hữu cơ, kerogen, bể Nam Côn Sơn. 
1. Giới thiệu
Khu vực nghiên cứu nằm trong phân vùng cấu trúc 
của dải nâng Đại Hùng - Mãng Cầu thuộc phần rìa Tây Bắc 
của đới trũng Trung tâm. Dải nâng này phát triển kéo dài 
theo hướng Đông Bắc - Tây Nam và bị chia cắt thành nhiều 
khối bởi các hệ thống đứt gãy chủ yếu có phương Đông 
Bắc - Tây Nam (Hình 1b). Dải nâng Đại Hùng - Mãng Cầu 
có vai trò như một dải nâng giữa trũng, ngăn cách giữa 2 
trũng lớn nhất là phụ đới trũng phía Bắc và phụ đới trũng 
Trung tâm của bể Nam Côn Sơn trong suốt quá trình phát 
triển địa chất từ Eocene đến Miocene và Pliocene đến Đệ 
tứ [1].
Cho đến nay vẫn chưa tìm thấy trầm tích Eocene hoặc 
cổ hơn trong các giếng khoan của bể Nam Côn Sơn. Kết 
quả minh giải tài liệu địa chấn cho thấy trầm tích Oligo-
cene có bề dày lớn, phân bố ở khu vực Trung tâm bể, nơi 
chưa khoan đến trầm tích Oligocene [1]. Ở các khối nâng 
và sườn có nhiều giếng khoan được thực hiện đến móng 
cho thấy trầm tích Oligocene phủ bất chỉnh hợp trên bề 
mặt móng trước Cenozoic như các cấu tạo Thanh Long, 
Tường Vi, Hải Âu, Dừa, Đại Hùng, Thiên Nga. 
Trầm tích Oligocene có thành phần thạch học chủ yếu 
là cát kết hạt mịn đến thô xen kẹp các lớp sét kết và bột 
kết, trầm tích hạt mịn chứa vật chất hữu cơ ưu thế là kero-
gen hỗn hợp II/III cho khả năng sinh dầu và khí. Các trầm 
tích được chia thành 3 phần đặc trưng: Phía dưới là cát kết 
hạt từ mịn đến thô, đôi chỗ rất thô (sạn kết), cát kết chứa 
cuội, đôi khi xen kẹp bởi các lớp đá phun trào núi lửa, các 
lớp than và mảnh vụn than; giữa chủ yếu là thành phần 
hạt mịn, cấu trúc dạng phân lớp dày, dạng khối khá giàu 
vật chất hữu cơ cùng các lớp chứa than; phần trên là cát 
kết hạt trung, đôi chỗ có chứa glauconite, trùng lỗ, dino-
cyst biển chứng tỏ có sự ảnh hưởng của môi trường biển 
(vùng chuyển tiếp hoặc biển nông ven bờ) vào giai đoạn 
cuối Oligocene ở một số khu vực [1], trong đó có khu vực 
nghiên cứu. 
Nghiên cứu sự tồn tại của trầm tích Oligocene và các 
đặc điểm thạch học, địa hóa được thực hiện trên số liệu 
của 8 giếng khoan nằm trong (i) phần sườn phía Tây Nam; 
(ii) dải nâng Đại Hùng - Mãng Cầu (Hình 4) nhằm bổ sung 
thông tin cho việc đánh giá mô hình của hệ thống dầu khí 
trong Lô 05-1.Ngày nhận bài: 24/6/2020. Ngày phản biện đánh giá và sửa chữa: 25/6 - 17/12/2020. 
Ngày bài báo được duyệt đăng: 2/2/2021.
