PHƯƠNG ÁN ĐỊA CHẤT GIẾNG KHOAN 102-HH
TÓM TẮT BÁO CÁO
Cấu tạo Hồng Hà có vị trí địa lý thuộc lô thăm dò 102/10, ngoài khơi khu vực
Bắc bể trầm tích Sông Hồng, cách cảng biển Đình Vũ khoảng 50km về phía Đông
Bắc. Cấu tạo nằm trong khu vực có độ sâu nước biển khoảng 25m.
Cấu tạo Hồng Hà có vị trí địa chất thuộc phụ đới trũng Đông Quan kéo dài, giới
hạn về phía Đông Bắc bởi hệ thống đứt gãy Sông Lô và hệ thống đứt gãy Vĩnh Ninh
về phía Tây Nam, kéo dài theo phương Tây Bắc – Đông Nam. Cấu tạo Hồng Hà cách
mỏ khí Thái Bình khoảng 10km về phía Đông Bắc.
Cấu tạo Hồng Hà được xác định trên cơ sở minh giải tài liệu địa chấn 3D được
thu nổ năm 2004. Về cấu trúc, đây là khép kín 3 chiều phụ thuộc đứt gãy ở các tầng
U220, U240 và U260 và bị phân chia thành 3 khối chính: Tây Bắc, Trung tâm, và
Đông Nam. Trong đó, khối Đông Nam được đánh giá có nhiều điều kiện thuận lợi
hơn như: diện tích lớn nhất, gần nguồn di dịch hydrocacbon hơn, và ít bị các đứt gãy
theo phương á kinh tuyến chia cắt. Do đó, khối Đông Nam được lựa chọn để khoan
thăm dò.
Cấu tạo Hồng Hà dự kiến có 03 tập vỉa tương đương với các phát hiện tại mỏ
khí Thái Bình là các tập vỉa U220, U240, và U260. Diện tích khép kín của các tầng
U220, U240, và U260 tại khối Đông Nam của cấu tạo Hồng Hà lần lượt là 5,86km 2,
5,0km2, và 3,15km2. Cấu tạo Hồng Hà có trữ lượng tiềm năng khoảng 131 tỉ bộ khối
khí, trong đó khối Đông Nam có trữ lượng tiềm năng khoảng 66 tỉ bộ khối khí với hệ
số thành công trung bình khoảng 18%.
Đối tượng thăm dò của giếng khoan 102-HHlà các tập cát kết tuổi Miocen sớm
– giữa đã được nâng lên trong pha nghịch đảo kiến tạo cuối Miocen. Theo liên kết
địa chấn, đây là các tập vỉa tương đương với các vỉa đã phát hiện khí tại mỏ khí Thái
Bình.
Giếng khoan 102-HHđược thiết kế dự kiến khoan tới độ sâu 1700m TVDSS
(1735 mMD) +/-100m. Độ sâu thực tế cuối cùng của giếng khoan sẽ được Ủy ban
điều hành khoan thảo luận và quyết định dựa trên điều kiện giếng khoan, biểu hiện
dầu khí khi gặp đối tượng theo tình hình thực tế thi công khoan.

I. THÔNG TIN CHUNG
I.1. Vị trí địa lý
Lô 102/10 & 106/10 có diện tích khoảng 10,022 km2, nằm ở phần phía Bắc của
bồn trũng Sông Hồng, ngoài khơi phía Bắc Việt Nam, tiếp giáp với MVHN ở phía Tây
Bắc, giáp với lô 100-101 ở phía Đông Bắc, giáp lô 103&107 ở phía Nam (Hình I.1),
với 650 km chiều dài và 150 km chiều rộng, chiều dày trầm tích lên tới 10 km tại trung
tâm bồn trũng.

Hình I.1: Vị trí lô 102/10-106/10
I.2. Đặc điểm địa chất khu vực
Bể Sông Hồng là một bồn trầm tích Kainozoi được hình thành như một địa hào
kéo tách theo phương Tây Bắc – Đông Nam và bị giới hạn bởi đứt gãy trượt bằng
Sông Lô, Sông Chảy. Bể Sông Hồng là kết quả của hoạt động xô húc giữa mảng Ấn
Độ và Á-Âu gây ra hoạt động xoay theo chiều kim đồng hồ và hoạt động kéo tách từ
Eocen đến Oligocen sớm là nguyên nhân kiến tạo chính tạo ra bể Sông Hồng. Sau đó,
bể Sông Hồng trải qua thời kỳ hoạt động nghịch đảo kiến tạo trong Miocen giữa -


muộn và tiếp tục lún chìm nhiệt cho tới hiện tại. Đây là một bể phức tạp với lịch sử
phát triển từ thời kỳ Paleogen tới nay, bể đã trải qua các pha căng nén, nghịch đảo, bào
mòn – cắt xén và lún chìm nhiệt. Do đó, bể Sông Hồng có rất nhiều đơn vị cấu trúc
khác nhau nhưng có thể phân chia thành 3 vùng cấu trúc chính trong lô 102/10-106/10
như sau:
-

