Bể trầm tích Phú Khánh và tài nguyên dầu khí

Chương Bể trầm tích Phú Khánh và tài nguyên dầu khí 8 237 Chương 8. Bể Phú Khánh và tài nguyên dầu khí Bể Phú Khánh nằm dọc theo bờ biển miền Trung Việt Nam, giới hạn bởi vĩ tuyến 140 - 110 Bắc và kinh tuyến 109020’ - 1110 Đông hoặc cũng có thể phát triển hơn về phía Đông (xem Hình 5.1, chương 5). Về phương diện địa chất, bể Phú Khánh giáp giới với bể Cửu Long ở phía Nam, bể Nam Côn Sơn ở phía Đông Nam, bể Sông Hồng ở phía Bắc, bể Hoàng Sa ở phía Đông Bắc, thềm Đà Nẵng, thềm Phan Rang ở phía Tây và về phía Đông, nơi chưa được nghiên cứu, có thể tồn tại một bể khác nằm giữa bể Phú Khánh và phần sâu nhất của Biển Đông. Địa hình đáy biển trong vùng rất phức tạp với đặc trưng của một biển rìa, bao gồm các địa hình: thềm lục địa, sườn lục địa và chân lục địa với các hố sụt và khối nâng địa phương, mực nước biển sâu từ 0-3.000m. Các đơn vị địa chất ở đây nằm trên phần vỏ lục địa và vỏ chuyển tiếp giữa lục địa và đại dương, cũng có thể có một phần nằm trên vỏ á đại dương ở phía Đông (?). Thềm lục địa rất hẹp, mực nước sâu từ 0-200m, nằm trên móng granit phân dị, nơi móng nhô cao tạo thành các dải nâng ngầm và nơi sụt lún tạo thành các trũng tích tụ nhỏ. Do hoạt động của các hệ thống đứt gãy, móng của thềm bị trượt theo khối, tạo ra dạng địa hình bậc thang, sâu dần về phía Biển Đông. Sườn lục địa kế tiếp thềm Đà Nẵng, Phan Rang là một vùng có độ sâu nước biển từ 150 đến 3.000m, độ dốc từ vài độ đến vài chục độ, bề rộng từ 20km- 200km. Mức độ phân cắt sườn lục địa cao hơn nhiều so với phần thềm, với nhiều dẫy núi ngầm và rạch ngầm (canyon). Ở phần phía Bắc, tương ứng với Quảng Nam đến Bình Định và phần phía Nam tương ứng với Bình Thuận-Ninh Thuận, sườn lục địa tương đối rộng, ngược lại ở vùng giữa, tương ứng với Nam Bình Định đến Khánh Hòa, sườn lục địa rất hẹp, có nơi chỉ còn 18km, tạo thành một hình móng ngựa, đánh dấu vùng biển tách giãn lấn sâu nhất vào gần địa khối Kon Tum. Các đồng bằng biển thẳm địa hình tương đối bằng phẳng nằm ở phía ngoài chân sườn lục địa. Tuy không có những tài liệu địa chấn nhưng theo các kết quả nghiên cứu trọng lực, nằm dưới đồng bằng biển thẳm là những địa hào kích thước khác nhau, đó là những trũng tích tụ, bề dày trầm tích có thể lên đến 3 - 4 km. Do bể Phú Khánh chủ yếu thuộc vùng nước sâu, công tác nghiên cứu còn ít, chưa có khoan thăm dò nên những nét cấu trúc địa chất chính được khái quát theo tài liệu khảo sát địa chấn khu vực và liên hệ với các bể trầm tích lân cận, nơi đã được nghiên cứu tương đối chi tiết, đã có phát hiện và đang khai thác dầu khí. 1. Giới thiệu 238 Địa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam 2. Lịch sử nghiên cứu, tìm kiếm thăm dò dầu khí Mặc dù bể Phú Khánh còn ít được nghiên cứu, song công tác nghiên cứu địa chất ở phần đất liền sát phía Tây bể Phú Khánh được các nhà địa chất Pháp nghiên cứu từ rất sớm trong công tác khảo sát lập bản đồ tỷ lệ 1:500.000 vùng Đà Nẵng (1935), Nha Trang (1937) và Qui