5DẦU KHÍ - SỐ 2/2021 
PETROVIETNAM
2. Địa chất khu vực nghiên cứu
Lịch sử phát triển địa chất của khu vực nghiên cứu 
gắn liền với sự hình thành bể Nam Côn Sơn và quá trình 
tách giãn Biển Đông. Trong thời kỳ Paleocene, sự thúc 
trồi về phía Đông Nam của mảng Indochina và sự trôi dạt 
về phía Nam của Biển Đông cổ cùng với sự va chạm giữa 
vi mảng lục địa Luconina và Borneo tạo nên hàng loạt 
các đứt gãy chuyển dạng bên phải (right-lateral trans-
form faults) ở phía Đông của thềm lục địa kéo dài đến 
phía Đông của Luconia. Các hoạt động kiến tạo này có 
thể làm cho vị trí thềm Sunda kéo dài ra theo phương 
Bắc Nam [2], đồng thời xảy ra quá trình bào mòn và san 
bằng địa hình cổ [1].
Vào cuối Eocene, bắt đầu tách giãn tạo rift theo 
phương Đông - Tây đồng thời với quá trình tách giãn và 
mở rộng Biển Đông trong suốt Oligocene. Trong giai đoạn 
này trục tách giãn Biển Đông có xu hướng chuyển dịch về 
phía Tây Nam cùng với hoạt động tích cực của hệ thống 
đứt gãy Đông Bắc - Tây Nam tạo nên các địa hào và bán địa 
hào chứa các trầm tích mảnh vụn chủ yếu thành tạo trong 
các môi trường đầm hồ, đồng bằng sông, châu thổ và đới 
nước lợ ven bờ [1]. 
Quần đảo 
Hoàng Sa
Quần đảo 
Trường Sa
Đảo 
Phú Quốc
Hình 1. (a) Vị trí bể Nam Côn Sơn trên thềm lục địa Việt Nam; (b) Sơ đồ phân vùng cấu trúc bể Nam Côn Sơn [1] 
Hình 2. Mặt cắt địa chấn ngang qua dải nâng Đại Hùng - Mãng Cầu [1]
16-1
Miocene trên
Miocene giữa
Miocene dưới
Đới nâng Côn Sơn Rìa đới nâng Côn Sơn Trũng phía Bắc Nâng Đại Hùng
TB ĐN
6 DẦU KHÍ - SỐ 2/2021 
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
Vào Miocene sớm, giai đoạn sụt lún và mở rộng có sự 
phân đới rõ ràng do ảnh hưởng của yếu tố biển tiến từ 
phía Đông, trầm tích được lắng đọng từ phần trên đồng 
bằng châu thổ (upper delta plain) đến giới hạn thềm đồng 
bằng châu thổ (lower delta plain). Vào Miocene giữa, quá 
trình sụt lún vẫn tiếp tục và bắt đầu giai đoạn rift thứ 2 
có hướng Đông Bắc - Tây Nam. Thời kỳ này biển đã tiến 
sâu vào sườn phía Tây của bể tạ ... ime: 0.7 s - Temp.: 25°C (Room) - 2-Theta: 3.000° - Theta: 1.500°
11DẦU KHÍ - SỐ 2/2021 
PETROVIETNAM
Các đặc trưng về thành phần thạch học và kiến trúc 
chỉ ra rằng trầm tích tại khu vực các giếng khoan DH3, 
DH6, DH7 được vận chuyển một khoảng khá gần so với 
nguồn cung cấp vật liệu ban đầu (cát kết hạt thô), và có 
thể được lắng đọng nhanh trong môi trường có dòng 
năng lượng cao. Tuy nhiên, tại khu vực các giếng khoan 
DH1, DH2, thành phần cát kết hạt rất mịn xen kẹp bột kết, 
sét kết cho phép dự đoán trầm tích được vận chuyển khá 
xa nguồn cung cấp vật liệu ban đầu và lắng đọng trong 
môi trường có năng lượng thấp.
