Ứng dụng nghiên cứu địa hóa trầm tích nông trong tìm kiếm thăm dò dầu khí trên biển và thềm lục địa Việt Nam

4 DẦU KHÍ - SỐ 3/2021 
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
ỨNG DỤNG NGHIÊN CỨU ĐỊA HÓA TRẦM TÍCH NÔNG TRONG TÌM KIẾM 
THĂM DÒ DẦU KHÍ TRÊN BIỂN VÀ THỀM LỤC ĐỊA VIỆT NAM
TẠP CHÍ DẦU KHÍ
Số 3 - 2021, trang 4 - 10
ISSN 2615-9902
Lê Hoài Nga, Phí Ngọc Đông, Đỗ Mạnh Toàn, Nguyễn Thị Thanh, Nguyễn Thị Tuyết Lan, Nguyễn Hoàng Sơn, Hồ Thị Thành 
Đào Ngọc Hương, Bùi Quang Huy, Nguyễn Thị Thanh Thủy, Nguyễn Thị Thắm, Nguyễn Thị Thanh Ngà
Viện Dầu khí Việt Nam
Email: ngalh@vpi.pvn.vn 
https://doi.org/10.47800/PVJ.2021.03-01
Tóm tắt
Nghiên cứu địa hóa bề mặt đã được ứng dụng trong tìm kiếm thăm dò dầu khí hơn 100 năm qua và là một công cụ hữu dụng để giảm 
thiểu chi phí, giảm thiểu rủi ro trong công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí hiện nay. Một số nghiên cứu khảo sát địa hóa trầm tích nông 
được các nhà thầu thực hiện tại các lô hợp đồng dầu khí trên biển và thềm lục địa Việt Nam đều có kết quả tốt phục vụ cho công tác định 
hướng tìm kiếm thăm dò. 
Bài báo giới thiệu kết quả ứng dụng nghiên cứu địa hóa trầm tích nông trong tìm kiếm thăm dò dầu khí trên biển và thềm lục địa 
Việt Nam.
Từ khóa: Địa hóa trầm tích nông, rò rỉ, hydrocarbon, seepage.
1. Mở đầu
Nghiên cứu địa hóa bề mặt trong thăm dò dầu khí là xác 
định sự có mặt của hydrocarbon có thể nhận biết bằng hóa 
học trên bề mặt/gần bề mặt, hoặc các dị thường hydrocarbon 
như bằng chứng cho vị trí của các tích tụ dầu khí ở dưới sâu [1]. 
Cơ sở lý thuyết của phương pháp này dựa trên quan điểm rằng: 
hydrocarbon được sinh ra, tích tụ trong các tầng chứa vẫn có sự 
di thoát lên trầm tích gần bề mặt (với lượng khác nhau) và có 
thể phát hiện được. Phương pháp địa hóa bề mặt đã giúp phát 
hiện vết lộ hydrocarbon trên mặt, từ đó đánh giá hệ thống dầu 
khí dưới sâu; đánh giá tiềm năng bể trầm tích, cấu tạo triển 
vọng, hướng di cư làm tiền đề xác định khu vực khảo sát 
địa chấn chi tiết; kết hợp tài liệu địa chấn, nâng cao mức độ 
tin cậy trong phân tích thuộc tính địa chấn nhằm xác định các 
đối tượng bên dưới; dự báo loại chất lưu của cấu tạo triển vọng 
(pha dầu hay khí); kết hợp phân tích cổ sinh, xác định tuổi đá 
gốc lộ ra trên bề mặt đáy biển; xác định và dự báo phân bố CO2, 
góp phần giảm thiểu rủi ro CO2.
Ở Việt Nam, công tác nghiên cứu khảo sát địa hóa trầm 
tích nông đã được các nhà thầu dầu khí thực hiện tại các lô 
hợp đồng dầu khí trên biển và thềm lục địa như nghiên cứu 
ở khu vực Lô 104 (Premier Oil), Lô 129 - 132 (Vietgazprom), Lô 
144 - 145 (Murphy), Lô 148 - 149 (PVEP), Lô 156 - 159 
(ExxonMobil) và ở Lô 39 & 40/02 (JOGMEC). 