Nhơn (1942). Điểm lộ dầu lần đầu tiên được phát hiện vào 1920-1923 tại Đầm Thị Nại (Qui Nhơn), phần đất liền kề với bể Phú Khánh. Năm 1944 các nhà địa chất Pháp đã khoan tìm kiếm ở đây nhưng không còn tài liệu để lại. Từ 1944-1964, Saurin cũng đã nghiên cứu điểm lộ dầu ở Đầm Thị Nại và kết luận rằng nguồn dầu không phải từ Neogen mà có lẽ từ các lớp Sapropel giàu tảo (algae) ở vịnh Qui Nhơn cung cấp [27,28]. Từ sau năm 1960 nhiều cuộc khảo sát của các nhà địa chất-địa vật lý Pháp, Mỹ, Đức, Nhật, Trung Quốc đã được tiến hành trong các chương trình nghiên cứu biển Đông. Từ sau năm 1970, các công ty dầu khí nước ngoài đã tiến hành các nghiên cứu địa chất-địa vật lý với mục đích tìm kiếm dầu khí sơ bộ dưới sự quản lý của chính quyền Sài Gòn cũ và từ 1979 đến nay các hoạt động nghiên cứu càng được tăng cường dưới sự quản lý của Tổng cục Dầu mỏ và Khí đốt Việt Nam và sau này là Tổng công ty Dầu khí Việt Nam. Cho đến nay, ở vùng biển miền Trung thuộc khu vực bể Phú Khánh đã có nhiều khảo sát địa vật lý như GSI (Mỹ,1974), Malưgin (Liên Xô, 1984), GECO-PRAKLA (1993), NOPEC (1993) với khối lượng khảo sát khoảng 17.000 Km tuyến địa vật lý. Các nghiên cứu trên phần đất liền được nhiều nhà địa chất tiến hành từ 1977 đến nay. Lê Như Lai, Nguyễn Quang Hinh (1977); Phan Huy Quynh (1980); Sladen, Nguyễn Quang Bô (1991); Trần Tĩnh (1988- 1997); Lê Thành (1998) đã phân tích các mẫu ở vùng Đầm Thị Nại và cho thấy loại dầu ở vết lộ tương tự với dầu trong carbonat Miocen ở giếng khoan 119-CH-1X và cho rằng dầu lộ có thể có nguồn gốc từ phần sâu của bề Phú Khánh dịch chuyển lên qua các đứt gãy trong vùng. Năm 2000 Viện Dầu khí hợp tác với Viện Địa chất Nhật Bản (JGI) nghiên cứu các vết lộ từ Nông Sơn đến Kon Tum, Sông Ba, Đầm Thị Nại. Năm 2002-2003 Phạm Quang Trung cùng các cộng sự ở Viện Dầu khí tiếp tục nghiên cứu các mẫu lộ dầu ở Đầm Thị Nại. Các kết luận của các tác giả này còn rất trái ngược nhau nên vấn đề nguồn gốc dầu lộ, chất lượng nguồn đá mẹ còn chưa được giải quyết và cần phải nghiên cứu tiếp. Trong những năm 2001-2004, Viện Dầu khí đã chủ trì đề tài cấp nhà nước KC-09-06 nghiên cứu về địa động lực và tiềm năng dầu khí các vùng nước sâu, xa bờ, trong đó có khu vực bể Phú Khánh. Cũng trong thời gian này, dự án ENRECA do Viện Dầu khí hợp tác với Cục Địa chất Đan Mạch và Greenland (GEUS) đã tiến hành nghiên cứu tổng thể địa chất và tiềm năng dầu khí bể Phú Khánh, trong đó có tập trung nghiên cứu sâu về địa hoá và trầm tích của khu vực Đầm Thị Nại và trũng Sông Ba, phần đất liền kề với bể Phú Khánh. Các kết quả nghiên cứu trên đây, được công bố trong các báo cáo tổng hợp hoặc chuyên đề, lưu trữ tại Trung tâm Thông tin Tư liệu Dầu khí và Viện Dầu khí, thuộc Tổng công ty Dầu khí Việt Nam, và Viện Thông tin Lưu trữ Bảo tàng Địa chất, thuộc 239 Chương 8. Bể Phú Khánh và tài nguyên dầu khí Cục Địa chất và Khoáng sản Việt Nam, cũng như đã công bố trên các Hội nghị, tạp chí trong và ngoài nước, được liệt kê trong phần tài liệu tham