4.3. Đặc trưng địa hóa 
Khu vực sườn Tây Nam, thành phần đá mẹ chủ yếu 
là sét kết màu xám nâu sáng đến đen nâu và đôi khi gặp 
vài tập than mỏng. Trong đó, thành phần sét kết giàu vật 
chất hữu cơ với giá trị TOC từ 0,92 - 2,67% khối lượng và 
thể hiện tiềm năng sinh hydrocarbon tốt đến rất tốt S2 từ 
3,23 - 7,21 kg/T (Hình 13). Đối với thành phần than hàm 
lượng vật chất hữu cơ và tiềm năng sinh cực tốt lần lượt 
TOC > 5% khối lượng, S2 > 10 kg/T. Kết quả xác định các 
chỉ số HI (107 - 381 mgHC/gTOC) cho thấy hỗn hợp kero-
gen loại II, III chiếm ưu thế với tiềm năng sinh dầu và khí 
(Hình 14). Bên cạnh đó, thành phần vật chất hữu cơ vô 
định hình (amorphous) phát quang chiếm tỷ lệ rất cao 62 
- 80%, mảnh vitrinite hiện diện với hàm lượng nhỏ 3 - 16% 
và một lượng rất nhỏ các thành phần khác như alginite (3 
- 4%), cutinite (dạng vết). Điều này cho thấy sự hiện diện 
chủ yếu của kerogen loại II/III trong mẫu. Vật liệu hữu cơ 
đạt ngưỡng trưởng thành đến cửa sổ tạo dầu (% Ro = 0,62 
- 0,72%, Tmax = 429 - 441 
oC) (Hình 17).
Ở khu vực dải nâng Đại Hùng, thành phần đá mẹ chủ 
yếu là sét kết và sét bột kết màu xám sáng đến xám nâu và 
ít vụn than. Tổng hàm lượng vật chất hữu cơ của khu vực 
này thấp hơn so với khu vực sườn Tây Nam với TOC từ 0,44 
- 0,75% khối lượng và thể hiện tiềm năng sinh kém (S2 = 
0,48 - 1,1 kg/T) tại DH3. Một số ít mẫu chứa than tương tự 
như khu vực trũng sườn Tây Nam, với hàm lượng vật chất 
hữu cơ cực tốt (TOC > 5% khối lượng) và tiềm năng sinh 
hydrocarbon cực tốt (S2 > 10 kg/T) (Hình 14). Thành phần 
kerogen loại III chiếm ưu thế cho tiềm năng sinh khí (HI = 
109 - 238 mgHC/gTOC). Vật chất hữu cơ đạt ngưỡng chớm 
trưởng thành đến trưởng thành nhiệt (% Ro = 0,5 - 0,58%, 
Tmax = 430 - 440 
oC) (Hình 17). 
Nguồn gốc vật chất hữu cơ và môi trường trầm tích 
của các mẫu than trong trầm tích Oligocene ở khu vực 
Hình 12. Biểu đồ phần trăm của lỗ rỗng nguyên sinh bị ảnh hưởng bởi sự xi măng hóa 
và nén ép [5]
Hình 13. (a) Biểu đồ tần suất thể hiện giá trị TOC của các mẫu vụn trầm tích Oligocene, (b) Biểu đồ tần suất thể hiện giá trị S2 của các mẫu vụn trầm tích Oligocene khu vực nghiên cứu [15]
Nghèo
(<0,5%KI)
Nghèo 
(<2kg/T)
Tốt
(3-5kg/T)
Rất tốt 
(5-10kg/T)
Cực tốt 
(10kg/T)
Trung bình
