Quá trình sinh dầu khí của đá mẹ khu vực phụ đới trũng Đông Bắc và phụ đới trũng trung tâm bể Nam Côn Sơn

THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
14 DẦU KHÍ - SỐ 2/2015 
1. Giới thiệu 
Bể Nam Côn Sơn có diện tích trên 100.000km2, nằm 
trong khoảng từ 6o00’ đến 10o30’ vĩ độ Bắc và 106o00’ 
đến 110o30’ kinh độ Đông. Ranh giới phía Bắc của bể là 
đới nâng Côn Sơn, phía Tây và Nam là đới nâng Khorat 
- Natuna, phía Đông là bể Tư Chính - Vũng Mây và phía 
Đông Bắc là bể Phú Khánh. Độ sâu nước biển trong phạm 
vi của bể thay đổi rất lớn, từ vài chục mét ở phía Tây đến 
hơn 2.000m ở phía Đông.
Trong bài viết này, nhóm tác giả sẽ xây dựng mô hình 
địa hóa đá mẹ cho một tuyến chạy qua khu vực phụ đới 
trũng Đông Bắc và phụ đới trũng Trung tâm của bể Nam 
Côn Sơn; phân tích và dự báo cổ địa hình bề mặt trầm tích 
tại từng thời kỳ địa chất, đặc biệt là vào thời kỳ diễn ra 
quá trình di cư và hình thành các tích tụ dầu/khí góp phần 
phục vụ công tác đánh giá rủi ro các cấu tạo triển vọng ở 
khu vực phụ đới trũng Đông Bắc và phụ đới trũng Trung 
tâm bể Nam Côn Sơn.
Trong nghiên cứu trước, nhóm tác giả đã đánh giá quá 
trình vận động của thành tạo Miocene giữa khu vực phụ 
QUÁ TRÌNH SINH DẦU KHÍ CỦA ĐÁ MẸ KHU VỰC PHỤ ĐỚI TRŨNG 
ĐÔNG BẮC VÀ PHỤ ĐỚI TRŨNG TRUNG TÂM BỂ NAM CÔN SƠN
TS. Nguyễn Thị Dậu1, ThS. Phan Văn Thắng2 
KS. Phan Mỹ Linh2, ThS. Hoàng Nhật Hưng2 
1Hội địa chất Dầu khí Việt Nam 
2Viện Dầu khí Việt Nam
Email: daunt.epc@gmail.com
Tóm tắt
Công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí được tiến hành ở bể Nam Côn Sơn từ rất sớm, đến nay nhiều phát hiện dầu/khí 
đã được phát triển và đưa vào khai thác như: Đại Hùng, Rồng Đôi, Hải Thạch, Mộc Tinh, Lan Tây Bể Nam Côn Sơn đặc 
biệt là khu vực Đông và Đông Bắc bể có lịch sử phát triển địa chất khá phức tạp, ảnh hưởng không nhỏ tới quá trình 
sinh và di cư hydrocarbon của đá mẹ. Trong bài báo này, nhóm tác giả giới thiệu mô hình địa hóa đá mẹ cho 1 tuyến 
cắt qua khu vực phụ đới trũng Đông Bắc và phụ đới trũng Trung tâm của bể Nam Côn Sơn nhằm đánh giá quá trình 
sinh và di thoát hydrocarbon (HC) của đá mẹ. 
Kết quả mô hình địa hóa đá mẹ khu vực nghiên cứu cho thấy: Trầm tích sét Miocene giữa, Miocene dưới và 
Oligocene đạt tiêu chuẩn đá mẹ về độ giàu vật chất hữu cơ. Đá mẹ Oligocene chứa vật chất hữu cơ loại I/III và loại 
III. Đá mẹ Miocene dưới và giữa chứa chủ yếu vật chất hữu cơ loại III và ít loại II. Ở thời điểm hiện tại, độ sâu đạt 
cửa sổ tạo dầu từ 2.500 - 4.700m, khí ẩm và condensate ở 4.700 - 6.200m, đới tạo khí khô nằm dưới độ sâu 6.000 - 
7.200m. Thành phần hydrocarbon trong các tầng chứa ở thời điểm hiện tại cho thấy chúng được cung cấp từ cả đá 
mẹ Oligocene, Miocene dưới lẫn Miocene giữa, trong đó hydrocarbon từ đá mẹ Miocene dưới chiếm ưu thế, thứ hai là 
từ đá mẹ Oligocene còn hydrocarbon từ đá mẹ Miocene giữa không đáng kể. Các tích tụ hydrocarbon trong khu vực 
nghiên cứu không bị ảnh hưởng bởi quá trình phá hủy bào mòn tạo bất chỉnh hợp cuối Miocene giữa. Những bẫy hình 
thành trong đầu Miocene muộn và sớm hơn sẽ có nhiều cơ hội được nạp sản phẩm hơn.