Vùng Rìa Tây Nam: Nằm ở phía Tây Nam của đứt gãy Sông Chảy và thuộc đới

đơn nghiêng Thanh Nghệ với phức hợp đá trầm tích biến chất tuổi Proterozoi và chiếm
chủ yếu là cacbonat Mesozoi, trầm tích vụn Mesozoic và chiều dày trầm tích

Kainozoic xấp xỉ 2000 m.
Vùng Trung Tâm: Nằm ở giữa đứt gãy Sông Lô và đứt gãy Sông Chảy và là
vùng nghịch đảo kiến tạo Miocen. Diện tích này đã bị nghịch đảo từ Miocen giữa tới
Miocen muộn, thậm chí một số phần xảy ra nghịch đảo trong Plioxen sớm. Nguồn gốc
của hiện tượng nghịch đảo kiến tạo là do hoạt động trượt bằng phải của đứt gãy Sông
Hồng do vậy trầm tích Miocen bị nén ép, nâng lên và cắt xén vài trăm mét cho tới
hàng ngàn mét. Đối tượng Hồng Hà Bắc nằm ở vùng Trung tâm.
Vùng Rìa Đông Bắc: Nằm ở phía Đông Bắc của đứt gãy Sông Lô và phân chia
thành thềm Hạ Long và phụ đới Bạch Long Vĩ. Thềm Hạ Long là móng Paleozoic với
chiều dày trầm tích Kainozoi xấp xỉ 2000 m và đặc trưng bởi cacbonat dạng khối và
phân phiến, serisit, cát kết dạng quarzit trong móng, cát kết độ chọn lọc trung bình - tốt
trong trầm tích vụn, thềm Hạ Long có các địa hào nông như Yên Tử - Chí Linh. Ngoài
ra, phụ đới Bạch Long Vĩ còn chịu ảnh hưởng của hoạt động nghịch đảo từ Oligocen
muộn tới Miocen sớm tạo ra các đối tượng triển vọng trong Oligocen tới Miocen, được
phân bố trong các địa hào hẹp.


Hình I.2: Bản đồ cấu trúc nóc móng Đệ Tam và các đơn vị kiến tạo chính khu vực 102106 và vùng lân cận

Hình I.3: Các đơn vị cấu trúc chính lô 102-106
I.3. Lịch sử tìm kiếm thăm dò trong lô
Các hoạt động thăm dò chính trong lô gồm có:
Thu nổ 14.476 km địa chấn 2D và 2.224 km2 địa chấn 3D (Bảng I.1)
Khoan 13 giếng khoan trong đó có 06 giếng khoan phát hiện dầu khí (Bảng I.2)


Bảng I.1. Khối lượng thu nổ địa chấn khu vực lô 102-106, Bắc bể Sông Hồng
Nhà điều hành

Giai đoạn thu nổ


PVN
Total
Idemitsu

PCOSB

PVEP
Tổng cộng

1983-1984
1989-1990
1993
2003
2005
2005
2007
2012

Khối lượng thu nổ
2D (Km)
3D (Km2)
800
0
9.200
0
2.270
0
0
450

0
284
0
320
2.206
0
0
1170
14.476
2.224

Bảng I.2: Tổng hợp giếng khoan lô 102/10&106/10
ST
T
1
2

Nhà
điều
hành
Idemits
u
Idemits
u

Tên giếng
102-CQ-1X
102-HD-1X

Năm

199
4
199
4

TD
(mMD
)
3021
3095

3

PCOSB

106-YT-1X

200
4

1967

4

PCOSB

106-YT-2X

200
9


2636

5

PCOSB

106-HL-1X

200
6

1930

6

PCOSB

102-TB-1X

200
6

2900

7

PCOSB

106-HR-1X


200
8

3767

Kết quả
Biểu hiện khí trong cát kết MiocenOligocen. Không thử DST
Biểu hiện dầu kém trong Miocen.
Không thử DST
Phát hiện dầu trong cát kết Miocen
giữa. Khoan vào đá móng cacbonat
350m. DST bị hủy do H2S cao
(>2200ppm).
Thẩm lượng móng Cacbonat. Biểu
hiện HC trong cát kết Miocen.
Không có biểu hiện khí trong móng
Cacbonat. Không thử DST. Giếng
khô.
Biểu hiện kém trong cát kết
Miocen. Khoan vào móng Cacbonat
550m, không có biểu hiện HC. Thử
DST nhưng không cho dòng.
Phát hiện khí trong cát kết Miocen.
Thử 2 DST. DST#1: 23 mmscf/d &
DST#2: 24 mmscf/d.
Phát hiện dầu trong Cacbonat. DST
cho dòng dầu 4800 bbl/d & khí 6
mmscf/d.