(2-3kg/T)
100
80
60
40
20
0
Trung bình 
(0,5-1% KI)
Tốt 
(1-3%KI)
Rất tốt
(3-5%KI)
Cực tốt
(>5%KI)
Mẫu vụn DH 1 Mẫu vụn DH2 Mẫu vụn DH3 Mẫu vụn DH4
TOC (% Kl)
Mẫu vụn DH1 Mẫu vụn DH2 Mẫu vụn DH3 Mẫu vụn DH4
S2 (kg/T)
Nghèo
(<0,5%KI)
Nghèo 
(<2kg/T)
Tốt
(3-5kg/T)
Rất tốt 
(5-10kg/T)
Cực tốt 
(10kg/T)
Trung bình
(2-3kg/T)
100
80
60
40
20
0
Trung bình 
(0,5-1% KI)
Tốt 
(1-3%KI)
Rất tốt
(3-5%KI)
Cực tốt
(>5%KI)
Mẫu vụn DH 1 Mẫu vụn DH2 Mẫu vụn DH3 Mẫu vụn DH4
TOC (% Kl)
Mẫu vụn DH1 Mẫu vụn DH2 Mẫu vụn DH3 Mẫu vụn DH4
S2 (kg/T)
10 20 30 400
0
10
20
30
40 0
50
100
100500
DH1
DH2
DH5
DH4
DH7
DH8
0
10
20
30
Độ
 rỗ
ng
 ng
uy
ên
 si
nh
 bị
 ph
á h
ủy
 bở
i s
ự 
né
n é
p v
à h
òa
 ta
n l
ỗ r
ỗn
g g
iữa
 hạ
t (
%
)
Độ rỗng nguyên sinh bị phá hủy bởi xi măng (%)
Độ
 rỗ
ng
 gi
ữa
 hạ
t (
%
)
Xi măng (%)
(a) (b)
12 DẦU KHÍ - SỐ 2/2021 
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
Hình 15. Sắc ký khối phổ phân đoạn hydrocarbon no của mẫu chiết từ than (m/z 191,2) trong giếng khoan DH2 tại 4.425 m
Hình 14. (a) Biểu đồ chỉ số hydrogen/Tmax phân loại kerogen của các mẫu vụn trầm tích Oligocene, (b) Biểu đồ tổng hàm lượng carbon hữu cơ và tiềm năng sinh hydrocarbon trong trầm 
tích Oligocene khu vực nghiên cứu [15]
40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90 95 100 105
0
20000
40000
60000
80000
100000
120000
140000
160000
180000
200000
220000
240000
260000
Thời gian
Cư
ờn
g đ
ộ m/z 191,2
T1
T2
T3 T5 T6 24
/4
-1
+
24
/4
-2
24
/3
-3
24
/4
Tm
TR
Ts
D2
A
O1
K
D
G
N
O
K1
U
V
α 
β γ 
δ ε ζ
pi
Mẫu vụn DH2
400 420 440 460 480 500 520 540 0,1 1 10 100
Mẫu vụn than DH2 Mẫu vụn DH1
Mẫu vụn DH3 Mẫu vụn DH4
Tổ
ng
 ti
ềm
 nă
ng
 hy
dr
oc
ar
bo
n (
S1
+
S2
)-K
g/
T
Tổng carbon hữu cơ %kl
Mẫu than DH2Mẫu vụn DH1
Mẫu vụn DH4Mẫu vụn DH3
Mẫu vụn DH2
Loại l
Loại ll
Loại lll
900 1000
Trung 
bìnhNghèo Tốt Rất tốt
Rất tốt
Tốt
Trung 
bình
Nghèo
Ga
s P
ron
e
Oil
 Pr
one
100
10
0
0,1
750
600
450
300
150
0
Ch
ỉ s
ố H
yd
ro
ge
n (
m
g/
g)
Mẫu vụn DH2
400 420 440 460 480 500 520 540 0,1 1 10 100
Mẫu vụn than DH2 Mẫu vụn DH1
Mẫu vụn DH3 Mẫu vụn DH4
Tổ
ng
 ti
ềm
 nă
ng
 hy
dr
oc
ar
bo
n (
S1
+
S2
)-K
g/
T
Tổng carbon hữu cơ %kl
Mẫu than DH2Mẫu vụn DH1
Mẫu vụn DH4Mẫu vụn DH3
Mẫu vụn DH2
Loại l
Loại ll
Loại lll
900 1000
Trung 