Từ khóa: Thành phần dầu khí, nghịch đảo Miocene giữa, phụ đới trũng Trung tâm, bể Nam Côn Sơn.
Hình 1. Cột địa tầng tổng hợp phía Ðông bể Nam Côn Sơn 
PETROVIETNAM
15DẦU KHÍ - SỐ 2/2015 
trũng Đông Bắc bể Nam Côn Sơn phục vụ lập dữ liệu đầu 
vào cho mô hình địa hóa mẹ [3]. Đá móng trước Cenozoic 
gặp ở các giếng khoan của bể Nam Côn Sơn có thành phần 
không đồng nhất gồm các đá magma và biến chất như: 
granite, diorite thạch anh, granodiorite và các đá biến chất 
tuổi Mesozoic. Lát cắt trầm tích Cenozoic bể Nam Côn Sơn 
nói chung có mặt đầy đủ các phân vị địa tầng từ Paleogene 
đến Đệ Tứ [3] (Hình 1). Lịch sử phát triển địa chất bể ảnh 
hưởng trực tiếp tới môi trường lắng đọng trầm tích, quá 
trình sinh dầu khí của đá mẹ, tiềm năng dầu khí của các 
đối tượng triển vọng cũng như khả năng bảo tồn hay 
phá hủy các tích tụ dầu khí. Theo đặc điểm từng loại môi 
trường, kết hợp với các yếu tố chỉ thị môi trường theo kết 
quả khoan, có thể phân ra các đới môi trường tích tụ trầm 
tích vào từng thời từ đồng bằng châu thổ, đầm hồ tới biển 
nông và biển sâu, ứng với mỗi loại môi trường sẽ là những 
loại đá mẹ với khả năng sinh dầu khí khác nhau.
Bể Nam Côn Sơn có cấu trúc phức tạp do hoạt động 
đứt gãy đã tạo nên các khối nâng, sụt phân bố không theo 
quy luật đặc trưng. Dựa vào đặc điểm cấu trúc của móng 
có thể phân chia ra các đơn vị cấu trúc khác nhau [6] (Hình 
2). Vùng nghiên cứu tập trung chủ yếu ở phụ đới trũng 
Đông Bắc (A1), một phần phụ đới trũng Trung tâm (A2) và 
phụ đới nâng Mãng Cầu (A6).
- Phụ đới trũng Đông Bắc (A1): Nằm ở phía Bắc đới 
nâng Mãng Cầu phát triển dọc theo rìa phía Đông đới 
nâng Côn Sơn. Chiều dày trầm tích Cenozoic ở trung tâm 
trũng có thể đạt tới 10.000m. 
- Phụ đới trũng Trung tâm (A2): Đây là phần lún 
chìm sâu nhất của bể ở phía Nam đới nâng Mãng Cầu, 
có phương Đông Bắc - Tây Nam. 
Chiều dày trầm tích ở đây có thể trên 
12.000m. Có lẽ do sự hiện diện của dải 
nâng Đại Hùng - Mãng Cầu, chất lượng 
đá mẹ khu vực phụ đới trũng Trung 
tâm (A2) có phần tốt hơn ở khu vực 
Phụ đới trũng Đông Bắc (A1).
