Thạch học hữu cơ và tiềm năng sinh hydrocacbon của trầm tích Oligocen chứa than tại một số giếng khoan khu vực lô 12 bể Nam Côn Sơn

42 Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất Tập 60, Kỳ 1 (2019) 42 - 54 
Thạch học hữu cơ và tiềm năng sinh hydrocacbon của trầm tích 
Oligocen chứa than tại một số giếng khoan khu vực lô 12 bể 
Nam Côn Sơn 
Lê Hoài Nga 1, Phí Ngọc Đông 1, Hà Thu Hương 1, Lê Minh Hiếu 2 
1 Trung tâm Nghiên cứu Tìm kiếm Thăm dò và Khai thác Dầu khí - Viện Dầu Khí Việt Nam, Việt Nam 
2 Liên doanh dầu khí Việt - Nga Vietsovpetro, Việt Nam 
THÔNG TIN BÀI BÁO 
TÓM TẮT 
Quá trình: 
Nhận bài 12/12/2018 
Chấp nhận 18/01/2019 
Đăng online 28/02/2019 
 Trong khu vực lô 12 bể Nam Côn Sơn, than và sét than được tìm thấy trong 
trầm tích Oligocene ở hầu hết các giếng khoan. Phân tích địa hóa hữu cơ và 
thạch học hữu cơ cho thấy, than và sét than rất giàu vật chất hữu cơ, chứa 
chủ yếu là kerogen nhóm III(vitrinite) và một ít kerogen nhóm I - II(alginite, 
sporinite, bituminite); tiềm năng sinh khí là chính. Vật liệu tạo than và vật 
liệu hữu cơ trong trầm tích có nguồn gốc từ thực vật bậc cao phát triển trong 
môi trường lục địa điển hình. Trầm tích chứa than khu vực lô 12 bể Nam Côn 
Sơn đang trong giai đoạn trưởng thành và sinh dầu, khí. 
© 2019 Trường Đại học Mỏ - Địa chất. Tất cả các quyền được bảo đảm. 
Từ khóa: 
Bể Nam Côn Sơn 
Oligocen 
Kerogen 
1. Mở đầu 
Phạm vi vùng nghiên cứu bao gồm diện tích 
lô 12W và Lô 12/11 (sau đây gọi chung là lô 12) 
thuộc phía nam của bể Nam Côn Sơn, cách bờ biển 
Vũng Tàu 320km về hướng Đông Nam. Địa hình 
đáy biển tương đối bằng phẳng, mực nước biển 
dao động trong khoảng 60 - 100m (Hình 1). Sự 
thành công của các giếng khoan (GK) thăm dò đầu 
tiên trên cấu tạo A, cấu tạo Dừa và cấu tạo Chim 
Sáo sau này đã chứng minh sự có mặt của hệ thống 
dầu khí trong khu vực. Các sản phẩm khí, 
condensate và dầu đã được tìm thấy trong nhiều 
GK khu vực cấu tạo Dừa, Hải Âu, Thiên Nga, Chim 
Sáo, Quýt F (VietsovPetro, 2018). 
Các nghiên cứu trước đây (Lê Văn Hiền và 
nnk., 2001; Lê Chi Mai và nnk.,2014; Nguyễn Giao 
và nnk., 2007) đã chỉ ra rằng, trầm tích lục địa và 
trầm tích lục địa có chứa than Oligocen là một 
trong hai tầng đá mẹ sinh dầu - khí chính trong bể 
Nam Côn Sơn. Rất nhiều GK trong bể, đặc biệt là 
các giếng khoan khu vực phía Đông gặp than và sét 
than với mật độ và độ dày khác nhau. Nghiên cứu 
mới của Viện Dầu khí Việt Nam đã đưa ra cái nhìn 
tổng thể về đặc điểm - chất lượng vật chất hữu cơ, 
cổ môi trường, khả năng sinh hydrocacbon của 
than - sét than trong khu vực bể Nam Côn Sơn; 
đánh giá mối quan hệ giữa đá mẹ chứa than và sét 
than với các sản phẩm dầu có nguồn gốc liên quan 
đến VCHC (vật chất hữu cơ) thực vật bậc cao trong 
tầng chứa (Lê Hoài Nga và nnk., 2015). 