bìnhNghèo Tốt Rất tốt
Rất tốt
Tốt
Trung 
bình
Nghèo
Ga
s P
ron
e
Oil
 Pr
one
100
10
0
0,1
750
600
450
300
150
0
Ch
ỉ s
ố H
yd
ro
ge
n (
m
g/
g)
(a) (b)
13DẦU KHÍ - SỐ 2/2021 
PETROVIETNAM
sườn Tây Nam được xác định dựa trên 
các kết quả phân tích sắc ký khí (GC) và 
phân tích sắc ký khí ghép khối phổ (GC-
MS). Từ kết quả phân tích GC, dãy alkane 
trên phân đoạn C15+ của các mẫu chất 
chiết than này khá tương tự nhau. Thông 
số pristane/phytane phản ánh mức độ 
oxy hóa khử của môi trường chôn vùi vật 
chất hữu cơ trên cơ sở thành tạo phytane 
từ phytol của chlorophyl ở điều kiện môi 
trường khử oxy. Vì vậy, vật chất hữu cơ 
được chôn vùi trong điều kiện môi trường 
giàu oxy thì tỷ số pristane/phytane đạt 
giá trị cực đại và ngược lại. 
Các mẫu chất chiết than từ khoảng 
độ sâu này có tỷ số pristane/phytane 
khá cao (12,57 - 14,18) thể hiện sự xuất 
hiện của thực vật bậc cao trầm tích trong 
môi trường oxy hóa. Từ kết quả phân tích 
GC-MS (Hình 15), trên phân mảnh m/z = 
191 (triterpane), nồng độ hopane trong 
các mẫu chất chiết cao hơn nhiều so với 
sterane (M4 = 93,74 - 94,18) phản ánh 
môi trường đầm hồ/cửa sông tam giác 
châu. Sự xuất hiện các cấu tử Oleanane 
với hàm lượng cao từ các mẫu chất chiết 
cho thấy sự hiện diện của vật chất hữu Hình 17. Biểu đồ đánh giá mức độ trưởng thành nhiệt của đá mẹ
Hình 16. Sắc ký khối phổ phân đoạn hydrocarbon no của mẫu chiết từ than (m/z 217,2) trong giếng khoan DH2 tại 4.425 m
Thời gian 54 56 58 60 62 64 66 68 70 72 74 76 78 80 82 84 86 88 90 92 94
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500 Cư
ờn
g đ
ộ m/z 217,20
W'W
19
+2
0
23
+2
4
25
30
21
+2
2 T
R
R'
34
35
36
37 38
42
Tmax ( o C) %Ro
Độ sâu IM M O
(m) 400 440 480 0,5 2,0
IM: Chưa trưởng thành 
MM: (*) Chớm trưởng thành 
M: Trưởng thành
Mẫu vụn DH1
Địa tầng
2700
3200
3700
4200
4700
Mẫu vụn DH3
O: Cửa sổ tạo dầu
C: Condensate
D: Khí khô
Mẫu vụn DH4 
Mẫu vụn DH2 
Mẫu than DH2
Ol
igo
ce
ne
 DCOM*IM
14 DẦU KHÍ - SỐ 2/2021 
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
cơ lục địa. Trên phân mảnh m/z = 217 (Hình 16) (ster-
anes), sự nổi trội của C29 streranes (C29>>C27, C28 ster-
ane) (S3 - 3 = 62,42 - 70,7) và sự có mặt của bicadinane 
thể hiện sự ưu thế của vật chất hữu cơ có nguồn gốc thực 
vật bậc cao.