- Phụ đới nâng Mãng Cầu (A6): 
Nằm giữa phụ đới trũng Đông Bắc và 
trũng trung tâm có phương kéo dài 
Đông Bắc - Tây Nam. Đới nâng này bị 
các đứt gãy phân cắt tạo thành các 
khối rất phức tạp. Dải nâng Đại Hùng 
- Mãng Cầu phát triển chủ yếu ở các 
Lô 04-1, 04-3 một phần các Lô 05-1a, 
10 và 11-1. Dải nâng này đóng vai trò 
như một dải nâng giữa trũng, ngăn 
cách giữa hai trũng lớn nhất ở bể Nam Côn Sơn là phụ đới 
trũng Đông Bắc và phụ đới trũng Trung tâm.
Lịch sử phát triển bể Nam Côn Sơn gắn liền với quá 
trình tách giãn Biển Đông, có hoạt động địa chất khá phức 
tạp, chia thành nhiều giai đoạn và mỗi giai đoạn lại có các 
hoạt động đặc trưng cho từng vùng/đơn vị cấu trúc khác 
nhau. Có thể ghi nhận được 3 giai đoạn phát triển chính 
ở bể Nam Côn Sơn: Giai đoạn trước tách giãn (pre-rift) từ 
Paleocene đến Eocene; giai đoạn đồng tách giãn (syn-rift) 
từ Oligocene đến Miocene sớm và  ... u. Ngoài các ranh giới phản 
xạ chính tương đương với nóc Miocene trên, nóc Miocene giữa, nóc 
Miocene dưới, nóc Oligocene và nóc móng, ranh giới Bright spot được 
coi là nóc tập sét trong Pliocene [7, 8, 15]. 
Các tham số đầu vào về địa chất gồm các biến cố địa chất chính 
của vùng nghiên cứu (Bảng 1), tuổi địa chất của các tập, chiều dày hiện 
tại của các tập trầm tích; loại đá (liên quan đến độ dẫn nhiệt và quá 
trình nén ép trầm tích - sediment compaction); vai trò của các tập trầm 
tích trong hệ thống dầu khí... 
Tham số nhiệt (dòng nhiệt - heat fl ow) trên trái đất dao động 
trong khoảng 50 - 63mW/m2 (1,2 - 1,5HFU); ở vùng thềm là 38mW/m2 
(0,9HFU); ở vùng núi lửa Cenozoic lên tới 84mW/m2 (2HFU); vùng sống 
PETROVIETNAM
19DẦU KHÍ - SỐ 2/2015 
núi giữa đại dương giá trị này là 8HFU (335mW/
m2) [11]. Trong quá trình khảo sát mô hình, dòng 
nhiệt cổ trong thời kỳ synrift sẽ được lấy xu thế 
theo mô hình Mackenzie và điều chỉnh cùng với 
những tham số điều kiện biên khác để đạt kết quả 
tối ưu [13].
Nhiệt độ bề mặt trầm tích hiện tại được 
lấy theo nhiệt độ đáy biển tại các giếng khoan. 
Thông thường nhiệt độ bề mặt cổ được dự 
đoán theo lịch sử phát triển địa chất của bể. 
Độ sâu mực nước vào thời kỳ hình thành các 
tập trầm tích cũng là dữ liệu tham khảo rất tốt 
cho việc xác định nhiệt độ bề mặt cổ. Khu vực 
độ sâu nước < 200m nhiệt độ bề mặt trầm tích 
khoảng 20oC, độ sâu nước 800m ứng với 17oC 
(khu vực giếng khoan SDN-1X), độ sâu nước 
khoảng 1.500m có thể ứng với 10oC [3].
Tại bể Nam Côn Sơn, thời kỳ đầu Oligocene, 
khu vực các Lô 05-2, 05-3, 04-1 và Lô 04-2 trầm 
tích được hình thành trong môi trường cửa sông 
tam giác châu, đầm hồ vũng vịnh chiếm ưu thế, 
biểu hiện bằng sự phổ biến các lớp sét chứa than 
và than. Thời kỳ cuối Oligocene, môi trường trầm 
tích chịu ảnh hưởng của yếu tố biển ven bờ đến 
biển nông, càng về phía Đông Bắc yếu tố biển 
càng tăng. Thời kỳ Miocene sớm, trầm tích tập này 
phủ trên toàn bộ khu vực nghiên cứu. Trầm tích 
Miocene dưới được lắng đọng trong môi trường 
thay đổi từ đồng bằng ven biển đến biển nông. 