Bài báo này chỉ ra tiềm năng sinh 
hydrocacbon, đặc điểm vật chất hữu cơ của than 
_____________________ 
*Tác giả liên hệ 
E - mail: ngalh@vpi.pvn.vn 
 Lê Hoài Nga và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 60 (1), 42 - 54 43 
và trầm tích chứa than trong một số giếng khoan 
khu vực lô 12 bể Nam Côn Sơn trên cơ sở phân tích 
nhiệt phân, phân tích thạch học than/thạch học 
hữu cơ và phân tích đặc trưng chỉ thị sinh học. 
2. Bối cảnh địa chất và lịch sử tìm kiếm thăm 
dò 
Trong khu vực lô 12 bể Nam Côn Sơn, bề mặt 
móng bị phân cắt bởi các đứt gãy thuận phương 
ĐB - TN (Đông bắc - Tây nam) và phương B – N 
(Bắc – Nam) tạo ra các địa hào, bán địa hào sụt bậc. 
Cấu trúc đặc trưng bởi đới nâng Dừa và một phần
 của đới nâng Natuna, chia khu vực thành hai 
trũng riêng biệt (Hình 1). Trũng phía bắc thực chất 
là một loạt các bán địa hào hình thành bởi đứt gãy 
sụt bậc sâu dần về phía tây bắc, chỗ sâu nhất 
khoảng 8000m. Tại đây đã có một số giếng khoan 
có biểu hiện dầu khí. Trũng phía nam phạm vi nhỏ, 
bị khống chế bởi 2 đứt gãy phương TB – ĐN (Tây 
bắc - Đông nam) hình thành trong thời kỳ tách 
giãn Oligocen; chỗ sâu nhất khoảng trên 5000m có 
một số giếng khoan có biểu hiện dầu khí. Địa tầng 
trầm tích khu vực nghiên cứu được thể hiện trong 
Hình 2 (Lê Văn Hiền và nnk., 2001; Lê Chi Mai và 
nnk., 2014; Nguyễn Giao và nnk., 2007).
Hình 1. Vị trí vùng nghiên cứu (Lê Văn Hiền và nnk., 2001). 
44 Lê Hoài Nga và nnk. /Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 60 (1), 42 - 54 
Giếng khoan đầu tiên trên khu vực lô 12 bể 
Nam Côn Sơn được tiến hành năm 1974 trên cấu 
tạo Hồng. Cùng trong năm này, giếng khoan trên 
cấu tạo Dừa (rìa phía đông lô 12) thành công nhận 
được dòng dầu, condensate và khí có giá trị công 
nghiệp là tiền đề cho giếng khoan tiếp theo, tuy 
nhiên không phát hiện đối tượng tiềm năng. Năm 
1975, công ty Agip tiến hành khoan trên cấu tạo A 
và đã chứng minh được tiềm năng chứa của đối 
tượng Miocen khu vực nghiên cứu. Giếng khoan 
trên cấu tạo B (phía đông bắc lô 12) (khoan năm 
1975) cũng nhận được dòng khí condensate trên 
cùng đối tượng này. Tiếp theo thành công trên, 
năm 1980, Agip tiến hành khoan tiếp giếng khoan 
thăm dò trên cấu tạo C (gần trung tâm lô 12) và 
nhận được dòng khí lẫn nước từ cát kết Oligocen 
(VietsovPetro, 2018). 
Phát hiện mỏ khí khu vực Rồng Đôi lô 11 ở lân 
cận năm 1994 là tiền đề cho giếng khoan trên cấu 
tạo Hải Âu (rìa phía bắc lô 12) năm 1996. Kết quả 
thử vỉa nhận được dòng khí và condensate. Đến 
cuối năm 2001, các nhà thầu dầu khí đã tiến hành 
khoan thêm các GK trên cấu tạo Thiên Nga và cấu 
tạo Lerk (gần trung tâm lô 12); kết quả thử vỉa 
nhận được dòng dầu và chứng minh cho tiềm 
năng dầu khí trong cát kết Miocen trung khu vực 
này (VietsovPetro, 2018). 