ST
T

Nhà
điều
hành

TD
(mMD
)

Tên giếng

Năm

3920

8

PCOSB

106-HR-2X

200
9

9

PCOSB


106-DS-1X

200
9

3201

10

PVEP

106/10HRN-1X

201
3

4148

11

PVEP

102/10-SP1X

201
4

2605


12

PVEP

106/10HRD-1X

201
4

4038

13

PVEP

106/10HRD-2X

201
5

3392

Kết quả
Thẩm lượng dầu trong tầng chứa
móng Cacbonat. DST cho kết quả
3400 bbl/d.
Bắt gặp móng Cacbonat. Biểu hiện
dầu. Thử DST. Giếng khô.
Phát hiện khí/condesate trong tầng
chứa móng. Thử DST cho kết quả

22 mmscf/d & condensate 2390
bbl/d, H2S 2000ppm, CO2: 9-13%.
Biểu hiện HC yếu trong MiocenOligocen. Không thử DST. Giếng
khô.
Biểu hiện dầu&khí trong cát kết
Oligocen & móng Cacbonat. Cát
kết Oligocen cho dòng khí:
mmscf/d & condensate 2391 bbl/d
(H2S: 8500 ppm, CO2: 9%), móng
cacbonat: 13,7 mmscf/d &
condensate 895 bbl/d
(H2S~7000ppm, CO2: 10%)
Thẩm lượng cát kết Oligocen. Biểu
hiện HC yếu. Không thử DST.
Giếng khô.

I.4. Tiềm năng dầu khí lô 102/10&106/10
14 đối tượng tiềm năng đã được đánh giá dựa trên 5 yếu tố như tầng sinh, chứa,
chắn, thời gian và di dịch. Nhìn chung, hệ thống dầu khí lô 102/10-106/10 thuận lợi
cho tích lũy dầu khí thương mại,được chứng minh bởi các phát hiện khí trong cát kết
Miocen lô 102/10 (phát hiện Thái Bình), khí-condesat trong cát kết Oligocen và móng
cacbonat trong lô 106/10 (phát hiện Hàm Rồng Đông), dầu trong cát kết Miocen lô
106/10 (phát hiện Yên Tử) và dầu trong móng cacbonat lô 106/10 (phát hiện Hàm
Rồng & Hàm Rồng Nam). Được chia thành hai nhóm như sau:
Đối tượng móng Cacbonat: Các cấu tạo Hàm Rồng Tây, Vàm Cỏ Tây, Chí Linh,
Tiên Lãng có tiềm năng trong móng Cacbonat.


Đối tượng Clastic: Các cấu tạo Hồng Hà, Hồng Hà Bắc, Sapa Nam, Sapa Bắc,
Bạch Long Bắc, Bến Hải, Cây Quất, Hàm Rồng Nam, Hàm Rồng Đông mong đợi có

tiền năng khí trong tầng Miocen dưới và giữa.

Hình I.4: Bản đồ phát hiện và đối tượng tiềm năng lô 102/10&106/10


Bảng I.3: Tổng hợp tiềm năng dầu khí các cấu tạo còn lại lô 102/10&106/10
STT
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15

Đối tượng

Trầm tích vùng
nghịch đảo
Miocen

Trầm tích vùng

rìa Đông Bắc

Móng Cacbonat
vùng rìa Đông
Bắc
TỔNG

Cấu tạo
Hồng Hà Bắc
Hồng Hà
Cây Quất
Bến Hải
Sapa Bắc
Sapa Nam
Bạch Long Bắc
Tổng
Hàm Rồng Nam
Hàm Rồng Đông
Tổng
Hàm Rồng Đông
Chí Linh
Chí Linh Bắc
Hàm Rồng Tây
Vàm Cỏ Tây
Tiên Lãng
Tổng

GIIP
(bcf)
143,40

131,08
256,22
368,84
141,62
415,30
91,78
2548,24
31,55
320,54
352,09
23,13
359,43
382,56
2282,89

OIIP&CIIP
(MMbls)