Càng về phía Đông, tính chất biển càng tăng lên rõ 
rệt, tỷ lệ cát kết giảm dần, đá sét tăng lên, phong 
phú hóa đá biển và glauconite. Thời kỳ Miocene 
giữa, môi trường trầm tích yếu là biển nông, thềm 
giữa đến thềm ngoài, phần trên tập Miocene giữa 
khu vực giếng khoan SDN-1X thành tạo trong môi 
trường biển sâu [7, 9].
Dữ liệu về điều kiện biên (boundary condition) 
của mô hình 2D được kiểm soát bằng tài liệu môi 
trường, tài liệu địa chất khu vực nghiên cứu, tài 
liệu địa chấn, tài liệu cổ sinh, thạch học tại các 
giếng khoan và số liệu mô hình 1D tại các giếng 
04-2-NB-1X, 04-1-ST-2X và 04-3-UT-1X. Cụ thể, 
tài liệu địa chấn giúp nhận diện tướng trầm tích 
(facies), xác định vị trí các slop cổ, dự báo độ sâu 
mực nước cổ (Hình 7).
Tham số về đá mẹ gồm độ giàu vật chất hữu 
cơ được xác định thông qua phép phân tích tổng 
Bảng 2. Dữ liệu đầu vào cho mô hình 2D
Hình 7. Mặt cắt địa chấn tuyến bb’ thể hiện các nêm lấn hình thành 
vào thời Pliocene - Đệ Tứ [3]
Hình 8. Tuyến cc’, kết quả mô hình trưởng thành thời điểm hiện tại
Bảng 3. Độ sâu đạt các ngưỡng trưởng thành tại tuyến cc’
Ngưỡng 0,55%Ro 0,72%Ro 1,3%Ro 2,0%Ro 
Độ sâu (m) 2.500 - 3.700 3.300 - 4.800 4.700 - 6.200 6.000 - 7.200 
Hình 9. Tuyến cc’, độ bão hòa hydrocarbon thời điểm hiện tại
Phụ đới trũng Đông Bắc Phụ đới trũng Trung tâm
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
20 DẦU KHÍ - SỐ 2/2015 
hàm lượng carbon hữu cơ và nhiệt phân tiêu 
chuẩn Rock Eval. Chất lượng vật chất hữu cơ (loại 
vật chất hữu cơ) được xác định chủ yếu dựa vào 
kết quả nhiệt phân trên biểu đồ Van-Krevelen, có 
tham khảo các phân tích chi tiết khác như thành 
phần marceral, tướng môi trường, thành phần 
hóa học cũng như dấu hiệu sinh vật trong chất 
chiết từ đá mẹ (phân tích GC, GCMS). Kết hợp 
với kết quả nghiên cứu môi trường trầm tích và 
tướng địa chấn để có cơ sở input đá mẹ đầm hồ 
hay cửa sông tam giác châu cho từng vùng cụ 
thể trên mặt cắt.
Khu vực nghiên cứu có mặt 3 tầng đá mẹ. Trầm 
tích hạt mịn tuổi Oligocene (đá mẹ Oligocene) 
chứa chủ yếu hỗn hợp kerogen loại I, hỗn hợp I/III 
(được hiểu là tương đương loại IIB trong cơ sở dữ 
liệu mô hình) và loại III. Độ giàu vật chất hữu cơ 
từ trung bình đến rất tốt, có tiềm năng sinh dầu 
và khí. Trầm tích hạt mịn tuổi Miocene sớm (đá 
mẹ Miocene dưới) chứa chủ yếu kerogen loại III 
và hỗn hợp loại I/III, độ giàu vật chất hữu cơ trung 
bình, có tiềm năng sinh dầu và khí. Than và sét 
than trong vùng nghiên cứu có tiềm năng sinh 
khí. Theo kết quả nghiên cứu địa chất và phân 
tích tướng địa chấn, vào thời kỳ Miocene sớm 
phía Đông bể Nam Côn Sơn trầm tích được lắng 
đọng trong điều kiện thềm giữa đến thềm ngoài; 
sang thời kỳ Miocene muộn xuất hiện môi trường 
biển sâu. Vì vậy, trong đá mẹ tuổi Miocene giữa dự 
đoán sẽ có mặt vật chất hữu cơ biển, loại II. Trầm 
tích hạt mịn tuổi Miocene giữa (đá mẹ Miocene 
giữ a) chứa chủ yếu kerogen loại III và một ít loại 
II (vật chất hữu cơ biển), độ giàu vật chất hữu cơ 
trung bình, có tiềm năng sinh dầu và khí (Bảng 2).