2. Cơ sở lý thuyết
Khái niệm “vết lộ dầu, khí” (oil/gas seeps) được 
Walter K. Link định nghĩa là nơi hydrocarbon lỏng và 
khí lên tới bề mặt và có thể nhìn thấy/xác định được 
[2]. Dị thường địa hóa trên bề mặt tương ứng với 
phần kết thúc của đường di cư dầu, khí (có thể là di 
cư thẳng đứng khoảng cách ngắn, hoặc di cư theo 
chiều ngang khoảng cách lớn) (Hình 1). Những vết 
lộ dầu, khí này có thể quan sát được trên tài liệu địa 
chấn thông thường và địa chấn có độ phân giải cao.
Trải qua nhiều thập kỷ với các chương trình khảo 
sát địa hóa bề mặt, các nghiên cứu [4] đều thống nhất 
về đặc điểm của vết lộ hydrocarbon như sau: Tất cả các 
bể trầm tích đều tồn tại một số loại vết lộ hydrocarbon 
trên bề mặt; trong các tích tụ dầu khí đều có sự vận 
động và tầng chắn của chúng đều không phải là chắn 
tuyệt đối; vết lộ hydrocarbon có thể dưới dạng quan 
sát được hoặc không nhìn thấy bằng mắt thường, 
chỉ phát hiện bằng các phân tích địa hóa; hướng di 
cư chủ yếu là thẳng đứng mặc dù chậm, trong khi đó 
hướng di cư dọc tầng được cho là đạt khoảng cách rất 
xa. Các vết lộ hydrocarbon thường phát hiện gần khu 
vực có các yếu tố về di cư như đứt gãy, vòm muối, bào 
Ngày nhận bài: 16/10/2020. Ngày phản biện đánh giá và sửa chữa: 16/10/2020 - 25/1/2021. 
Ngày bài báo được duyệt đăng: 9/3/2021.
5DẦU KHÍ - SỐ 3/2021 
PETROVIETNAM
mòn; mối quan hệ giữa điểm lộ trên bề mặt và tích tụ dưới 
sâu có thể đơn giản cho tới rất phức tạp.
Dựa vào mối quan hệ của các vết lộ dầu, khí với các đặc 
trưng địa chất và các tích tụ dầu khí dưới sâu, Walter K. Link 
đã chia các dạng vết lộ dầu khí thành 5 loại chính như sau [2]:
- Loại 1: Vết lộ dầu, khí từ các tầng chứa đơn nghiêng;
- Loại 2: Vết lộ dầu, khí liên quan đến các cấu tạo sinh dầu 
(các khe nứt và đới dập vỡ của các tầng này giải phóng một 
lượng nhỏ dầu lên bề mặt);
- Loại 3: Vết lộ dầu, khí từ các tích tụ dầu lớn bị lộ bởi quá 
trình bào mòn hoặc các tầng chứa bị phá hủy do đứt gãy và 
nếp uốn;
- Loại 4: Vết lộ dầu, khí dọc theo các bề mặt bất chỉnh hợp;
- Loại 5: Vết lộ dầu, khí liên quan đến các thể xâm nhập 
như núi lửa, núi lửa bùn, vòm muối
3. Phương pháp nghiên cứu địa hóa trầm tích bề mặt đáy 
biển ứng dụng trong tìm kiếm thăm dò dầu khí
3.1. Phương pháp trực tiếp
- Thiết kế chương trình khảo sát
Phương pháp khảo sát địa hóa bề mặt lần đầu 
được áp dụng bởi Laubmeyer và Sokolov từ hơn 60 
năm về trước (Laubmeyer 1993, Sokolov 1935). Từ 
đó đến nay, phương pháp này được ứng dụng nhiều 
trong công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí. Chu trình 
nghiên cứu địa hóa bề mặt được thể hiện trong 
Hình 2.