POS
(%)
19
18
13
11
15
8
22

2,78
25,64

28,42
1,72
315,70
19,91
211,64
54,76
51,32
655,05
683,47

28
24
24
8
6
20
20
4


II. CÔNG TÁC MINH GIẢI ĐỊA CHẤN
II.1. Liên kết giếng khoan trong khu vực lân cận
Giếng khoan HH được đặt tại khu vực phía Đông của khảo sát Hồng Hà 3D, và
trong phạm vi của khảo sát này đã có giếng khoan 102-TB-1X (được khoan năm
2005) cũng có điều kiện địa chất, địa tầng tương đồng với giếng khoan HH, do đó
giếng khoan TB-1X sẽ được sử dụng làm cơ sở để liên kết về địa tầng, thạch học
cũng như các marker địa chấn cho giếng khoan HH dự kiến.
Băng địa chấn tổng hợp của giếng khoan 102-TB-1X kết hợp cùng với tài liệu
địa chấn của khảo sát Hồng Hà 3D để liên kết các mt phản xạ địa chấn từ TB-1X
sang giếng khoan HH dự kiến (Hình II.3).


Hình II.1: Sơ bộ tài liệu địa chấn khu vực cấu tạo Hồng Hà


Hình II.2: Sơ bộ chất lượng tài liệu địa chấn của khảo sát Hồng Hà 3D_2005


Hình II.1: Băng địa chấn tổng hợp của giếng khoan 102-TB-1X
II.2. Minh giải tài liệu địa chấn
Công tác minh giải tài liệu địa chấn của khảo sát Hồng Hà 3D được thực hiện trên
phần mềm IHS Kingdom Suite tại văn phòng PVEP Sông Hồng. Nhóm kĩ thuật đã
tiến hành minh giải 04 mặt phản xạ chính đại diện cho các tập địa chất chính và các
tầng vỉa chính được liên kết từ giếng khoan TB-1X (Hình II.4 đến II.6). Các đặc tính
địa chấn của các mặt phản xạ được thể hiện ở Bảng II.1


Hình II.2: Tuyến liên kết từ giếng khoan TB-1X sang giếng khoan HH dự kiến

Hình II.3: Mặt cắt ngang qua cấu tạo Hồng Hà và giếng khoan HH dự kiến


Hình II.6: Mặt cắt dọc qua cấu tạo Hồng Hà và giếng khoan HH dự kiến
Bảng II.1: Đặc tính địa chấn của các mặt phản xạ được minh giải
Mặt phản xạ địa chấn
U100 (Bất chỉnh hợp đáy Pliocen)

Pha phản xạ
Pha dương

Chất lượng tài liệu

Khá đến Tốt

U220 (Nội tầng Miocen giữa)

Pha âm

Tốt

U240 (Nội tầng Miocen giữa)

Pha âm

Tốt

U260 (Nóc tầng Miocen dưới)

Pha dương

Khá đến Tốt

Đứt gãy được minh giải bắt đầu từ U100 xuống các mặt phản xạ bên dưới sâu
hơn, toàn bộ công việc minh giải- liên kết tài liệu địa chấn, liên kết các đứt gãy, vẽ
bản đồ và tính toán trữ lượng được thực hiện trên phần mềm HIS Kingdom Suite.

 Mặt phản xạ U100 – Bất chỉnh hợp đáy Plioxen
Trên mặt cắt địa chấn, mặt phản xạ U100 được nhận dạng là một bất chỉnh hợp
góc đáy của Plioxen và có đặc tính về địa chấn có biên độ trung bình và tính liên tục
tốt trên toàn bộ khu vực nghiên cứu. Về mặt hình thái, mặt phản xạ U100 không bị
ảnh hưởng bởi hệ thống đứt gãy nói chung.



 Mặt phản xạ U220 – Nội tầng Mioxen giữa
Mặt phản xạ U220 được nhận diện với biên độ địa chấn và tính liên tục rất tốt
nên công việc minh giải mặt phản xạ này tương đối chính xác cho toàn khu vực của
khảo sát Hồng Hà 3D. Marker của mặt phản xạ này được nhận dạng bằng 1 tập than
tương đối dày bên giếng khoan 102-TB-1X được liên kết sang.

 Mặt phản xạ U240 – Nội tầng Mioxen giữa
Mặt phản xạ U240 được nhận dạng là một phản xạ địa chấn có biên độ cao và
tính liên tục tốt trên toàn bộ khảo sát Hồng Hà 3D. Mặt phản xạ này được minh giải
với mục đích liên kết với tầng chứa có phát hiện HC được liên kết từ tầng sản phẩm
bên giếng khoan 102-TB-1X. Địa tầng U240 mỏng dần về phía Đông Bắc và sẽ
onlap vào tầng Móng trước đệ Tam U500.