Kết quả mô hình cho thấy độ sâu đạt các 
ngưỡng trưởng thành thay đổi khá mạnh do sự 
thay đổi về chế độ địa nhiệt và độ sâu nước tại 
từng vị trí trên mặt cắt (Hình 8, Bảng 3).
Hình 8 cho thấy trầm tích Oligocene tại tuyến 
cc’ chủ yếu nằm trong đới tạo khí khô, phần lớn 
tầng trầm tích Miocene dưới đang nằm trong đới 
tạo khí ẩm và pha tạo dầu muộn. Chỉ có phần 
dưới của trầm tích Miocene giữa đạt cửa sổ tạo 
dầu vì vậy có thể đá mẹ này rất ít khả năng cung 
cấp hydrocarbon cho các bẫy trong vùng nghiên 
cứu. Như vậy, đá mẹ Miocene dưới và phần trên 
đá mẹ Oligocene vẫn tiếp tục cấp sản phẩm cho 
các bẫy ở khu vực này.
Hình 10. Tuyến cc’, kết quả mô hình di cư thời điểm hiện tại
Hình 11. Tuyến cc’, thành phần hydrocarbon trong tầng chứa thể hiện vai trò 
của các tầng đá mẹ thay đổi theo thời gian
PETROVIETNAM
21DẦU KHÍ - SỐ 2/2015 
Mặt cắt thể hiện độ bão hòa hydrocarbon thời điểm 
hiện tai trên tuyến cc’ (Hình 9) cho thấy tại khu vực 
cấu tạo Sông Tiền (nơi trầm tích Miocene bị nâng cao) 
hydrocarbon tập trung cao hơn các nơi khác. 
Theo kết quả mô hình di cư (Hình 10 và 11), tại trũng 
sâu của phụ đới trũng Trung tâm thời điểm hydrocarbon 
bắt đầu di thoát sớm nhất từ khoảng đầu thời kỳ Miocene 
sớm nhưng thời điểm bắt đầu có tích tụ hydrocarbon trong 
tầng chứa mới chỉ từ khoảng 8 triệu năm trước (Hình 11). 
Thành phần hydrocarbon trong tầng chứa thay 
đổi khá rõ theo thời gian (Hình 11). Khoảng 10 triệu 
năm trước, chưa thấy xuất hiện tích tụ hydrocarbon. 
Khoảng 8 triệu năm trước, hydrocarbon trong tầng 
chứa gồm cả dầu và khí, được sinh ra chủ yếu từ đá mẹ 
Oligocene, hydrocarbon do đá mẹ Miocene dưới cung 
cấp rất ít (chỉ vài %). Đến khoảng 4 triệu năm trước, có 
tới ~90% hydrocarbon trong tầng chứa được sinh từ đá 
mẹ Oligocene và sản phẩm ở cả dạng dầu lẫn dạng khí. 
Khoảng 2 triệu năm trước, tỷ lệ hydrocarbon sinh từ đá 
mẹ Oligocene bắt đầu giảm rõ rệt nhưng vẫn có cả dầu 
lẫn khí. Hiện tại, sản phẩm trong tầng chứa hầu như là 
khí và được sinh chủ yếu từ đá mẹ Miocene dưới, đặc biệt 
bắt đầu xuất hiện (dù rất ít) sản phẩm của đá mẹ Miocene 
giữa. Như vậy, tại khu vực tuyến cc’, hydrocarbon còn lại 
trong tầng chứa chủ yếu được sinh từ đá mẹ Miocene 
dưới và sản phẩm chủ yếu là khí.