Tùy thuộc vào đối tượng, quy mô nghiên cứu, lịch 
sử tìm kiếm thăm dò, đặc điểm địa chất khu vực, mật 
độ tài liệu địa chấn, giếng khoan, số lượng phát hiện, 
điều kiện khí hậu, hải văn mạng lưới khảo sát sẽ 
được thiết kế từ 500 - 1.000 m/điểm và có thể đan dày 
lên 50 - 100 m/điểm tại những khu vực cần tập trung 
lấy mẫu. Về độ sâu lấy mẫu theo thiết kế nên lớn hơn 
6 m, lý do trong phạm vi từ bề mặt đáy biển đến độ 
sâu 6 m là khu vực có sự hoạt động mạnh của vi sinh 
vật dẫn đến hiện tượng vi sinh vật biến đổi hydrocar-
bon làm giảm hàm lượng trong phân tích (vùng xáo 
trộn tối đa - Zone of Maximum Disturbance ZMD). 
Ngoài ra với độ sâu 6 m trở lên thường xảy ra hiện 
tượng rò khí qua tập đất đá chưa gắn kết dẫn đến 
khó phát hiện các dị thường ở độ sâu này. Chi phí của 
Hình 1. C ... 
các hydrocarbon nhẹ (C1 - C5) hoặc khí vô cơ (CO2, He). 
Trên cơ sở các dị thường phát hiện được, sẽ chọn các chỉ 
tiêu để phân tích tiếp như đồng vị bền để xác định loại 
hydrocarbon (vi sinh hay nhiệt sinh) hoặc nguồn gốc CO2. 
Đối với thành phần hydrocarbon nặng hoặc trầm tích, các 
phép phân tích địa hóa như sắc ký khí, tổng hàm lượng 
carbon hữu cơ (TOC), phát quang sẽ được tiến hành 
nhằm đánh giá nguồn gốc, loại hydrocarbon trong trầm 
tích hoặc dung dịch thu được. Ngoài ra có thể phân tích 
sắc ký khí khối phổ 1 lần (GC-MS) để nâng tính chính xác 
việc xác định nguồn gốc hydrocarbon cũng như quan hệ 
giữa dị thường trên mặt với phần dưới sâu. 
3.2. Phương pháp nghiên cứu gián tiếp
Phương pháp nghiên cứu gián tiếp xác định các biến 
đổi trong đất đá hay thảm thực vật, sinh vật do sự có mặt 
của hydrocarbon. Ví dụ có tồn tại nhóm sinh vật ưa hy-
drocarbon sinh sống tập trung tại khu vực có vết lộ hy-
drocarbon. Ngoài ra, còn có các phương pháp nghiên cứu 
gián tiếp xác định điểm lộ hydrocarbon thông qua phân 
tích ảnh hàng không/ảnh vệ tinh các vết dầu loang trên 
mặt biển. Mặc dù không phải vết dầu loang nào cũng liên 
quan đến điểm lộ dầu khí dưới đáy biển nhưng việc đánh 
giá vết dầu loang bằng cách phân tích ảnh viễn thám, ảnh 
vệ tinh hoặc ảnh hàng không vẫn là phương pháp gián 
tiếp thường được sử dụng trong tìm kiếm thăm dò dầu 
khí để nghiên cứu các điểm lộ dầu, khí trên bề mặt đáy 
biển, nhất là với các bể còn ít hoặc chưa có nghiên cứu tìm 
kiếm thăm dò. Các phương pháp này thường ứng dụng 
với khu vực có sự di thoát lượng đáng kể dầu - khí lên bề 
mặt biển.
Hình 5. Một số hình ảnh mẫu trầm tích nông thu thập cho phân tích địa hóa, thạch học Lô 148 - 149 [6].
 46 điểm lấy mẫu
53 mẫu được thu thập
Thu hồi mẫu tốt, hầu hết lấy được trên 5 m


!(
!(
!(!(!
!(
!(
!(!(!(!(!(!(
!(
!(!(
!(!(
!(
!(!(!(!(
!( !(!( !(
!(
!(!(!(!(!(
!(
!(!(
!(
!(
!(!(
!(
!(!
