Đặc trưng vật lý, thạch học của đá chứa Pliocene khu vực trung tâm bể sông Hồng

21DẦU KHÍ - SỐ 8/2019 
PETROVIETNAM
Pliocene. Năm 2009 cũng đối tượng chứa này, tại cấu tạo 
Y, giếng khoan 113-B-2X cho dòng khí 291 nghìn m3/ngày. 
Một loạt các giếng khoan khác tại cấu tạo T Lô 111/04, X Lô 
Ngày nhận bài: 29/7/2019. Ngày phản biện đánh giá và sửa chữa: 01 - 06/8/2019. 
Ngày bài báo được duyệt đăng: 12/8/2019.
ĐẶC TRƯNG VẬT LÝ, THẠCH HỌC CỦA ĐÁ CHỨA PLIOCENE 
KHU VỰC TRUNG TÂM BỂ SÔNG HỒNG
Hình 1. Vị trí khu vực nghiên cứu trên bản đồ phân vùng cấu trúc bể Sông Hồng 
(Bản đồ phân vùng cấu trúc, Nguyễn Thị Dậu, 2012)
TẠP CHÍ DẦU KHÍ
Số 8 - 2019, trang 21 - 28
ISSN-0866-854X
Trần Thị Thanh Thúy1, Nguyễn Tiến Thịnh1, Nguyễn Thanh Tùng1, Đỗ Quang Đối2, Nguyễn Hoàng Anh1, Nguyễn Thị Thanh Thủy1
1Viện Dầu khí Việt Nam
2Hội Dầu khí Việt Nam
Email: thuyttt@vpi.pvn.vn
Tóm tắt
Bài báo giới thiệu kết quả phân tích mẫu thạch học, mẫu lõi, FMI và minh giải tài liệu địa vật lý giếng khoan để làm rõ đặc trưng của 
đá chứa Pliocene ở khu vực trung tâm bể Sông Hồng. Đó là các lớp cát kết mỏng, mịn nằm xen kẹp các lớp bột/sét kết mỏng bở rời được 
hình thành trong môi trường từ thềm ngoài đến biển sâu với độ hạt từ mịn đến rất mịn, độ chọn lọc từ tốt đến rất tốt, hình dạng hạt bán 
góc cạnh đến bán tròn cạnh. Đá chứa Pliocene ở khu vực này được đánh giá từ khá đến rất tốt, chủ yếu là các độ rỗng nguyên sinh có độ 
liên thông khá đến tốt dù đôi chỗ bị lấp nhét bởi các khoáng vật tại sinh, phân lớp mỏng, độ gắn kết yếu, với độ rỗng hiệu dụng trung bình 
trong khoảng 20 - 30%, độ thấm từ 2 - 1.000mD.
Từ khóa: Pliocene, đá chứa, cát kết, địa vật lý giếng khoan, thạch học, bể Sông Hồng.
1. Giới thiệu
Bể Sông Hồng là bể trầm tích Đệ Tam nằm trong 
khoảng 106º9’44” - 110º0’18” kinh độ Đông, 14o0’ - 
21o30’ vĩ độ Bắc. Phía Bắc bể độ sâu nước biển thay đổi 
trong khoảng 20 - 40m. Địa hình đáy biển thoải dần về 
phía Đông Nam và đạt chiều sâu lớn nhất tại khu vực 
giáp bể Phú Khánh và trũng Đông Bắc Tri Tôn. Vùng 
trung tâm độ sâu nước biển thay đổi trong khoảng 20 
- 90m với chiều dày trầm tích ước tính đạt trên 16km. 
Vùng phía Nam (từ Lô 114 - 121), mực nước thay đổi từ 
30 - 800m có chỗ trên 1.000m và phần phía Đông là đới 
phân dị Hoàng Sa [1, 2].
Khu vực nghiên cứu gồm Lô 111/04 và Lô 111 & 
113 thuộc trung tâm bể trầm tích Sông Hồng (Hình 1) 
[1, 3]. Đặc điểm chính của khu vực này là các tầng trầm 
tích nghiêng thoải dần và dày lên về phía trung tâm 
trũng (nơi dày nhất dự báo trên 16km). Các cấu tạo 
thay đổi từ loại bao phủ kế thừa trên móng, hoặc các 
khối đứt gãy ở phía Tây đến loại cấu trúc liên quan đến 
diapir sét ở phụ trũng trung tâm.