Hình 10 thể hiện kết quả mô hình di cư hydrocarbon 
khu vực tuyến cc’ thời điểm hiện tại có xuất hiện những 
mũi tên màu xanh (biểu thị sự di cư của dầu) xuyên 
thẳng lên phía trên, có thể đây là biểu hiện thất thoát 
dầu. Điều này có thể lý giải một phần cho sự thay đổi 
tỷ lệ hydrocarbon trong tầng chứa được sinh từ đá mẹ 
Oligocene và Miocene dưới theo thời gian; sự vắng mặt 
dầu trong đá chứa ở thời điểm hiện tại (trong khi 2 triệu 
năm trước trong đá chứa đã tồn tại dầu) (Hình 11).
Phân tích kết quả mô hình tuyến cc’ cho thấy sản 
phẩm (nếu có) ở khu vực cấu tạo Sông Tiền và kề cận chủ 
yếu là khí và có nguồn gốc chủ yếu từ đá mẹ Miocene 
dưới, các tích tụ hydrocarbon trong khu vực nghiên cứu 
nhìn chung không bị ảnh hưởng bởi quá trình phá hủy 
bào mòn tạo bất chỉnh hợp cuối Miocene giữa. Các bẫy 
hình thành trong đầu thời kỳ Miocene muộn và sớm hơn 
sẽ có nhiều cơ hội được nạp sản phẩm hơn.
3. Kết luận
Kết quả mô hình địa hóa đá mẹ cho thấy trầm tích sét 
Miocene giữa, Miocene dưới và Oligocene đạt tiêu chuẩn 
đá mẹ về độ giàu vật chất hữu cơ. Đá mẹ Oligocene chứa 
vật chất hữu cơ loại I/III và loại III. Đá mẹ Miocene dưới và 
giữa chứa chủ yếu vật chất hữu cơ loại III và ít loại II. 
Ở thời điểm hiện tại, độ sâu đạt cửa sổ tạo dầu từ 
2.500 - 4.700m, khí ẩm và condensate ở 4.700 - 6.200m, 
đới tạo khí khô nằm dưới độ sâu 6.000 - 7.200m. Tại trũng 
sâu của phụ đới trũng Trung tâm, hydrocarbon bắt đầu di 
thoát sớm nhất từ khoảng 24 triệu năm trước. Từ khoảng 8 
triệu năm trước, hydrocarbon đã di cư và tích tụ trong các 
tầng chứa Miocene. Hiện tại, đá mẹ Miocene dưới và phần 
trên đá mẹ Oligocene vẫn tiếp tục cấp sản phẩm cho các 
bẫy ở khu vực tuyến cc’.
Thành phần hydrocarbon trong đá chứa từ 8 
đến 2 triệu năm trước cho thấy trầm tích hạt mịn tuổi 
Oligocene là đá mẹ chính ở khu vực phụ đới trũng Đông 
Bắc và phụ đới trũng Trung tâm. Tuy nhiên, thành phần 
hydrocarbon trong các tầng chứa ở thời điểm hiện tại 
cho thấy chúgn được cung cấp từ cả đá mẹ Oligocene, 
Miocene dưới lẫn Miocene giữa. Trong đó, hydrocarbon 
từ đá mẹ Miocene dưới chiếm ưu thế, thứ hai là từ đá 
mẹ Oligocene, còn hydrocarbon từ đá mẹ Miocene giữa 
không đáng kể.
Các tích tụ hydrocarbon trong khu vực nghiên cứu 
không bị ảnh hưởng bởi quá trình phá hủy bào mòn tạo 
bất chỉnh hợp cuối Miocene giữa. Các bẫy hình thành từ 
đầu thời kỳ Miocene muộn và sớm hơn sẽ có nhiều cơ hội 
được nạp sản phẩm hơn.
Tài liệu tham khảo
1. Nguyễn Thị Dậu và nnk. Mô hình địa hóa bể trầm 
tích Nam Côn Sơn. Viện Dầu khí Việt Nam. 2000.
2. Nguyễn Thị Dậu và nnk. Kết quả liên kết dầu - đá 
mẹ bể Nam Côn Sơn. Tuyển tập Báo cáo Hội nghị khoa học 
và Công nghệ Quốc tế “Dầu khí Việt Nam 2010 - Tăng tốc 
phát triển”. 9 /2010; 1; trang 341 - 358.
3. Nguyễn Thị Dậu và nnk. Đánh giá quá trình vận 
động của thành tạo Miocene giữa khu vực phụ trũng Đông 
Bắc bể Nam Côn Sơn phục vụ lập dữ liệu đầu vào cho mô 
hình địa hóa mẹ. Tạp chí Dầu khí. 2014; 1: trang 33 - 43.