Trong năm 2006 - 2007, sau khi khoan thành 
công 3 giếng khoan và tiến hành tính toán trữ 
lượng trên cấu tạo Dừa (rìa phía đông lô 12), 
Premier Oil đã công bố phát hiện thương mại mỏ 
Dừa. Cũng trong khoảng năm 2006 - 2008, 
Premier Oil cũng tiến hành khoan thăm dò trên 
các cấu tạo Chim Sáo, Chim Ưng (phần Đông Nam 
Hình 2. Cột địa tầng tổng hợp khu vực nghiên cứu (Lê Hoài Nga và nnk., 2015). 
 Lê Hoài Nga và nnk. /Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 60 (1), 42 - 54 45 
lô 12) và đã nhận được dòng dầu khí có giá trị công 
nghiệp tại cấu tạo Chim Sáo và đã công bố phát 
hiện thương mại. Năm 2015, giếng khoan thăm dò 
trên cấu tạo Quýt F (rìa phía bắc lô 12) đã thành 
công ghi nhận được dòng khí lẫn dầu - nước, tuy 
không đạt giá trị công nghiệp (VietsovPetro, 
2018). Các giếng khoan trong những năm gần đây 
tiếp tục thực hiện để xác định trữ lượng tiềm năng 
trên các cấu tạo đã khoan thành công trước đó. 
3. Phương pháp nghiên cứu 
Mẫu phân tích khu vực lô 12 bể Nam Côn Sơn 
được thu thập từ ba GK gặp trầm tích Oligocene 
cấu tạo A, Dừa và Chim Sáo. Tổng số 6 mẫu sét kết, 
5 mẫu sét than và 10 mẫu than được thu thập 
trong 03 giếng. 
Than và sét than được tiến hành phân tích 
thạch học hữu cơ để xác định thành phần vật chất 
hữu cơ (thành phần maceral) trong mẫu. Phân 
tích thạch học hữu cơ được thực hiện trên hệ 
thống kính Leica DMR (sử dụng ánh sáng phản xạ) 
tại Trung tâm Tìm kiếm Thăm dò và Khai thác Dầu 
khí - Viện dầu khí Việt Nam. 
Phân tích nhiệt phân (để đánh giá chất lượng 
đá mẹ) được thực hiện trên máy Rock Eval 6. Vật 
chất hữu cơ trong đá mẹ được chiết theo phương 
pháp sắc ký lỏng trên bộ chiết Soxhlet. Chất chiết 
được phân tích sắc ký khí khối phổ (xác định các 
chỉ thị sinh học) trên hệ thống phân tích Agilent. 
Kết quả phân tích kết hợp với tài liệu phân tích địa 
hóa đá mẹ và dầu/condensate các GK khu vực 
nghiên cứu để đánh giá tổng thể tiềm năng hữu cơ 
của đá mẹ. 
4. Kết quả và thảo luận 
4.1. Kết quả nhiệt phân 
Trên cấu tạo Chim Sáo, nghiên cứu tiến ha nh 
pha n tí́ch 01 mãu sét két, 01 mãu sét than va 10 
mãu than lấy ở phần đáy giếng. Mãu sét két va sét 
than có đo ̣ gia u VCHC tư tót đén rát tót (TOC la 
2,93 va 8,42%wt), chí̉ só S2 khá cao (12,26 va 
19,03mg/g). Chí̉ só HI của mãu sét cao - 418mg/g, 
chứng tỏ mãu có tièm na ng sinh dàu tót. Các mãu 
than rát gia u VCHC, với TOC tư 23,61 đến 
91,86%wt, S2 tư 70,99 - 258,04 mg/g, HI dao 
động trong khoảng 215 - 310mg/g cho thấy tiềm 
năng sinh cả dầu va khí́. Tre n biẻu đò tièm na ng, 
các mãu than va sét than đèu pha n bó ở vu ng có 
tièm na ng sinh dầu/khí́ rát tót (Hí nh 3). Tha nh 
phần kerogen chủ yếu là loại III và một ít loại II 
(Hình 4). 
Độ giàu VCHC của sét kết và sét than trên cấu 
tạo A (3 mẫu) và cấu tạo Dừa (6 mẫu) dao động từ 
2,57 - 12,7 % khối lượng; chỉ số hydrogen từ 60 
đến 136 mg/g. Giá trị nhiệt độ trên đỉnh S2 dao 
động từ 451 - 462oC. Trên biểu đồ tiềm năng sinh 
và biểu đồ phân loại kerogen, các mẫu này phân 
bố chủ yếu trên vùng kerogen nhóm III có tiềm 
năng sinh khí là chính (Hình 3, Hình 4).