 Horizon U260 – Near Top Lower Miocene
Mặt phản xạ U260 được nhận dạng là pha Dương trên tài liệu địa chấn với biên
độ trung bình, tính liên tục kém, tập U260 cũng sẽ mỏng dần và onlap vào Móng
trước đệ Tam U500. Marker của mặt phản xạ này được liên kết sang từ giếng khoan
102-TB-1X.
II.3. Chuyển đối thời gian - chiều sâu và công tác xây dựng bản đồ đằng thời và
đẳng sâu
Đường cong thời gian - chiều sâu được xây dựng với mục đích chuyển đổi các
bản đồ cấu trúc từ miền thời gian chuyển sang miền chiều sâu. Sau khi kiểm tra và
đối sánh với một số giếng khoan lân cận, nhóm kĩ thuật đã quyết định tiếp tục sử
dụng tài liệu VSP của giếng khoan TB-1X làm thông số đầu vào cho bước chuyển
đổi thời gian- chiều sâu tại giếng khoan HH dự kiến.
Phần mềm IHS Kingdom Suite cũng được sử dụng để xây dựng hàm chuyển đổi
từ miền thời gian sang miền chiều sâu (hình II.7) và chuyển đổi các bản đồ của các
mặt phản xạ chính.
Dưới đây là các bản đồ cấu trúc theo miền chiều sâu, đã được sử dụng hàm

chuyển đổi từ giếng khoan TB-1X, bao gồm các tầng chứa chính để đưa vào tính
toán trữ lượng cho cấu tạo là các tầng U220, U240 và U260 (hình II.8 đến II.10).


Mối quan hệ Thời gian - Độ sâu tại GK 102-TB-1X
0
500

0

0.5

1

1.5

2

2.5

f(x) = 489.06x^2 + 558.48x + 69.31
R² = 1

1000
1500
2000
2500
3000
3500


Hình II.7: Mô hình vận tốc được sử dụng cho công tác chuyển đổi từ miền thời gian
sang miền chiều sâu

Hình II.8: Bản đồ đẳng sâu mặt U220 khu vực cấu tạo Hồng Hà


Hình II.9: Bản đồ đẳng sâu mặt U240 khu vực cấu tạo Hồng Hà

Hình II.10: Bản đồ đẳng sâu mặt U260 khu vực cấu tạo Hồng Hà


`
III. ĐÁNH GIÁ CẤU TẠO
III.1. Mô tả cấu tạo
Cấu tạo Hồng Hà nằm ở khu vực Tây Bắc của lô 102/10 cách cửa Ba Lạt khoảng
25km về phía Đông Nam, cách phát hiện Thái Bình khoảng 10km về phía Đông Bắc
(Hình III.1). Cấu tạo Hồng Hà nằm trên một trong những dải nâng được hình thành
trong pha nghịch đảo kiến tạo cuối Miocen. Khu vực này đã được khảo sát địa chấn
3D. Cấu tạo Hồng Hà có dạng hình ô-van kéo dài theo phương Tây Bắc – Đông Nam.
Phần trũng giữa cấu tạo Thái Bình và Hồng Hà là phần kéo dài của Trũng Đông Quan.
Cấu tạo Hồng Hà được tin tưởng có tiềm năng dầu khí trong lát cắt trầm tích Miocen
sớm - giữa. Trên các mặt cắt địa chấn và bản đồ cấu trúc các tầng nóc Miocen sớm giữa, cấu tạo Hồng Hà bị chia cắt và phức tạp bởi nhiều đứt gãy và được chia ra thành
03 khối chính: Tây Bắc, Trung tâm, và Đông Nam.
Trên bản đồ mặt U220 tồn tại các khép kín 2-3 chiều kề áp đứt gãy tại các khối
Trung tâm và Đông Nam. Khối Trung tâm có diện tích khép kín khoảng 4,2km 2 tại độ
sâu 990m TVDSS với biên độ cấu tạo là 90m. Khối Đông Nam có diện tích khép kín
khoảng 5,86km2 tại độ sâu 1020m TVDSS với biên độ cấu tạo là 200m (Hình III.2).
Trên bản đồ mặt U240 tồn tại các khép kín 2-3 chiều kề áp đứt gãy tại cả 3 khối.
Khối Tây Bắc có diện tích khép kín khoảng 1,9km2 tại độ sâu 1320m TVDSS với biên
độ cấu tạo là 40m. Khối Trung tâm có diện tích khép kín khoảng 3,56km 2 tại độ sâu

1210m TVDSS với biên độ cấu tạo là 100m. Khối Đông Nam có diện tích khép kín
khoảng 5,0km2 tại độ sâu 1220m TVDSS với biên độ cấu tạo là 200m (Hình III.3).
Trên bản đồ mặt U260 tồn tại các khép kín 2-3 chiều kề áp đứt gãy tại cả 3 khối.
Khối Tây Bắc có diện tích khép kín khoảng 1,27km 2 tại độ sâu 1610m TVDSS với
biên độ cấu tạo là 30m. Khối Trung tâm có diện tích khép kín khoảng 2,61km 2 tại độ
sâu 1470m TVDSS với biên độ cấu tạo là 120m. Khối Đông Nam có diện tích khép
kín khoảng 3,15km2 tại độ sâu 1470m TVDSS với biên độ cấu tạo là 150m (Hình
III.4).