khảo, là những nguồn tài liệu chính để tham khảo viết chương này. Điểm nổi bật cần lưu ý là tất cả những điều trình bày ở chương này đều dựa trên kết quả giải thích địa chất các tài liệu địa vật lý là chủ yếu vì trong khu vực này chưa có công trình khoan. Các giếng khoan dùng để liên kết với tài liệu địa vật lý đều nằm ở các bể trầm tích kế cận (Sông Hồng, Cửu Long, Nam Côn Sơn), vừa xa, vừa có cấu trúc địa chất khác biệt, lại bị phân cắt bởi các hệ thống đứt gãy, các đới nâng phức tạp nên độ chính xác còn chứa nhiều hạn chế. 3. Đặc điểm cấu kiến tạo 3.1. Các yếu tố cấu trúc chính Trên cơ sở bản đồ cấu trúc móng trước Đệ Tam có thể phân chia bể Phú Khánh và vùng lân cận thành một số yếu tố cấu trúc chính như (Hình 8.1): • Thềm Đà Nẵng; • Thềm Phan Rang; • Đới nâng Tri Tôn; • Trũng sâu Phú Khánh; • Đới cắt trượt Tuy Hòa. Thềm Đà Nẵng nằm ở phía Tây Bắc bể Phú Khánh, kéo dài theo phương bắc nam, độ sâu mực nước nhỏ hơn 100m, với tầng trầm tích Kainozoi mỏng, chiều dày trầm tích biến đổi tăng dần về phía Đông (Hình 8.2). Thềm Phan Rang nằm ở phía Tây Nam bể Phú Khánh. Cả hai thềm này đều là phần rìa Đông của địa khối Kon Tum và là những khối tương đối vững chắc trong suốt quá trình hình thành, phát triển bể Phú Khánh. Trong quá trình tách giãn, các thềm này được duy trì, chỉ có những nơi không vững chắc do ảnh hưởng của các khối đứt gãy, hình thành nên các địa hào hoặc bán địa hào nhỏ cũng như những địa lũy nhỏ. Các địa hào - bán địa hào này chủ yếu phân bố ở vùng thềm Đà Nẵng (Hình 8.2). Các hoạt động kiến tạo ở vùng thềm rất yếu (Hình 8.3). Tương tự như thềm Đà Nẵng, ở đây trầm tích Đệ Tam mỏng, thay đổi từ vài chục mét đến trên 1.000 m ở phía Đông. Thành phần trầm tích chủ yếu là clastic. Ở những đới cao thuộc rìa phía Đông phát triển các trầm tích carbonat trong Miocen. Đới nâng Tri Tôn nằm phía Đông địa hào Quảng Ngãi, Bắc đới đứt gãy Đà Nẵng và trũng sâu Phú Khánh. Đới nâng này còn có tác giả gọi là đới nâng Quy Nhơn [23]. Qua tài liệu địa chấn có thể thấy vào Trịng s©u Phĩ Kh¸nh §íi c¾t tr−ỵt Tuy Hoμ §íi ®øt g·y §μ n ½ng T hỊ m Ph an ra ng T hỊ m § μ n½ ng BĨ C ưu Lo ng BĨ N am C «n S¬ n §í i n ©n g P hĩ Qu ý §íi n©ng Tri T«n § Þa hμo Q u¶ng N g·i BĨ S«ng Hång BĨ Nam H¶i Nam Tr ơc Gi ·n ®¸ y Bi Ĩn §« ng Hình 8.1. Các yếu tố cấu trúc bể Phú Khánh và lân cận 240 Địa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam Miocen giữa khu vực này chịu sự vận động nén ép, bị uốn nếp và nâng lên, thậm chí bị lộ ra trên mặt biển trong một thời gian dài, nên bị bào mòn, đào khoét mạnh mẽ. Hoạt động này chấm dứt vào đầu Miocen muộn và quá trình lún chìm lại xảy ra, tạo điều kiện trầm đọng các trầm tích Miocen trên và Pliocen - Đệ Tứ có thế nằm bình ổn và tương đối phẳng. Trũng sâu Phú Khánh nằm ở khu vực nước sâu, phía Tây tiếp giáp với vùng sườn lục địa. Đây là vùng có bề dày trầm tích lớn nhất của bể Phú Khánh (Hình 8.3, 8.4). Bản đồ dị thường trọng lực cho thấy phần phía Đông của bể Phú Khánh là dị thường âm có