5. Kết luận
Kết quả nghiên cứu cổ sinh - địa tầng các giếng kho-
an trong Lô 05-1(a) khẳng định nóc của trầm tích Oligo-
cene ở bề mặt trầm tích hạt mịn O4000P tương đương bề 
mặt phản xạ địa chấn H170, có dạng phân lớp gần song 
song phủ trực tiếp lên móng trước Cenozoic, bề dày trầm 
tích mỏng dần về phía Bắc của dải nâng Đại Hùng. Môi 
trường lắng đọng chủ yếu từ đồng bằng sông đến đồng 
bằng ven biển và trải ra đến biển nông thềm trong. Thành 
phần thạch học chủ yếu là cát kết hạt mịn đến thô và có 
xu hướng thô dần về phía dải nâng Đại Hùng, lỗ rỗng 
quan sát được từ 2 - 6,5%, bị ảnh hưởng bởi quá trình nén 
ép 10 - 80% và xi măng hóa bởi các khoáng vật thứ sinh 
10 - 70%.
Ở khu vực sườn phía Nam thành phần thạch học chủ 
yếu là cát kết hạt rất mịn đến mịn xen kẹp với các lớp sét 
kết và bột kết. Trầm tích được lắng đọng xa nguồn cung 
cấp vật liệu với mức năng lượng thấp, lỗ rỗng quan sát 
được kém. Đá mẹ trong khu vực này chủ yếu là sét kết và 
bùn sét, một số nơi có xen kẹp những lớp than và sét than. 
Đá mẹ giàu vật chất hữu cơ đạt ngưỡng trưởng thành đến 
cửa sổ tạo dầu, tương ứng với kerogen loại II/III cho tiềm 
năng dầu và khí. 
Ở khu vực dãy nâng Đại Hùng, thành phần thạch học 
là cát kết hạt thô đến rất thô, trầm tích được lắng đọng 
gần nguồn cung cấp vật liệu với mức năng lượng cao, lỗ 
rỗng quan sát được trung bình. Đá mẹ nghèo vật chất hữu 
cơ hơn sườn phía Nam, đạt ngưỡng trưởng thành sớm, 
thu được kerogen loại III tiềm năng sinh khí.
Khoảng trầm tích từ mặt phản xạ H150-H170 có đặc 
điểm thạch học và địa hóa gần tương đồng với khoảng 
trầm tích từ H170-H200 (Oligocene). Về đặc điểm sinh địa 
tầng, phần trên của khoảng trầm tích này có sự hiện diện 
của hóa thạch định tầng Miocene tuy nhiên phần dưới 
chưa khẳng định hóa thạch định tầng Oligocene ở nghiên 
cứu này. Vì vậy, khoảng trầm tích từ H150-H170 sẽ tiếp tục 
được mở rộng nghiên cứu để xác định ranh giới Miocene 
- Oligocene khi có kết quả các giếng khoan mới và minh 
giải tài liệu địa chất - địa chấn chi tiết hơn. 
Tài liệu tham khảo
[1] Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, Địa chất và Tài nguyên 
Dầu khí Việt Nam. Nhà xuất bản Khoa học và Kỹ thuật, 
2017.
[2] Charles S. Hutchison, “Marginal basin evolution”, 
Marine and Petroleum Geology, Vol. 21, No. 9, pp. 1129 - 
1148, 2004. DOI: 10.1016/j.marpetgeo.2004.07.002.
[3] Viện Dầu khí Việt Nam, “Báo cáo sinh địa tầng, 
thạch học trầm tích, địa hóa các giếng khoan thuộc Lô 05-
1(a): ThN-1X (2015), DHN-1X (2015), DH-3X (1993), DH-4X 
(1994), DH-5X (1994), DH-8X (1995), DH-1P (1994), DH-3P 
(1994) bể Nam Côn Sơn”.
[4] J.H. Germeraad, C.A. Hopping, and J. Muller, 
“Palynology of tertiary sediments from tropical areas”, 
Review of Palaeobotany and Palynology, Vol. 6, No. 3 - 4, pp. 
189 - 348, 1968. DOI: 10.1016/0034-6667(68)90051-1.