`

Hình III.1: Vị trí cấu tạo Hồng Hà


`

Hình III.2: Bản đồ đẳng sâu mặt U220 cấu tạo Hồng Hà

Hình III.3: Bản đồ đẳng sâu mặt U240 cấu tạo Hồng Hà


`

Hình III.4: Bản đồ đẳng sâu mặt U260 cấu tạo Hồng Hà
III.2. Hệ thống dầu khí
III.2.1. Đá sinh
Đánh giá về đá sinh chủ yếu được dựa vào các nghiên cứu về mô hình địa hóa
được triển khai bởi Viện Dầu khí và các nghiên cứu liên quan đã thực hiện của PVEP.
Những kết quả chính từ các nghiên cứu mô hình địa hóa này như sau:

 Đá sinh là các trầm tích tuổi Eocen – Oligocen và Miocen (trong các địa hào
và bán địa hào).
 Đá sinh Eocen – Oligocen gồm chủ yếu là Kerogen loại II và III có nguồn gốc
đầm hồ và sông, được lắng đọng trong các trung tâm trầm tích. Hàm lượng
TOC dao động trong khoảng 1,5-5% và chỉ số HI khoảng 300-500mg/g. Các
phát hiện dầu khí trong khu vực đã chứng minh về đá sinh của khu vực.
 Đá sinh Miocen gồm chủ yếu là Kerogen loại II và III. Các đá sinh này có
thành phần chủ yếu là than, sét kết. Hàm lượng TOC dao động trong khoảng
0,5-2% (lên tới 60% trong than) và chỉ số HI khoảng 100-200mg/g.


`
 Độ giàu vật chất hữu cơ trong khoảng từ trung bình đến tốt.
III.2.2. Đá chứa
Đối tượng thăm dò của giếng khoan HH là các tập cát kết tuổi Miocen sớm –
giữa đã được nâng lên trong pha nghịch đảo kiến tạo cuối Miocen. Theo kết quả
nghiên cứu về địa tầng phân tập của lô 102-106, các mô hình về địa tầng trầm tích, hệ
thống dầu khí và môi trường lắng đọng trầm tích từ tập Miocen dưới đến Miocen trên
đã được thành lập. Theo đó, một loạt các tập chứa trong Miocen dự kiến sẽ hiện diện
tại cấu tạo Hồng Hà. Trong tập trầm tích Miocen, các tập đá chứa được thành tạo trong
môi trường từ đồng bằng châu thổ đến biển nông. Lát cắt trầm tích Miocen tại giếng
khoan 102-HH được dự đoán sẽ tương tự như của giếng khoan 102-TB-1X.
III.2.3. Chắn
Yếu tố chắn tại cấu tạo Hồng Hà bao gồm 02 thành phần là chắn nóc và chắn đứt
gãy.
Chắn nóc tại cấu tạo Hồng Hà là các tập sét tuổi Miocen sớm – giữa hình thành
trong môi trường biển và đồng bằng châu thổ.
Chắn đứt gãy tại cấu tạo Hồng Hà chưa được nghiên cứu. Do đó, đây chính là rủi
ro chính của cấu tạo.
III.2.4. Bẫy

Cấu tạo Hồng Hà được hình thành trong pha nghịch đảo kiến tạo cuối Miocen.
Kết quả của pha nghịch đảo kiến tạo này làm các trầm tích trước đó bị nâng lên, uốn
nếp và bóc mòn tại những khu vực bị nâng cao hơn mực nước biển, sau đó bị phủ lên
bởi các trầm tích Pliocen – Pleistocen tương đối nằm ngang. Cấu tạo Hồng Hà nằm ở
rìa Đông Bắc của trũng Đông Quan, có ranh giới đứt gãy Sông Lô về phía Đông Bắc
và đứt gãy Vĩnh Ninh về phía Tây Nam. Cả hai đứt gãy này đều phát triển từ khu vực
Miền võng Hà Nội kéo dài ra đến khu vực trũng trung tâm. Các đứt gãy này hình thành
trong Kainozoi, tái hoạt động nhiều lần trong các pha căng giãn và sau căng giãn. Cấu
tạo này được hình thành khá muộn (cách đây khoảng 5-10 triệu năm), sau các pha di
dịch hydrocacbon chính nên đây cũng là một rủi ro đáng kể.