hình dạng gần đẳng thước với độ sâu cực đại nằm ở vùng giao điểm giữa kinh tuyến 110O20 Đông và vĩ tuyến 13O Bắc. Giới hạn phía Đông của trũng sụt lún lớn này nằm ở gần kinh tuyến 112O Đông, sau đó chuyển tiếp sang phần sâu nhất của biển Đông. Đới cắt trượt Tuy Hòa (Tuy Hoa shear zone) nằm ở phía Tây Nam của bể Phú Khánh là một vùng có các đứt gãy biên độ lớn, một số trong các đứt gãy đó xuất phát từ trong móng (Hình 8.5). Phương cấu tạo tây bắc - đông nam của đới cắt trượt Tuy Hòa tương tự như phương của hệ thống đứt gãy Sông Hồng ở phần đất liền miền Bắc Việt Nam. Theo Tapponnier (1982), điều này có lẽ liên quan đến sự biến dạng đới cắt trượt lớn (mega shear zone), kết quả của sự di chuyển khối Indochina và Âu - Á. Trũng sụt lún cạnh đới cắt trượt Tuy Hòa được hình thành nối liền với phần lớn các địa hào xuất hiện trong pha tách giãn chính và trong đó các trầm tích Oligocen dưới, có thể có cả trầm tích Eocen đã trầm đọng. Gần đây (2003) một số tác giả ở Viện Dầu Khí như Lê Đình Thắng, Lê Vân Dung còn phân chia thêm một đơn vị cấu trúc mới, đó là đới đứt gãy Đà Nẵng. Đới này nằm ở phía Nam đới nâng Tri Tôn, tương ứng với khoảng vĩ độ 13O30 Bắc và là giới hạn phía cực Bắc của trũng sâu Phú Khánh. Đới đứt gãy này bao gồm các khối đứt gãy trượt bằng có phương đông bắc - tây nam và sụt bậc, sâu dần về phía Đông Nam. Các Hình 8.2. Mặt cắt địa chấn tuyến VOR-93-101, qua thềm Đà Nẵng và đới đứt gãy Đà Nẵng 241 Chương 8. Bể Phú Khánh và tài nguyên dầu khí đứt gãy, bậc sụt được hình thành chủ yếu trong pha tách giãn đầu tiên và các trầm tích từ Eocen (?), Oligocen được trầm đọng trong các địa hào kế cận (Hình 8.2). Cùng với đới cắt trượt Tuy Hòa ở phía cực Nam, đới đứt gãy Đà Nẵng tạo thành khung hình móng ngựa hở về phía Đông của trũng sâu Phú Khánh. Ngoài các yếu tố cấu trúc trên, một số công trình nghiên cứu vùng này còn đưa khu vực Đông Bắc bể Cửu Long, Tây Bắc bể Nam Côn Sơn vào thành phần của khu vực bể Phú Khánh [37]. Phần mô tả các khu vực này bạn đọc có thể tham khảo trong các chương 9, 10 của quyển sách này. 3.2. Lịch sử phát triển bể Phú Khánh Bể Phú Khánh là một bể tách giãn rìa lục địa thụ động hoặc còn có thể xem là một bể rìa lục địa liên quan đến va chạm các mảng kiến tạo Ấn Độ, Âu - Á và hoạt động tách giãn biển Đông với lịch sử phát triển nhiều pha. Bề dày trầm tích từ 500m ở rìa phía Tây và hơn 10.000m ở trung tâm những hố sụt phía Đông bể. Ở phía Tây, bể Phú Khánh tiếp giáp với thềm Phan Rang và thềm Đà Nẵng. Về phía Nam bể bị ngăn cách với bể Cửu Long bằng đới cắt trượt Tuy Hòa, một đới với các biến dạng dọc theo các mặt có ứng suất tiếp tuyến cực đại theo hướng tây bắc-đông nam. Ở phía Bắc, bể Phú Khánh bị ngăn cách với đới nâng Tri Tôn và địa hào Quảng Ngãi bằng đới đứt gãy Đà Nẵng (Hình 8.1). Theo các kết quả nghiên cứu địa chất kiến tạo của các tác giả nước ngoài và trong nước, sự tiến hóa kiến tạo của bể Phú Khánh cùng có chung một đặc điểm như các bể trầm tích Đệ Tam khác quanh biển Đông và có