Năm 2007, tại Lô 113 Liên doanh Vietgazprom đã 
tiến hành khoan thăm dò giếng khoan 113-A-1X tại 
cấu tạo X cho dòng khí 388 nghìn m3/ngày ở đối tượng 
22 DẦU KHÍ - SỐ 8/2019 
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
111&113, Y và Z Lô 113 cũng cho dòng 
khí nhỏ hơn và các biểu hiện tương tự 
tại đối tượng chứa này, với tổng chiều 
dày các vỉa chứa dao động từ 26m ở 
giếng khoan 111-A-2X đến 57m ở giếng 
khoan 113-A-5X và mỏng hơn ở các 
giếng khoan 113-A-1X, 113-A-3X (Hình 
2) [4, 5]. 
2. Đặc trưng vật lý, thạch học của đá 
chứa Pliocene trong khu vực nghiên 
cứu
2.1. Kết quả phân tích mẫu
Đá chứa cát kết Pliocene gồm nhiều 
loại: Arkose, subarkose, lithic arkose và 
felspathic. Thành phần khung đá biến 
đổi trong dải rộng, hàm lượng thạch 
anh cao chiếm 57 - 83%, feldspar chiếm 
12 - 27% và tỷ lệ mảnh đá từ vài % đến 
trên 20% (Hình 3a và b). Đặc điểm đáng 
chú ý là phần lớn các mẫu đá cát kết 
phân tích đều chứa matrix sét với tỷ 
lệ cao đến rất cao, dao động từ 10% 
đến trên 20% (Hình 3c). Sét trong đá 
chứa Pliocene có thành phần illite rất 
cao (> 50%), làm giảm độ thấm của đá 
chứa, kaolinite chiếm khoảng 30% có 
thể làm giảm độ rỗng của đá chứa, các 
khoáng vật sét còn lại như chlorite hoặc 
smectite chiếm tỷ lệ nhỏ nên không 
ảnh hưởng nhiều đến tính chất thấm 
chứa của đá (Hình 4). 
Đá chứa cát kết có độ hạt từ mịn 
đến rất mịn, độ chọn lọc từ tốt đến rất 
tốt, hình dạng hạt bán góc cạnh đến 
bán tròn cạnh, đôi chỗ bán tròn cạnh 
đến tròn cạnh. Do đá đang ở giai đoạn 
đầu của quá trình biến đổi thứ sinh nên 
mức độ gắn kết từ yếu đến trung bình 
(tiếp xúc hạt dạng điểm, đường) giúp 
độ rỗng của đá được bảo toàn. Đá có độ 
rỗng nhìn thấy từ trung bình đến cao 
(4,8 - 19%) và phần lớn là các lỗ rỗng 
nguyên sinh; có độ liên thông khá đến 
tốt dù đôi chỗ bị lấp nhét bởi khoáng 
vật tại sinh; hạt vụn chưa bị tiếp xúc, 
nén ép (Hình 5 - 7). 
Xi măng carbonate tại khu vực Hình 4. Phân loại xi măng (a) và thành phần khoáng vật sét của đá chứa cát kết Pliocene (b)
Hình 2. Các tầng chứa Pliocene trong khu vực nghiên cứu
Hình 3. Thành phần (a) và phân loại đá chứa cát kết Pliocene (b) thành phần hạt mịn < 15%, 
(c) thành phần hạt mịn > 15%) (theo L.B.Folk, 1974)
0% 50% 100%
Kaolinite
Chlorite
Illite
 Illite-Smectite
Smectite
111-A-4X
113-C-1X
113-B-2X
113-A-1X
113-A-3X
Kaolinite
30%
Chlorite
11%
Illite
53%
Illite-
Smectite
4%
Smectite
2%
b.
a.
Quartz
Carbonate Clay3:1 1:31:1
111-A-4X
113-B-1X
111-B-2X
111-A-1X
111-A-3X
DST#4:
Q_khí: 76.600m3/ngày 
Q_nước: 173m3/ngày
Nóc tầng chứa Pliocene 
DST#5:
Q_khí: 600m3/ngày 
Q_nước: 194,7m3/ngày
Đáy tầng chứa Pliocene
23DẦU KHÍ - SỐ 8/2019 
PETROVIETNAM
nghiên cứu xuất hiện không đồng nhất, mang 
tính chất địa phương với hàm lượng dao động từ 
không xuất hiện tới 17,6% tổng thành phần đá. 