[5] D.W. Houseknecht, “Assessing the relative 
importance of compaction processes and cementation to 
reduction of porosity in sandstones”, American Association 
of Petroleum Geologist Bulletin, Vol. 71, No. 6, pp. 633 - 642, 
1987.
[6] F.J. Pettijohn, Sedimentary rocks. Longman Higher 
Education, 1975.
[7] L. Van der Plas and A.C. Tobi, “A chart for judging 
the reliability of point counting results”, American Journal 
of Science, Vol. 263, No. 1, pp. 87 - 90, 1965. DOI: 10.2475/
ajs.263.1.87.
[8] M. Solomon and R. Green, “A chart for designing 
modal analysis by point counting”, Geologische Rundschau, 
Vol. 55, No. 3, pp. 844 - 848, 1966. DOI: 10.1007/BF02029658.
[9] R.L. Folk, Petrology of sedimentary rocks. Hemphill 
Publishing Company, Texas, 1980.
[10] Robert Louis Folk and William C. Ward, “Brazos 
River bar: A study in the significance of grain-size 
parameters”, Journal of Sedimentary Petrology, Vol. 27, 
No.1, p. 3 - 26, 1957. DOI: 10.1306/74D70646-2B21-11D7-
8648000102C1865D. 
[11] K.E. Peters, C.C. Walters, and J.M. Moldowan, The 
biomarker guide: Volume 1 -Biomarkers and isotopes in the 
environment and human history. Cambridge University 
Press, UK, 2007.
[12] Vietnam Petroleum Institute, “Review of VPI/
Vietsovpetro biostratigraphic report on Dai Hung 1, 2 and 3”, 
1993.
15DẦU KHÍ - SỐ 2/2021 
PETROVIETNAM
[13] K.E. Peters, C.C. Walters, and J.M. Moldowan, 
The biomarker guide: Volume 2 - Biomarkers and isotopes in 
petroleum systems and earth history. Cambridge University 
Press, UK, 2005.
[14] Vietnam Petroleum Institute, “Vietnam reservoirs 
& seals: Cuu Long, Nam Con Son & Malay - Tho Chu basins”, 
2009.
[15] Vietnam Petroleum Institute, “Provision of 
geology (Oligocene and structure-tectonic model) Dai Hung 
field, Block 05-1(a), offshore Vietnam”, 2020.
Summary
The paper presents the development of Oligocene sediments together with biostratigraphic, petrographic and geochemical characteristics 
to facilitate petroleum system modelling in Block 05-1(a). The biostratigraphic study results show the existence of Oligocene sediments, 
which are distributed from the southern flank to the northern uplifts of Dai Hung field and were deposited in the environmental conditions 
from coastal plain to shallow marine. The lithological composition is mainly fine-grained to coarse sandstone and tends to coarse towards Dai 
Hung uplift. The visible pore is 2.0 - 6.5% and affected by the compression process from 10 - 80% and cemented by secondary minerals from 
10 - 70%. The source rock in the southern flank is rich in organic matter, reaching thermal maturity to the oil-window and having potential for 
mixed oil-gas while Dai Hung uplift is prone to gas potential. This also shows that the characteristics of source rock in Block 05-1(a) are local 
and do not represent the source rocks of the region. 
Key words: Oligocene sediment, porosity, source rock, organic matter, kerogen, Nam Con Son basin.
CHARACTERISTICS OF OLIGOCENE SEDIMENTS IN BLOCK 05-1(a), 
NAM CON SON BASIN
Mai Hoang Dam1, Bui Thi Ngoc Phuong1, Truong Tuan Anh2, Nguyen Thi Thanh Nga1, Tran Duc Ninh2 
Vu Thi Tuyen1, Cao Quoc Hiep2, Nguyen Van Su1, Nguyen Thi Tham1, Phan Van Thang1
1Vietnam Petroleum Institute 
2Petrovietnam Domestic Exploration Production Operating Co. Ltd.
Email: dammh@vpi.pvn.vn