thể chia thành các giai đoạn tiến hóa kiến tạo chính theo quan điểm của các chuyên gia ở Petrovietnam như sau [37]: Giai đoạn tiền rift (Creta muộn - Eocen) Trong giai đoạn Creta muộn, quá trình thúc trồi của phần Tây Nam Biển Đông được chi phối chủ yếu bởi các hoạt động trượt bằng ngang ở các hệ thống đứt gãy Hình 8.3. Mặt cắt địa chấn tuyến VOR-93-101 cắt ngang trũng sâu Phú Khánh 242 Địa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam Sông Hồng, Tuy Hòa và Three Pagoda. Trong Creta muộn - Paleocen hoạt động phun trào axit xảy ra trên diện rộng, hoạt động bào mòn mạnh mẽ tiếp nối sau hoạt động nâng trồi. Trong Eocen muộn do tác động của chuyển dịch, va mảng Ấn Độ với mảng Âu Á, đưa lại kết quả là phát triển khu vực hút chìm mới theo hướng đông bắc - tây nam. Hoạt động này tạo ra Biển Đông cổ. Hoạt động căng giãn khởi đầu trong thời gian này làm giập vỡ móng trước Đệ Tam (đã từng cố kết và gắn liền với địa khối Kom Tum) tạo tiền đề cho bể Phú Khánh được hình thành như là hệ quả của chuyển động dịch chuyển và quay của khối Indochina, cũng như sự căng giãn đi liền với chuyển động quay và mở rộng Biển Đông. Giai đoạn đồng tạo rift (Eocen muộn? - Oligocen) Quá trình hút chìm của biển Đông cổ dọc theo máng Bắc Borneo tiếp diễn, tạo ra các ứng suất căng giãn trong mảng hút chìm làm tăng thêm sức kéo căng của rìa Indochina và đỉnh cao nhất của hoạt động này là tạo ra sự giãn đáy biển ở vùng nước sâu của biển Đông vào giữa Oligocen. Đây là pha hoạt động tách giãn mạnh nhất, diễn ra gần như đồng thời trong tất cả các bể trầm tích Đệ Tam phía Tây Nam biển Đông. Ở bể Phú Khánh pha này khởi đầu cho sự hình thành, phát triển các địa hào song song với hướng mở của biển Đông và tạo môi trường trầm tích cận lục địa (Hình 8.6). Hoạt động sụt lún và mở rộng ở vùng này đạt quy mô cực đại trong Oligocen. Các yếu tố cấu tạo chính, dương hoặc âm ở bể Phú Khánh được hình thành trong pha đồng tạo rift chính, với trường ứng suất dọc và ngang chiếm ưu thế trong vùng. Tuy nhiên biến dạng nén ép cũng xảy ra ở một vài đứt gãy trượt bằng (strike-slip faults) kết hợp với nén ép nghiêng. Sự căng giãn và sụt lún đồng thời với tách giãn của bể Phú Khánh được diễn ra song hành với hoạt động trầm đọng vật liệu vụn thô và vật liệu phun trào. Giai đoạn nâng lên được kết thúc bằng một bất chỉnh hợp bào mòn mang tính khu vực ở giới hạn tiếp xúc giữa Oligocen - Miocen, đánh dấu cho tính phân dị của các hoạt động kiến tạo trong vùng (Hình 8.7). Tuy nhiên cũng có ý kiến cho rằng ở bể Phú Khánh giai đoạn syn rift có thể còn phát triển trong Miocen sớm (rift muộn), đó là vấn đề cần làm sáng tỏ Hình 8.4. Mặt cắt địa chấn tuyến VOR-301 chạy dọc bể Phú Khánh, từ vĩ tuyến 11 đến vĩ tuyến 14 243 Chương 8. Bể Phú Khánh và tài nguyên dầu khí trong thời gian tới Lún chìm khu vực sau tạo rift Vào Miocen sớm bắt đầu hoạt động lún chìm nhiệt; phát triển từ từ về phía Đông và được xem là thời điểm bắt đầu của hoạt động sau rift. Việc giảm tốc độ nâng trồi về