Sự có mặt của xi măng carbonate lấp nhét vào lỗ 
rỗng đã làm giảm tính chất thấm chứa của đá.
Ngoài các tập cát sạch, đá chứa Pliocene 
trong khu vực nghiên cứu gồm cả cát/bột kết 
phân lớp mỏng xen kẹp bột/sét kết bở rời, đây 
là đối tượng chứa dầu khí đã được khẳng định 
tiềm năng tại khu vực trũng trung tâm bể Sông 
Hồng. Đá chứa cát/bột/sét kết phân lớp mỏng có 
hàm lượng matrix từ dưới 10% đến 30% (Hình 8), 
có độ mài tròn và chọn lọc tốt. Đá cát kết có độ 
hạt mịn, bột kết có độ hạt thô, độ gắn kết yếu (bở 
rời), các hạt không tiếp xúc nhau hoặc tiếp xúc 
dạng điểm (Hình 9a) giúp gia tăng độ rỗng của đá 
mặc dù các lớp bột/sét kết mỏng xen kẹp là một 
trong các nguyên nhân làm giảm độ thấm của đá 
chứa (Hình 9b, 10a và b). Đây chính là điểm đặc 
trưng của đá chứa Pliocene khu vực trung tâm bể 
Sông Hồng. Tuy nhiên, đôi chỗ khoáng vật tại sinh 
chiếm hàm lượng đáng kể đã lấp nhét hoàn toàn 
hoặc một phần vào lỗ rỗng giữa hạt làm giảm sự 
liên thông của lỗ rỗng và ảnh hưởng đến độ thấm 
của đá (Hình 11).
Bên cạnh đó, các quá trình biến đổi thứ sinh 
cũng ảnh hưởng đến tính chất đá chứa Pliocene, 
trong đó gồm cả các quá trình làm giảm và làm 
tăng tính thấm chứa. Mức độ ảnh hưởng của các 
quá trình biến đổi thứ sinh trong đối tượng đá 
chứa Pliocene được thể hiện ở Hình 13. Theo đó 
các quá trình làm tăng và giảm chất lượng chứa 
kéo dài từ giai đoạn biến đổi sớm đến muộn của 
quá trình thành đá. Các quá trình làm giảm độ 
Hình 5. Giếng khoan 113-A-3X: Đá cát kết hạt mịn, sự có mặt của glauconite (G) khá phổ biến, hàm 
lượng xi măng/sét rất thấp (3%), độ rỗng nhìn thấy cao (19%)
Hình 6. Giếng khoan 113-C-1X: Đá cát kết hạt rất mịn, độ chọn lọc tốt, độ mài tròn 
trung bình, hình dạng bán góc cạnh đến bán tròn cạnh, độ gắn kết yếu, hạt vụn chưa bị tiếp xúc, 
nén ép, độ rỗng nhìn thấy cao (10,6%).
Hình 7. Giếng khoan 113-A-3X: Cát kết thạch anh (Q), hạt rất mịn, độ gắn kết yếu, độ chọn lọc khá tốt, độ rỗng nhìn thấy cao (17,2%), kênh thông nối bị giảm bởi các khoáng vật tại sinh.
24 DẦU KHÍ - SỐ 8/2019 
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
Hình 9. Giếng khoan 111-B-2X: Đá bột kết hạt thô có độ chọn lọc tốt, gắn kết yếu, độ rỗng nhìn thấy cao (18%) (a), phân lớp mỏng nằm xen kẹp giữa các lớp sét (b).
Hình 8. Thành phần thạch học của đá bột kết Pliocene
 (a) (b)
25DẦU KHÍ - SỐ 8/2019 
PETROVIETNAM
Kaolinite
26%
Chlorite
11%
Illite
59%
Illite -
Smectite
4%
Smectite
0%
Kaolinite Chlorite Illite Illite-Smectite Smectite
Hình 10. Đặc trưng phân lớp mỏng của đá cát/bột kết qua tài liệu mẫu thạch học (a) và tài liệu FMI (b)
Hình 11. Giếng khoan 113-B-1X: Đá sét kết thành phần khá đồng nhất gồm chủ yếu là các khoáng vật sét, calcite và dolomite vi hạt, hóa đá (F) bảo tồn kém do các buồng 
và thành hóa đá bị calcite lấp đầy, đá không có độ rỗng
(a)
(a)
(b)
(b)
Hình 12. Ảnh hưởng của quá trình biến đổi thứ sinh lên chất lượng đá chứa Pliocene
Các hiện tượng 
biến đổi chính
Giai đoạn biến đổi
Katagenes sớm Katagenes muộn
Ảnh hưởng 
tới độ rỗng
Giảm độ rỗng 
nguyên sinh
Tăng độ rỗng 
thứ sinh
Sét matrix lấp đầy
Nén kết
Thành tạo khoáng vật tại sinh chính
- Pyrite
- Xi măng carbonate
- Illite và các khoáng vật sét khác
- Thạch anh
Hòa tan khoáng vật kém bền vững
26 DẦU KHÍ - SỐ 8/2019 
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
rỗng gồm có các quá trình nén ép, quá trình thành tạo 
khoáng vật thứ sinh như pyrite, calcite, siderite, illite và các 
khoáng vật sét khác trong khi các yếu tố làm tăng độ 
rỗng là quá trình hòa tan các khoáng vật kém bền vững. 