`
III.2.5. Thời gian và Di dịch
Theo kết quả nghiên cứu về mô hình địa hóa của khu vực, cấu tạo Hồng Hà nằm
trong đới trưởng thành dầu. Hiện nay, tại khu vực cấu tạo Hồng Hà, các trầm tích từ
Eocen đến phần giữa của Oligocen đang trong pha tạo khí, các trầm tích từ phần trên
của Oligocen đến Miocen sớm đang trong pha tạo dầu.
Dựa vào vị trí phân bố của các trũng sinh dầu khí chính cho thấy hydrocacbon có
khả năng di dịch từ phía Tây – Tây Nam vào cấu tạo Hồng Hà.
Thời điểm hydrocacbon di thoát mạnh mẽ nhất từ địa hào trung tâm là khoảng 17
triệu năm trước. Do đó, việc bẫy hình thành sau giai đoạn di thoát chính này cũng là
một rủi ro đáng kể của cấu tạo.
III.3. Dự báo trữ lượng và Đánh giá rủi ro
III.3.1. Dự báo trữ lượng
Cấu tạo Hồng Hà được dự báo có tiềm năng khí trong trầm tích Miocen sớm –
giữa.
III.3.1.1. Phương pháp tính
Trữ lượng khí tại chỗ được tính toán theo phương pháp thể tích bằng công thức
sau:

GIIP = 35,3147*10-3*S*NP*Gf*Ф*Sg/Bg*Tf
Trong đó:
GIIP:

Trữ lượng khí tại chỗ (BCF – tỉ bộ khối)

S:

Diện tích cấu tạo (km2)

NP:

Chiều dày vỉa chứa khí (m)

Gf:

Hệ số hình học

Ф:

Độ rỗng vỉa chứa

Sg:

Độ bão hòa khí trong vỉa chứa

Bg:

Hệ số thể tích của khí (rcf/scf – bộ khối tại điều kiện vỉa/bộ khối tại điều
kiện tiêu chuẩn)



`
Tf:

Hệ số nạp bẫy

35,3147*10-3: Hệ số chuyển đổi (triệu m3 → BCF - tỉ bộ khối)
S: là diện tích ở điểm tràn của cấu tạo, được đo trên các bản đồ nóc các tập U260,
U240, U220.
NP, Ф, Sg: lấy tương tự từ các vỉa đã phát hiện khí tại giếng 102-TB-1X.
Gf: phụ thuộc vào hình dạng cấu tạo, lấy trung bình là 0,7.
Bg: được tính toán theo độ sâu tương ứng trên cơ sở phân tích mối tương quan
giữa Bg với độ sâu của khí tại giếng 102-TB-1X.
Hệ số nạp bẫy: được tính toán dựa theo các phát hiện khí lân cận, lấy trung bình
là 0,75.
Các thông số đầu vào để tính toán trữ lượng khí cho cấu tạo Hồng Hà được trình
bày trong Bảng III.1 dưới đây:
Bảng III.1: Thông số đầu vào tính toán tiềm năng khí cấu tạo Hồng Hà
Khối

Đông
Nam

Tập

S
(km2)

U220


5,86

U240
U260

5,00
3,15

Tổng
U220
Trung
tâm

U240
U260

Tây Bắc

U260
Tổng

30
13
27
70

4,20
30
3,56

13
2,61
27
70

Tổng
U240

NP
(m)

1,90
1,27

13
27
40

PHI

Sg

0,18
5
0,18
0
0,13
8

0,58

6
0,48
0
0,72
3

0,18
5
0,18
0
0,13
8

0,58
6
0,48
0
0,72
3

0,18
0
0,13
8

0,48
0
0,72
3


FV
F
95
115
130
100
110
130
130
150

Gf

Tf

0,7
0
0,7
0
0,7
0

0,75

0,7
0
0,7
0
0,7
0


0,75

0,7
0
0,7
0

0,75

0,75
0,75

0,75
0,75

0,75


`
III.3.1.2. Trữ lượng khí tại chỗ
Trữ lượng khí tại chỗ cho cấu tạo Hồng Hà được tóm tắt trong Bảng III.2 dưới
đây:

Bảng III.2: Trữ lượng khí tại chỗ cấu tạo Hồng Hà
Khối

Tập

U220

U240
Đông Nam
U260
Tổng
U220
U240
Trung tâm
U260
Tổng
U240
Đông Nam
U260
Tổng
TỔNG CẤU TẠO