!(
!(
!(!(
!(
j0 10 20 30 40 505
Kilometers NORTH
156
157
158
159
Bản đồ độ sâu nước biển Legend
!(
35 - 200
201 - 400
401 - 600
601 - 800
801 - 1.000
1.001 - 1.200
1.201 - 1.400
1.401 - 1.600
1.601 - 1.800
1.801 - 2.000
2.001 - 2.200
2.201 - 2.400
2.401 - 2.600
2.601 - 2.800
2.801 - 3.000
3.001 - 3.200
3.201 - 3.400
3.401 - 3.600
Mẫu lõi nghiên cứu địa hóa tại điểm HCS041
Mẫu lõi nghiên cứu địa hóa tại điểm HCS059
Mẫu lõi địa hóa và thạch học tướng turbidite điểm HCS072
Mẫu lõi nghiên cứu địa hóa tại điểm HCS052
shell
Chú giải
HCS: Vị trí lấy mẫu
Lô 156-159
Đường đồng mức 
Giá trị độ sâu nước biển
8 DẦU KHÍ - SỐ 3/2021 
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
Thiết bị đo phổ huỳnh quang laser gắn trên máy bay 
ALF (airborne laser fluorosensor) được BP Exploration phát 
triển và công bố năm 1995 với mục đích ghi lại sự có mặt 
của các điểm lộ dầu, khí trên bề mặt biển [7]. Thiết bị ALF 
được gắn trên máy bay nhỏ bay cách mặt nước khoảng 
100 m, phát chùm tia laser xuống mặt biển. Cảm biến UV 
hoạt động thu lại phản xạ huỳnh quang phát ra khi sóng bị 
tán xạ tại ranh giới mặt nước có chứa váng dầu. Thiết bị tìm 
vết lộ (seepfinder) sẽ đo huỳnh quang gây ra bởi tia cực tím 
(UV) từ bức xạ ánh sáng mặt trời và tương tác giữa cường 
độ bức xạ mặt trời với mặt biển, bề mặt vết dầu loang (Hình 
6). Kết quả đo được sẽ biểu diễn ở dạng bản đồ; các đặc 
tính của sóng tán xạ thu được của vết dầu loang được ghi 
nhận để đưa ra đánh giá và kết luận cụ thể. Đây là phương 
pháp rất hữu ích đã được BP áp dụng tại nhiều bể dầu khí 
còn chưa hoặc ít có hoạt động thăm dò, hay các vùng đang 
trong giai đoạn đàm phán, chưa cam kết chi phí cho các 
nghiên cứu thăm dò thông thường (từ trọng lực, địa chấn, 
khoan) nên tiết kiệm được rất nhiều chi phí.
SAR (Synthetic Aperature Radar) là một phương pháp 
tương đối chuẩn để xác nhận sự rò rỉ của sản phẩm từ hệ 
thống dầu khí ở các khu vực còn ít hoặc chưa có thăm dò 
ngoài khơi. Các cảm biến SAR phát ra tín hiệu radar ở một 
góc xiên so với bề mặt đại dương và xây dựng hình ảnh từ 
tín hiệu tán xạ ngược trở lại vệ tinh. Sự tán xạ trở lại ở bề 
mặt đại dương khi gặp màng dầu loang, màng tự nhiên 
từ lớp vi sinh vật biển, vật liệu sinh học hoặc các quá trình 
vật lý như dòng chảy - gió sẽ tạo ra tán xạ thấp bất thường. 
Trên cơ sở thu thập số liệu theo chu kỳ, quan trắc phân bố 
của các vết dầu loang do các tác động của sóng, gió và 
phân tích đặc tính của các vết dầu loang trên ảnh vệ tinh 
có thể cho phép đưa ra được những định hướng cho công 
tác tìm kiếm thăm dò tiếp theo.
 Ngoài ra, một số công cụ địa vật lý như sonar quét 
sườn, đo độ sâu swath, multi-beam và phân tích tán xạ 
ngược cũng là phương pháp gián tiếp được sử dụng trong 
nghiên cứu địa hóa trầm tích nông. 
3.3. Phương pháp tổng hợp tài liệu, khoanh vùng triển 
vọng, đánh giá rủi ro
Trên cơ sở kết quả phân tích số liệu địa hóa bề mặt, 
kết hợp tài liệu địa chấn, địa chất và các tài liệu đánh 
giá gián tiếp (nếu có) có thể khoanh vùng khu vực có 
dị thường hydrocarbon trên bề mặt và mối quan hệ với 
cấu trúc nằm dưới sâu. Từ đó, có thể đưa ra các đánh giá, 
dự báo triển vọng dầu khí của đối tượng nghiên cứu. 