Tuy nhiên, do trầm tích Pliocene được thành tạo ở khu vực 
nông với nhiệt độ và áp suất thấp nên đá chưa bị biến đổi 
mạnh và chịu ảnh hưởng nhiều từ các quá trình trên, vì 
vậy tính chất thấm chứa của đá vẫn được bảo tồn khá tốt.
2.2. Kết quả phân tích địa vật lý giếng khoan
Kết hợp với các kết quả phân tích mẫu thạch học, đặc 
trưng vật lý của đá chứa Pliocene còn được đánh giá thông 
qua tài liệu Masterlog, kết quả phân tích chỉ số rỗng - thấm 
từ tài liệu mẫu lõi và các thông số xác định được từ tài 
liệu địa vật lý giếng khoan. Thành phần thạch học khu vực 
trung tâm bể Sông Hồng chủ yếu là bột/sét kết bão hòa 
khí xen kẹp các lớp cát kết mỏng, do đó đối tượng chứa sẽ 
là cát kết và bột/sét kết bở rời. Hình 13 cho thấy rất rõ đặc 
trưng loại đá chứa này qua tài liệu Masterlog và tài liệu 
thạch học với dòng khí chính trong các khoảng thử vỉa 
DST là từ các lớp cát/bột/sét bở rời của thành hệ Pliocene. 
Các kết quả phân tích mẫu lõi cũng cho thấy cát/bột/
sét kết xen kẹp là một loại đá chứa tốt ở khu vực trung 
tâm bể Sông Hồng. Kết quả phân tích đặc tính vật lý 
Hình 13. Đặc trưng đá chứa cát/bột/sét bở rời Pliocene theo tài liệu mẫu thạch học và Masterlog ở giếng khoan 113-A-3X
Hình 14. Quan hệ giữa độ rỗng và độ thấm của đá chứa cát kết (a) và bột/sét kết (b) Pliocene
0,01
0,1
1
10
100
1000
10000
5 15 25 35
Đ
ộ 
th
ấm
 (m
D
)
Độ rỗng (%)
Quan hệ giữa độ rỗng và độ thấm của đá
sét/bột kết Pliocene
111-BV-1X
111-BV-2X
113-BV-3X
111-BV-4X
113-BV-5X
113-BD-2X
1-A-1X
1-A-2X
13-A-3X
1-A-4X
13-A-5X
13-B-2X
0,01
0,1
1
10
100
1000
10000
5 15 25 35 45
Đ
ộ 
th
ấm
 (m
D
)
Độ rỗng (%)
Quan hệ giữa độ rỗng và độ thấm của đá cát 
kết Pliocene
111-BV-1X
111-BV-2X
113-BV-3X
111-BV-4X
113-BV-5X
113-BD-2X
1-A-1X
1-A-2X
13-A-3X
1-A-4X
13-A-5X
13-B-2X
0,01
0,1
1
10
100
1000
10000
5 15 25 35
Đ
ộ 
th
ấm
 (m
D
)
Độ rỗng (%)
Quan hệ giữa độ rỗng và độ thấm của đá
sét/bột kết Pliocene
111-BV-1X
111-BV-2X
113-BV-3X
111-BV-4X
113-BV-5X
113-BD-2X
1-A-1X
1-A-2X
13-A-3X
1-A-4X
13-A-5X
13-B-2X
0,01
0,1
1
10
100
1000
10000
5 15 25 35 45
Đ
ộ 
th
ấm
 (m
D
)
Độ rỗng (%)
Quan hệ giữa độ rỗng và độ thấm của đá cát 
kết Pliocene
111-BV-1X
111-BV-2X
113-BV-3X
111-BV-4X
113-BV-5X
113-BD-2X
1-A-1X
1-A-2X