4. Nguyễn Du Hưng và nnk. Báo cáo tính trữ lượng mỏ 
Đại Hùng”. Viện Dầu khí Việt Nam. 2005.
5. Nguyễn Trọng Tín và nnk. Chính xác hoá cấu trúc 
địa chất và trữ lượng dầu khí phần phía Đông bể Cửu Long 
và Nam Côn Sơn. Viện Dầu khí Việt Nam. 1995.
6. Nguyễn Trọng Tín và nnk. Đánh giá tiềm năng và 
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
22 DẦU KHÍ - SỐ 2/2015 
trữ lượng dầu khí bể trầm tích Nam Côn Sơn trên cơ sở tài 
liệu đến 12/2003. Viện Dầu khí Việt Nam. 2005.
7. VPI-Labs. Nghiên cứu cổ địa lý tướng đá Lô 04-1. 
Viện Dầu khí Việt Nam. 2012.
8. VPI-Labs. Nghiên cứu tầng sinh Lô 04-1. Viện Dầu 
khí Việt Nam. 2013.
9. VPI-Labs. Phân tích cổ sinh địa tầng giếng khoan 
04-1-ST-2X. Viện Dầu khí Việt Nam. 2012.
10. Barry Katz. Petroleum source rocks. Springer. 1995.
11. Christian Hermanrud. Basin modelling techniques-
an overview. Basin modelling advances and applications: 
Norwegian Petroleum Society (NPF) Special Publication. 
1993; 3: p. 1 - 34.
12. M.L.Bordenave. Applied petroleum geochemistry. 
Editions Technip. 1993.
13. John M.Hunt. Petroleum geochemistry and 
geology (2nd edition). W.H Freeman. 1995. 
14. Kenneth E.Peters, J.Michael Moldowan. The 
biomarkers guide: Interpreting molecular fossils in petroleum 
and ancient sediments. Prentice Hall. 1993. 
15. Britist Gas Vietnam. Well 04.1-ST-1X fi nal well 
report. 1994. 
Summary
Exploration activities have been carried out for a long time in the Nam Con Son basin. So far, many oil and gas dis-
coveries have been made in this area and several fi elds developed and put into production such as Dai Hung, Rong 
Doi, Hai Thach, Moc Tinh, Lan Tay The Nam Con Son basin, especially the eastern and northeastern parts, has a 
complicated geological development history which strongly infl uences the hydrocarbon generation and migration in 
the area. In this paper, the authors present a geochemical model of a section through the northeastern and central 
sub-troughs to evaluate the hydrocarbon generation and migration processes of the source rocks.
The results of geochemical model in the studied area showed that the Middle Miocene, Lower Miocene and Oligo-
cene fi ne rained sediments are considered as source rocks in terms of organic matter richness. Oligocene source rock 
contains kerogen type I/III and type III. Middle Miocene and Lower Miocene source rock contain mainly kerogen type 
III and a little of type II. At present, the maturity thresholds are as follows: Oil window is from 2,500 - 4,700m, wet 
gas and condensate window is 4,700 - 6,200m and dry gas is below 6,000 - 7,200m. The hydrocarbon component in 
reservoirs indicate that they were supplied from Oligocene, Lower Miocene together with Middle Miocene, in which 
dominant is hydrocarbon from Lower Miocene, then from Oligocene source rock, while the volume of hydrocarbon 
from Middle Miocene is very small. In general, hydrocarbon traps in the studied areas were not aff ected by uplift 
creating an eroded unconformity at Middle Miocene. The traps, formed in early Late Miocene and earlier, will have 
higher chances to trap hydrocarbon expulsion from defi ned matured source rocks.
Key word: Petroleum component, Middle Miocene uplift, central sub-trough, Nam Con Son basin.
The maturation of source rock in the northeastern 
sub-trough and the central sub-trough, Nam Con Son basin
Nguyen Thi Dau1, Phan Van Thang2 
Phan My Linh2, Hoang Nhat Hung2 
1Vietnam Association of Petroleum Geology
2Vietnam Petroleum Institute