Nghiên cứu tương tự với các loại khí như CO2, cũng 
được tiến hành để tìm ra quy luật, dự báo phân bố nhằm 
giảm thiểu rủi ro trong định hướng nghiên cứu tìm kiếm 
thăm dò tiếp theo. 
Nhìn chung, phương pháp nghiên cứu địa hóa có chi 
phí thấp nhưng mang lại hiệu quả cao trong công tác tìm 
kiếm thăm dò dầu khí. Tuy nhiên, phương pháp này cũng 
có hạn chế nhất định, chủ yếu do sự phức tạp của địa 
chất và cách thức triển khai phương pháp; số lượng mẫu, 
mạng lưới không đủ hoặc không tập trung vào đúng khu 
vực dẫn đến việc minh giải kết quả không chính xác; dị 
thường trên bề mặt không phản ánh quy mô, trữ lượng 
các tích tụ phía dưới. Ngoài ra, do ảnh hưởng của dòng 
chảy biển nên các dị thường có thể không phản ánh đúng 
dị thường của nguồn bên dưới. Việc lấy và bảo quản mẫu 
chưa hợp lý, hoặc chọn sai các chỉ tiêu phân tích, dẫn 
đến thông tin thu được không chính xác hoặc không đầy 
đủ cũng dẫn đến thất bại của nghiên cứu.
Hình 6. Mô phỏng phương pháp đo tán xạ của phổ huỳnh quang [7]. 
Máy bay mang 
thiết bị cảm biến 
UV hoạt động từ 
chùm tia laser ở
độ cao 1 OO m
Dầu trên mặt
Khí
Dầu
Nước
100 m 
Huỳnh quang
Phông nền
Bước sóng (nm)
Mực nước biển
Sóng tán 
xạ ngược
Phân tán 
Ramam
Cột dầu, khí di thoát 
trên bề mặt
Các đặc tính của sóng huỳnh quang thu được:
 • Tán xạ ngược - phản xạ tán xạ ngược bước song 266 nm
 • Phân tán Ramam bước sóng 293 nm gây ra bởi sự phản 
ứng của các phân tử nước.
 • Huỳnh quang: tín hiệu huỳnh quang mong muốn nằm 
trong khoảng bước sóng 320 - 580 nm gây ra bởi dầu tự nhiên
9DẦU KHÍ - SỐ 3/2021 
PETROVIETNAM
4. Một số kết quả nghiên cứu địa hóa trầm tích nông trên biển 
và thềm lục địa Việt Nam
Trong tìm kiếm thăm dò khu vực Lô 104 bể Sông Hồng, sau khi 
khoan thăm dò giếng 104-QMV-1X cho thấy hàm lượng CO2 cao 
(99% hàm lượng trong mẫu DST), Premier Oil đã tiến hành nghiên 
cứu địa hóa bề mặt để đánh giá rủi ro CO2. Kết quả bản đồ khoanh 
vùng những vùng có rủi ro CO2 và CH4 cho thấy các dấu hiệu dị 
thường khí đều ít nhiều liên quan đến các cấu tạo tiềm năng; 3 giếng 
khoan trong khu vực là 104-QN-1X, 104-QV-1X và 104-QMV-1X đều 
nằm trong vùng có dị thường CO2 cao (Hình 7). Kết quả nghiên cứu 
cho thấy hiệu quả của phương pháp nghiên cứu địa hóa trầm tích 
nông trong đánh giá rủi ro thăm dò - khai thác dầu khí.
Nghiên cứu địa hóa trầm tích nông khu vực Lô 129 - 132 do 
Vietgazprom thực hiện đã khoanh vùng được các dị thường hàm 
lượng CO2, CH4, dị thường hydrocarbon nặng từ C10 - C24 trong khu 
vực. Các điểm dị thường này chủ yếu phân bố gần với các đứt gãy 
lớn, hoạt động từ Oligocene đến Miocene giữa - muộn, xuyên cắt 
qua các tầng trầm tích, đóng vai trò như kênh dẫn các sản phẩm 
di thoát lên bề mặt đáy biển. Hình 8 là mặt cắt địa chấn hướng Tây 
Bắc - Đông Nam qua giếng khoan A (nền bản đồ phân bố dị thường 
khí CO2 và CH4) cho thấy mối liên quan của các 
dị thường với hệ thống đứt gãy trong khu vực 
nghiên cứu. Giếng A được khoan vào cấu tạo 
hình thành giữa 2 đứt gãy. Trên nền bản đồ phân 
bố dị thường khí CO2 và CH4, giếng khoan nằm 
lân cận vùng có dị thường CO2 và CH4 đã được 
dự báo là có nguồn gốc từ dưới sâu đưa lên theo 
các đứt gãy.