13-A-3X
1-A-4X
13-A-5X
13-B-2X
DST#3: 18.900m3/ngày 
(95%methane), ít condensate, 
1,18m3 nước/ngày
DST#2: 104.500m3khí/ngày 
(94%methane), 7,32m3/ngày 
condensate, 0,81m3 nước/ngày
Trong khoảng thử DST thành phần 
thạch hoặc chủ yếu là bột và sét
Chủ yếu là bột và sét
Master logKết quả phân tích thạch học
(a) (b)
27DẦU KHÍ - SỐ 8/2019 
PETROVIETNAM
rỗng - thấm cho thấy, đá chứa cát kết Pliocene có độ rỗng 
biến đổi từ tốt đến rất tốt (khoảng 20 - 35%), độ thấm từ 
trung bình đến rất tốt với giá trị dao động từ 2mD đến 
gần 1.000mD (Hình 14a); đối với đá chứa bột/sét bở rời 
Pliocene - đối tượng chưa từng bắt gặp ở các bể trầm tích 
chứa dầu khí khác ở Việt Nam, độ rỗng và độ thấm biến 
đổi từ khá đến tốt với giá trị độ rỗng trung bình dao động 
từ 13 - 27% và độ thấm từ 0,2 - 100mD (Hình 14b). Hình 
14b cho thấy tính chất phức tạp của loại đá chứa bột/
sét bở rời này khi độ rỗng và độ thấm phân bố xâm tán, 
không theo quy luật như đá cát kết, nhưng lại là đối tượng 
chứa rất tiềm năng của khu vực nghiên cứu. Kết hợp với 
kết quả phân tích địa vật lý giếng khoan (Hình 15 và Bảng 
1) cho thấy khả năng chứa của cát/bột kết Pliocene biến 
đổi từ khá đến rất tốt với giá trị độ rỗng trung bình đạt 
từ 12 - 28%, tỷ lệ đá chứa trên tổng chiều dày hệ tầng 
(NTG) trung bình đạt 38%. Kết quả thử vỉa cho đối tượng 
đá chứa Pliocene đã đem lại những tín hiệu lạc quan ban 
đầu cho khu vực nghiên cứu khi lưu lượng khí của một số 
giếng khoan tại khu vực trung tâm như 113-A-4X, 111-A-
1X đạt từ 220.000 m3/ngày (không ra nước) đến 388.000 
m3/ngày [4]. Đây chính là kết quả quan trọng để đối sánh 
với kết quả tính độ bão hòa nước (Sw) từ tài liệu địa vật 
lý giếng khoan khi đường cong điện trở bị ảnh hưởng 
bởi tính chất phức tạp của đá chứa Pliocene (cát/bột/sét 
phân lớp mỏng xen kẹp). 
3. Kết luận
Thông qua tài liệu phân tích mẫu thạch học, mẫu lõi, 
FMI cũng như kết quả minh giải tài liệu địa vật lý giếng 
khoan, có thể rút ra một số kết luận sau:
- Đá chứa Pliocene ở khu vực trung tâm bể Sông 
Hồng gồm 2 loại chính: (i) Cát kết với rất nhiều thành phần 
khác nhau (arkose, subarkose, lithic arkose và felspathic); 
(ii) Các vỉa cát/bột kết bở rời rất mỏng nằm xen kẹp với các 
vỉa sét kết. 