Hình 3. Tiềm năng sinh hydrocacbon của than và 
sét than khu vực lô 12 bể Nam Côn Sơn. 
Hình 4. Loại vật chất hữu cơ trong than và sét 
than khu vực lô 12 bể Nam Côn Sơn. 
46 Lê Hoài Nga và nnk. /Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 60 (1), 42 - 54 
Theo Bordenave năm 1993; Peters và Cassa 
năm 1994 thì chỉ số sản phẩm (Production Indices 
PI=S1/[S1+S2]) tăng khoảng từ 0,1 - 0,4 trong giai 
đoạn từ nóc đến đáy của cửa sổ tạo dầu. Chỉ số PI 
các mẫu trong giếng khoan tại cấu tạo A và cấu tạo 
Dừa dao động từ 0,01 - 0,59; trung bình 0,21. Các 
mẫu ở phần đáy giếng khoan trên cấu tạo Chim 
Sáo có giá trị dao động trong khoảng nhỏ từ 0,09 - 
0,11. Do vậy, các mẫu trong khu vực nghiên cứu 
chủ yếu đang trong giai đoạn chớm trưởng thành 
đến giai đoạn sinh dầu. Kết quả trên tương đồng 
với mức độ trưởng thành theo giá trị Tmax; Tmax dao 
động trong khoảng 435 - 460oC tương đương với 
giai đoạn chớm trưởng thành đến cuối của cửa sổ 
tạo dầu. 
4.2. Thành phần maceral 
Kết quả phân tích nhóm maceral trong mẫu 
được thể hiện trong Hình 5. Có sự khác nhau 
tương đối giữa thành phần, đặc điểm và mức độ 
bảo tồn của các loại maceral trong mẫu phân tích 
ở cả 3 giếng khoan. 
Than tại GK trên cấu tạo Chim Sáo màu đen, 
cứng, chắc, vỡ dạng khối, vết vỡ tươi rất nhẵn, ánh
 mỡ. Trong nhóm vitrinite (kerogen nhóm III), 
thành phần telovitrinite - các dạng maceral có cấu 
trúc chiếm 47,4 - 75,6% trong tất cả các mẫu phân 
tích giải thích cho hình thái của mẫu than. Mức độ 
bảo tồn của Collotelinite trong mẫu than khá tốt, 
độ đồng nhất cao (Hình 6e, f; Hình 7a, k, l). Telinite 
thể hiện rất rõ cấu trúc thành tế bào. Maceral 
nhóm phi cấu trúc (chủ yếu là collodetrinite) có 
mức độ bảo tồn và độ đồng nhất kém, hiện tượng 
bị rỗng lỗ chỗ trên nền các mảnh quan sát được 
khá nhiều trong mẫu (Hình 6i, m; Hình 7i). Khe 
nứt của các mảnh vitrinite phát triển với mật độ 
không nhiều là chỗ chứa các sản phẩm ban đầu 
của quá trình sinh dầu sớm (Hình 6g, i; Hình 7e, g, 
i, l, m). Thành phần maceral nhóm gelinite chiếm 
tỷ phần rất ít cho thấy nguồn vật liệu tạo than khu 
vực cấu tạo Chim Sáo chủ yếu là thực vật bậc cao 
nhóm thân gỗ là chính. 
Liptinite (kerogen nhóm II có khả năng sinh 
dầu) trong than chiếm tỷ phần không lớn, chủ yếu 
là sporinite, cutinite và resinite. Sporinite phát 
quang màu vàng cam rất rõ nét. Cutinite khảm 
trên các mảnh vitrinite có dạng nét mảnh, phát 
quang yếu hơn sporinite rất nhiều và chỉ quan sát
Hình 5. Thành phần maceral trong than và sét than Oligocen GK lô 12. 
 Lê Hoài Nga và nnk. /Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 60 (1), 42 - 54 47 
Hình 6. Thành phần maceral trong than và sét than Oligocen trong GK trên cấu tạo Chim Sáo, ảnh chụp 
dưới vật kính X25 trong dầu nhúng. Bitumnite (B) trong mẫu 02 hình b, d và trong mẫu 03 hình k. 