Tại giếng khoan A đã phát hiện khí khô CH4 
chiếm 90% khối lượng, CO2 chiếm 2% khối lượng 
ở độ sâu trên 2.500 mMD. Kết quả này cho thấy 
có hệ thống dầu khí đã hoạt động sinh hydrocar-
bon trong khu vực. 
Để tìm kiếm dấu hiệu hoạt động của hệ 
thống dầu khí trong khu vực, thành phần hydro-
carbon khoảng gasoline từ C6 - C9 và khoảng hy-
drocarbon từ C10 - C14 được đánh giá chi tiết nhằm 
xác định dấu hiệu di thoát dầu từ dưới sâu đưa 
lên. Phương pháp này được nhà thầu JOGMEC 
thực hiện tại khu vực Lô 39 & 40/02 năm 2013 
cho kết quả rất hữu ích. Tại khu vực Lô 39 & 40/02 
nằm ở rìa của bể Malay - Thổ Chu (mực nước biển 
dưới 70 m), ở thời điểm nghiên cứu, ngoài tài liệu 
địa chấn 2D chưa có bất kỳ giếng khoan thăm 
dò nào được thực hiện. Tài liệu địa chấn cho thấy 
tầng sinh và tầng chắn đều khá mỏng, các cấu 
tạo trong khu vực khá xa so với trung tâm bể - 
vùng cung cấp hydrocarbon chính. 
Nghiên cứu mô hình địa hóa 2D đã kết 
luận hydrocarbon từ trũng trung tâm có thể 
di xa và nạp vào các bẫy trong khu vực Lô 39 
& 40/02. Kết quả nghiên cứu mô hình địa hóa 
cũng khẳng định có sự di cư của dầu và khí vào 
6 cấu tạo triển vọng và cấu tạo, trong đó có 
nhiều cấu tạo đa tầng. Tổng trữ lượng thu hồi 3 
prospect xếp loại cao ước tính khoảng hơn 200 
triệu thùng dầu.
Kết quả nghiên cứu địa hóa mẫu trầm tích 
nông cho thấy có sự di cư của nguồn khí nhiệt 
sinh (ký hiệu đánh dấu vuông màu hồng trên 
Hình 9) và khí hỗn hợp nhiệt - sinh hóa (ký hiệu 
đánh dấu vuông màu xanh lơ) từ phần trũng 
trung tâm lên. Dầu nhẹ có tỷ trọng lớn hơn khí, 
di chuyển xa hơn trong tầng chứa và di thoát 
lên ở phần nông hơn (Hình 9) với những điểm 
có hàm lượng dầu nhẹ cao tập trung ở khu vực 
Đông Nam của Lô 39 & 40/02 (ký hiệu đánh dấu 
tròn màu xanh lá).
Hình 7. Bản đồ phân bố dị thường hàm lượng CO2 và CH4 khu vực Lô 104 bể Sông Hồng (theo Premier Oil).
104
Cấu tạo Dứa
Cấu tạo Lê Cấu tạo Xoài
Chú giải
CO2 < 5000 ppm
CO2 > 5000 ppm
Di thường CH4
Gas chimney
Phát hiện dầu khí
Hình 8. Mặt cắt địa chấn qua giếng khoan A (nền bản đồ phân bố dị thường khí CO2 và CH4) cho thấy 
mối liên quan của các dị thường với hệ thống đứt gãy trong khu vực nghiên cứu.
Seabed 
U.Miocene 
M.Miocene
LMiocene
Oligocene 
Basement
10 DẦU KHÍ - SỐ 3/2021 
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
Kết quả khoan giếng 40/02-CS-1X có biểu hiện dầu là bằng 
chứng quan trọng cho thấy tính hiệu quả của phương pháp nghiên 
cứu địa hóa trầm tích nông ứng dụng trong dầu khí.