- Đá chứa Pliocene ở khu vực này được đánh giá từ 
Giếng 
khoan Hệ tầng 
Tổng chiều dày 
hệ tầng (m) 
Tầng chứa Tầng sản phẩm 
Net (m) NTG (v/v) Av Phie (v/v) Net (m) NTG (v/v) Av Phie (v/v) Av Sw (v/v) 
111-T-1X Pliocene 1.441 114,9 0,08 0,18 20,0 0,01 0,12 0,68 
113-A-1X Pliocene 1.318 212,8 0,16 0,26 29,3 0,02 0,28 0,52 
111-A-2X Pliocene 385 220 0,57 0,22 19,6 0,05 0,22 0,55 
113-A-3X Pliocene 458 212 0,46 0,25 54,0 0,11 0,25 0,51 
111-A4X Pliocene 484 176 0,36 0,19 20,0 0,04 0,19 0,51 
113-A-5X Pliocene 332 166 0,50 0,26 - - - - 
113-B-2X Pliocene 501 139,6 0,28 0,17 60,9 0,12 0,17 0,68 
Bảng 1. Các thông số phân tích từ tài liệu địa vật lý giếng khoan của đá chứa Pliocene
 Hình 15. Kết quả phân tích địa vật lý giếng khoan đá chứa Pliocene, giếng khoan 113-A-3X
DS1#3:
Khí: 18.900m3 khí/ngày 
(95% methane)
Condensate: Dòng nhỏ
Nước: 1,18m3 nước/ngày
PHIEtb: 20%
Swtb: 52%
DST#2:
Khí: 104.500m3 khí/ngày 
(94% methane),
Condensate: 7,32m3/ngày
Nước: 0,81m3/ngày
PHIEtb: 26%
Swtb: 54%
28 DẦU KHÍ - SỐ 8/2019 
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
khá đến rất tốt với độ hạt từ mịn đến rất mịn, độ chọn lọc 
từ tốt đến rất tốt, hình dạng hạt bán góc cạnh đến bán 
tròn cạnh, chủ yếu là các độ rỗng nguyên sinh có độ liên 
thông khá đến tốt dù đôi chỗ bị lấp nhét bởi các khoáng 
vật tại sinh, phân lớp mỏng, độ gắn kết yếu, được hình 
thành trong môi trường thềm ngoài đến biển sâu với độ 
rỗng hiệu dụng trung bình trong khoảng 20 - 30%, độ 
thấm từ 2 - 1.000mD.
- Kết quả thử vỉa thành công ở một số giếng khoan 
cho thấy đá chứa Pliocene là đối tượng rất tiềm năng 
ở khu vực trung tâm bể Sông Hồng, vì vậy cần có định 
hướng nghiên cứu chi tiết hơn trong tìm kiếm, thăm dò và 
khai thác cho đối tượng này.
Tài liệu tham khảo
1. Nguyễn Thị Dậu và nnk. Đánh giá tiềm năng dầu 
khí bể Sông Hồng. Dự án “Đánh giá tiềm năng dầu khí trên 
vùng biển và thềm lục địa Việt Nam”. Viện Dầu khí Việt 
Nam 2014.
2. Trịnh Xuân Cường và nnk. Tổng kết và đánh giá 
công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí ở Việt Nam giai đoạn 
2000 - 2009, nghiên cứu đề xuất phương hướng tìm kiếm 
thăm dò đến 2020. Viện Dầu khí Việt Nam. 2012.
3. Nguyễn Thanh Tùng và nnk. Tổng kết, đánh giá 
công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí ở Việt Nam giai đoạn 
2011 - 2015 và phương hướng tìm kiếm thăm dò tiếp theo. 
Viện Dầu khí Việt Nam. 2016.
4. Vietgazprom JOC. Hydrocarbon initial in place and 
reserves assessment report, Bao Vang field, Block 111/04, 112 
& 113 (up to 10/2014). 2015.
5. Nguyễn Trung Hiếu 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 thềm lục địa Việt Nam. Viện Dầu khí Việt 
Nam. 2014.
Summary
This paper presents the results of petrography and core analysis, FMI and log interpretation to define Pliocene reservoir characteristics 
in the centre of Song Hong basin. The reservoirs, which are fine-thin sandstone layers interbedded with unconsolidated siltstone/
claystone deposited in outer-shelf to deep marine, could be defined as fine to very fine grain size, good to very good sorting, sub-angular 
to sub-rounded grain shape. The Pliocene reservoir quality is fair to very good, featured by thin-bedded, weak consolidated, and almost 
primary porosity with good connection, sometimes filled by authigenic minerals. The effective porosity and permeability range from 
20 - 30% and 2 - 1,000mD, respectively. 
Key words: Pliocene, reservoir, sandstone, well log, petrography, Song Hong basin.
PLIOCENE RESERVOIR CHARACTERISTICS IN THE CENTRE 
OF SONG HONG BASIN
Tran Thi Thanh Thuy1, Nguyen Tien Thinh1, Nguyen Thanh Tung1, Do Quang Doi2, Nguyen Hoang Anh1, Nguyen Thi Thanh Thuy1
1Vietnam Petroleum Institute
2Vietnam Petroleum Association
Email: thuyttt@vpi.pvn.vn