phía Đông Nam của khối Indochina trong giai đoạn này làm cho hoạt động trượt bằng trái ở đứt gãy sông Hồng cũng giảm và đánh dấu sự chấm dứt hiện tượng quay các khối trên diện rộng. Phương căng giãn biển Đông được chuyển đổi từ bắc - nam sang tây bắc - đông nam và hiện tượng đảo ngược của khu vực hút chìm Biển Đông từ hướng về phía Đông sang hướng về phía Tây cũng xảy ra trong thời gian này. Vào giai đoạn giữa và cuối của Miocen giữa có hai biến cố kiến tạo đáng chú ý đã xảy ra đánh dấu bằng hiện tượng đảo ngược nội bể mà nguyên nhân chính có lẽ liên quan tới sự va chạm giữa hai mảng Á - Úc kéo theo sự hình thành các giai đoạn bào mòn hoặc không lắng đọng trầm tích rất điển hình, thể hiện bằng các bất chỉnh hợp rõ ràng trên các lát cắt địa chấn. Trong Miocen giữa trường ứng suất chủ đạo là nén ép ngang, dẫn tới sự nghịch đảo kiến tạo, hình thành các cấu tạo hình hoa trong các loạt trầm tích. Dọc theo một số đứt gãy lớn cắt ngang sườn nghiêng của bể Phú Khánh đồng thời cũng xảy ra các biến dạng ứng suất ngang rất đặc trưng. Trong Miocen muộn toàn bộ khu vực biển Đông chủ yếu chịu lực nén ép, lực này cùng với hệ đứt gãy trượt bằng phải ở thềm lục địa Việt Nam có lẽ đã trở thành động lực tạo ra sự nâng lên tạm thời cũng như sự đảo ngược từng phần của bể Phú Khánh vào cuối Miocen muộn tạo mặt bào mòn mang tính địa phương (Hình 8.8). Vào Pliocen hoạt động biển tiến ảnh hưởng rộng khắp khu vực biển Đông. Cũng như các bể khác trong khu vực, bể Phú Khánh được các thành tạo trẻ Pliocen - Đệ Tứ phủ bất chỉnh hợp lên trên mặt bào mòn Miocen muộn, nhưng vì thời gian và mức độ bào mòn không lớn nên ranh giới giữa Miocen muộn và Pliocen rất khó xác định Hình 8.5. Mặt cắt địa chấn tuyến PK-03-084, qua đới cắt trượt Tuy Hoà 244 Địa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam trên các mặt cắt địa chấn. Ngoài quan điểm nêu trên đây, nhóm các nhà địa chất ở trường Đại học khoa học tự nhiên - Đại học Quốc gia Hà Nội (Phan Văn Quýnh, Tạ Trọng Thắng) cho rằng bể Phú Khánh hình thành trên các võng tạo núi đầu Paleogen với sự lấp đầy các thành tạo molas lục địa (pha tạo núi cách đây 50 triệu năm) và cấu trúc bể được hình thành, phát triển trên cơ chế chính là kéo toác dọc theo các đới biến dạng ranh giới nêm thúc trồi (extrusion) Indochina. 3.3. Đặc điểm đứt gãy Bể Phú Khánh được hình thành và bị chi phối bởi 3 hệ thống đứt gãy chính: hệ đứt gãy Đông Bắc - Tây Nam ở phía Bắc, hệ đứt gãy Bắc - Nam dọc thềm Đà Nẵng (kinh tuyến 109O30) và hệ thống đứt gãy Tây Bắc - Đông Nam ở phía Nam. Riêng hệ đứt gãy Bắc - Nam được một số tác giả chia thành 3 đứt gãy song song nhau, dọc theo kinh tuyến 109O30’, 110O10‘ và 110O20’. Các hệ đứt gãy này tạo ra các trũng sâu trong móng, khống chế các trung tâm tích tụ chính. Do bể Phú Khánh được hình thành chủ yếu bởi trường ứng suất căng ngang, phát triển dọc theo đới cắt trượt lớn, lại nằm ở ranh giới tiếp xúc giữa một bên là khối lục địa tương đối rắn chắc và một bên là đới tách giãn động của