5. Kết luận
Phương pháp nghiên cứu địa hóa trầm tích nông ứng dụng rất 
hiệu quả trong tìm kiếm thăm dò dầu khí. Đối với công tác đánh giá 
tiềm năng các cấu tạo triển vọng, kết quả khảo sát địa hóa có thể 
hỗ trợ đánh giá rủi ro tốt hơn thông qua việc xác định các cấu tạo có 
biểu hiện dị thường hydrocarbon, từ đó xếp hạng cấu tạo dựa trên 
khả năng nạp bẫy dầu khí. 
Nghiên cứu địa hóa bề mặt sử dụng phương pháp trực tiếp hay 
gián tiếp giúp giảm đáng kể chi phí tìm kiếm thăm dò, đặc biệt ở 
các khu vực chưa có giếng khoan hoặc còn ít nghiên cứu tìm kiếm 
thăm dò.
Tài liệu tham khảo 
[1] Dietmar Schumacher, "Surface 
geochemical exploration for oil and gas: New life 
for an old technology", The Leading Edge, Vol. 19, 
No. 3, 2000. DOI: 10.1190/1.1438582.
[2] Walter K. Link, "Significance of oil 
and gas seeps in world oil exploration", 
AAPG Bulletin, Vol. 36, No. 8, p. 1505 - 1540, 
1952. DOI: 10.1306/5CEADB3F-16BB-11D7-
8645000102C1865D.
[3] D. Schumacher, "Geochemical exploration 
for oil and gas-strategies for success", National 
Geophysical Research Institute, Hyderabad, 
India, December 8: p.1 - 175, 2003. 
[4] Dietmar Schumacher and Michael A. 
Abrams, "Hydrocarbon migration and its near-
surface expression", AAPG Memoir, Vol. 66, 1996. 
DOI: 10.1306/M66606.
[5] Murphy, “Interpretation piston core 
analysis report Block 144 - 145", 2016.
[6] PVEP, “Sedimentary gas exploration 
interpretive report”, 2016.
[7] Alan Williams, Anne Kloster, Roger 
Duckworth, and Neil Piggott, “The role of the 
Airborne Laser Fluorosensor (ALF) and other 
seepage detection methods in exploring frontier 
basins”, Norwegian Petroleum Society Special 
Publications, Vol. 4, p. 421 - 431, 1995. DOI: 
10.1016/S0928-8937(06)80054-8.
[8] JOGMEC, “Joint study in the Block 39-
40/02 offshore Vietnam between Petrovietnam 
and JOGMEC”, 2013.
Hình 9. Kết quả nghiên cứu địa hóa mẫu trầm tích nông khu vực Lô 39 & 40/02 bể Malay - Thổ Chu [8].
Khí nhiệt sinh (di cư từ nơi khác đến) 
Khí hỗn hợp (nhiệt và sinh hóa)
Khí sinh hóa 
Khoanh vùng dị thường của GORE
UT
M
 Y 
(m
)
Nồng độ Dầu nhẹ (C10 - C14) cao
Nồng độ Dầu nhẹ (C10 - C14) trung bình
Summary
Surface geochemical techniques have been applied in oil and gas exploration for more than 100 years. It is a useful tool to reduce 
exploration and development risks and costs. A number of surface geochemical exploration surveys carried out by oil and gas contractors 
offshore Vietnam have produced good results to facilitate the contractors' orientation work. 
This paper provides the results of some case studies in oil and gas exploration offshore Vietnam. 
Key words: Surface geochemistry, seepage, hydrocarbon.
APPLICATION OF SURFACE GEOCHEMISTRY IN PETROLEUM 
EXPLORATION OFFSHORE VIETNAM
Le Hoai Nga, Phi Ngoc Dong, Do Manh Toan, Nguyen Thi Thanh, Nguyen Thi Tuyet Lan, Nguyen Hoang Son, Ho Thi Thanh 
Dao Ngoc Huong, Bui Quang Huy, Nguyen Thi Thanh Thuy, Nguyen Thi Tham, Nguyen Thi Thanh Nga
Vietnam Petroleum Institute
Email: ngalh@vpi.pvn.vn