Nhỏ
27,2
9,7
16,6
53,5
20,5
6,6
13,7
40,8
4,2
7,7
11,9
106,2

GIIP (bcf)

Trung bình
33,6
12,0
20,5
66,1
25,3
8,2
16,9
50,4
5,1
9,5
14,7
131,1

Lớn
40,6
14,5
24,7
79,9
30,6
9,9
20,5
61,0
6,2
11,5
17,7
158,6

III.3.2. Đánh giá rủi ro
III.3.2.1. Đá sinh

Sự hiện diện của đá sinh tại lô 102-106 đã được chứng minh bởi các nghiên cứu
về địa hóa, các phát hiện dầu khí ở khu vực lân cận như: các mỏ khí Thái Bình, Tiền
Hải C, Đông Quan D, D14, Wheizheou (Trung Quốc), mỏ dầu Hàm Rồng và các
giếng khoan phát hiện dầu khí như: B10-STB-1X, 102-YT-1X, 103-TH-1X, 107-BAL1X, 103-HOL-1X, 103-HAL-1X, 103-DL-1X, 107-KL-1X. Khả năng thành công của
đá sinh được đánh giá ở mức 0,9.
III.3.2.2. Chứa
Đối tượng của giếng khoan 102-HHlà các trầm tích vụn tuổi Miocen sớm – giữa.
Đặc điểm trầm tích tại cấu tạo Hồng Hà được cho là tương tự với khu vực Thái Bình.
Dựa vào tài liệu đo carota giếng khoan 102-TB-1X, sự hiện diện của đá chứa cũng như


`
chất lượng đá chứa tại cấu tạo Hồng Hà được cho là khá chắc chắn. Chất lượng đá
chứa được đánh giá giảm dần từ trên xuống dưới do độ rỗng và độ thấm giảm dần theo
chiều sâu. Khả năng thành công của đá chứa được đánh giá ở mức 0,8 đối với tập
U220, 0,75 đối với tập U240 và 0,7 đối với tập U260.
III.3.2.3. Chắn
Yếu tố chắn ở cấu tạo Hồng Hà bao gồm 02 thành phần: chắn nóc và chắn đứt
gãy. Chắc nóc được đánh giá có độ tin tưởng cao (tương tự khu vực Thái Bình). Tuy
nhiên chắn đứt gãy tại cấu tạo Hồng Hà được đánh giá là có độ tin tưởng trung bình –
thấp. Trên các mặt cắt địa chấn cho thấy biên độ dịch chuyển dứt gãy của tập U260 lớn
hơn các tập U220 và U240. Điều này làm tăng khả năng chắn cho tầng U260 hơn so
với các tầng U220 và U240. Vì vậy, khả năng thành công của yếu tố chắn được đánh
giá ở mức 0,5 đối với tập U220 và U240, 0,6 đối với tập U260.
III.3.2.4. Cấu trúc
Cấu tạo Hồng Hà đã được bao phủ bởi tài liệu địa chấn 3D có chất lượng tốt. Kết
quả minh giải tài liệu cho thấy cấu tạo Hồng Hà là một cấu trúc lồi bị phân cắt bởi các
đứt gãy. Cấu tạo Hồng Hà được phân chia thành 3 khối chính: Tây Bắc, Trung tâm, và
Đông Nam. Khối Đông Nam có diện tích lớn nhất trong số 3 khối này. Diện tích của
khối Đông Nam trên các bản đồ U220, U240, U260 lần lượt là 5,86km 2 với biên độ

200m, 5,0km2 với biên độ 200m và 3,15 km2 với biên độ 150m. Yếu tố cấu trúc của
được đánh giá cao hơn đối với tầng có diện tích và biên độ lớn hơn. Vì vậy, khả năng
thành công của yếu tố cấu trúc được đánh giá ở mức 0,75 đối với tập U220 và U240,
0,7 đối với tập U260.
III.3.2.4. Thời gian và Di dịch
Cấu tạo Hồng Hà nằm ở trũng Đông Quan, thích hợp để đón nhận dòng
hydrocacbon di dịch từ trũng này. Cấu tạo này được hình thành trong pha nghịch đảo
kiến tạo cuối Miocen. Việc bẫy được thành lập sau pha di dịch chính của hydrocacbon
là một yếu tố rủi ro đáng kể. Tuy nhiên cấu tạo vẫn có thể đón nhận tốt dòng di cư
hydrocacbon từ pha di dịch muộn. Khả năng thành công của yếu tố Thời gian và Dịch
chuyển được đánh giá ở mức 0,7 đối với tất cả các tập.
III.3.2.5. Khả năng thành công