biển Đông, sự khác nhau trong kiểu kiến tạo của các hệ đứt gãy rất rõ ràng và có khả năng đó là kết quả của sự thay đổi ứng suất trên các đoạn bị đứt gãy với sự thay đổi phương đường nứt trong khu vực đới cắt trượt lớn. Trong pha kiến tạo tiếp theo, các đứt gãy (kéo căng) thuận phát triển dọc theo rìa thềm và kế thừa khuynh hướng của các phĩ l ©m s«ng cÇu chÝ t hanh l a hai tuy hßa v¹n gi· diª n kh¸nh nha trang ninh hßa phï mü Ng« m©y b×nh §Þnh quy nh¬n t uy ph−íc Ë p ®¸ diª u t r× ba ngßi 122 123 124 125 126 VOR-93-101 VOR-93-102 VOR-93-107 VOR 93 116 VO R -93-202 Hình 8.6. Sơ đồ đẳng sâu móng âm học bể Phú Khánh phĩ l ©m s«ng cÇu chÝ t hanh l a hai tuy hßa v¹n gi· diª n kh¸nh nha trang ninh hßa phï mü Ng« m©y b×nh §Þnh quy nh¬n t uy ph−íc Ë p ®¸ diª u t r× ba ngßi 122 123 124 125 126 VOR-93-101 VOR-93-102 VOR-93-107 VOR 93 116 VO R -93-202 Hình 8.7. Sơ đồ đẳng sâu nóc Oligocen trên bể Phú Khánh 245 Chương 8. Bể Phú Khánh và tài nguyên dầu khí đới đứt gãy cổ hơn. 4. Địa tầng Như đã nêu ở phần đầu, trong bể Phú Khánh chưa có giếng khoan. Vì vậy việc phân chia địa tầng, xác định các mặt bất chỉnh hợp v.v... đều dựa trên các kết quả minh giải và liên kết tài liệu địa vật lý, chủ yếu là địa chấn phản xạ với các giếng khoan ở bể Sông Hồng, Cửu Long và Nam Côn Sơn. Do đó, vị trí các giới hạn phân chia địa tầng giữa các tác giả có khác nhau. Để giải quyết sự sai khác này cần phải chờ có kết quả khoan trong vùng. Theo minh giải tài liệu địa chấn trầm tích Đệ Tam có chiều dày thay đổi từ 500 m dọc theo rìa phía Tây đến 7.000 - 8.000 m ở vùng trũng sâu phía Đông bể. Dưới đây là địa tầng dự báo bể Phú Khánh (Hình 8.9). 4.1. Móng trước Đệ Tam Móng trước Đệ Tam ở bể Phú Khánh là các thành tạo magma, biến chất có tuổi và thành phần khác nhau, trong đó các thành tạo granit tuổi Creta bị phong hóa, nứt nẻ có khả năng phát triển rộng ở vùng thềm Phan Rang, đới cắt trượt Tuy Hòa và thềm Đà Nẵng. 4.2. Paleocen - Eocen? Trầm tích Paleocen - Eocen (?) được thành tạo trong các graben, bán graben với thành phần chính là các trầm tích hạt thô, sạn cuội kết ở phần đáy. Trên tài liệu địa chấn chúng được phản ánh bởi các tập sóng phản xạ có độ liên tục kém, biên độ trung bình đến cao. 4.3. Oligocen Các trầm tích Oligocen phủ bất chỉnh hợp trên các trầm tích Eocen gồm các thành tạo mịn hơn như cát, sét, đôi khi xen ít lớp than. Trên mặt cắt địa chấn trầm tích này được xếp vào tập sóng phản xạ có độ liên tục kém, biên độ trung bình, tần số thấp, có nơi phản xạ dạng lộn xộn, biên độ cao. Bề dày trầm tích thay đổi từ vài trăm mét ở phần rìa đến hàng nghìn mét ở phần trung tâm bể. Các lớp sét than đen giàu vật chất hữu cơ, nguồn gốc đầm hồ và đầm nước lợ là nguồn đá mẹ tiềm năng trong bể Phú Khánh. 4.4. Miocen Các trầm tích Miocen chủ yếu là các trầm tích lục nguyên, châu thổ, xen các pha biển và biển nông. Phần phía Đông thềm Đà Nẵng, Phan Rang phát triển đá vôi dạng thềm, đá vôi ám tiêu. Có thể phân ra trầm tích Miocen dưới, giữa và trên