Inertinite (I) trong mẫu than 02 hình e và trong mẫu 03 (m). Dấu vết dầu đã sinh thành phân bố trong 
khe nứt của mảnh vitrinite mẫu 03 hình g, i, l. (thước tỷ lệ trong hình dài 50 microcmet; hình a, c, e, f, g, I, 
l, m chụp dưới ánh sáng trắng; hình b,d,h,k là hình a, c, g, i chụp dưới ánh sáng huỳnh quang). 
Hình 7. Thành phần maceral trong than và sét than Oligocen trong GK trên cấu tạo Chim Sáo, ảnh chụp 
dưới vật kính X25 trong dầu nhúng. Bituminite (B) trong mẫu 04 Hình b, d, f và trong mẫu 09 hình h. 
Vitrinite (V) trong mẫu 04 hình a, c, e và trong mẫu 09 Hình g, I, k, l, m. Dấu vết dầu đã sinh thành phân 
bố trong khe nứt của mảnh vitrinite mẫu 09 Hình g, i, l, m). (thước tỷ lệ trong hình dài 50 microcmet; 
Hình a, c, e, g, i, k, l, m chụp dưới ánh sáng trắng; Hình b, d, f, h là Hình a, c, e, g chụp dưới ánh sáng 
huỳnh quang). 
48 Lê Hoài Nga và nnk. /Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 60 (1), 42 - 54 
thấy trong một số mẫu. Resinite chiếm tỷ lệ từ 0,6 
đến 3,2%, màu phát quang đậm hơn so với 
sporinite. 
Bitum (Hình 6 b, d, h, k; Hình 7 b, d, f, h) trong 
mẫu chiếm tỷ lệ từ 2,4 đến 9% gồm hai dạng: dạng 
phát quang màu vàng cam đậm và dạng phát 
quang yếu màu vàng nâu. Theo Powell et al. năm 
1982 đá mẹ có tiềm năng sinh dầu chắc chắn khi 
có chứa từ 10% bituminite trở lên. Màu phát 
quang nguyên thủy của bituminite từ vàng, vàng 
cam đến đỏ; mẫu có độ trưởng thành càng cao, độ 
phát quang của bituminite càng giảm. Như vậy, 
mẫu than Oligocen của giếng khoan trên cấu tạo 
Chim Sáo đã trưởng thành nhiệt. Theo phân loại 
mới nhất của hệ thống phân loại maceral do ICCP 
công bố năm 2017 (Pickel et al., 2017), các dạng 
va ̣ t chất hữu cơ vô định hình có khả năng phát 
quang được xếp vào nhóm bituminite. Bituminite 
là maceral đặc trưng của nhiều loại đá sét dầu và 
đá mẹ sinh dầu, đặc biệt là đá mẹ đầm hồ và đá mẹ 
biển chứa kerogen loại II (Techmuller and 
Ottenjann, 1977; Pickel et al., 2017). Bituminite 
thường cộng sinh với alginite maceral và 
liptodetrinite. 
Inertinite (kerogen nhóm IV không có khả 
năng sinh hydrocacbon) trong mẫu gồm hai loại 
chính là funginite và fusinite; trong đó funginite 
dạng đa bào (Hình 6m) chiếm đa số. 
Hình 6e là dạng đặc trưng của nấm phát triển 
cộng sinh với rễ cây, làm nhiệm vụ hỗ trợ cây hấp 
thu được nhiều chất dinh dưỡng. Fusinite trong 
mẫu có độ phản xạ rất cao thể hiện mức độ bị oxy 
hóa mạnh của các khung cấu trúc thực vật trong 
giai đoạn đầu thành tạo than. 
Theo nguồn gốc, than được chia thành hai loại 
là than sapropelic và than humic. Than sapropelic 
được hình thành từ quá trình phân hủy của vật 
chất hữu cơ trong đầm lầy. Đặc trưng của loại than 
này là không có dạng lớp (non - banded), có thể 
phân bố cộng sinh với các tập than humic hoặc 
phân bố riêng lẻ. Có hai loại than sapropel là than 
cannel - có nguồn gốc chủ yếu là bào tử, nhựa thực 
vật và than boghead - có nguồn gốc chủ yếu từ tảo. 
Than humic thường có dạng lớp, dạng dải với các 
đặc tính vật lý khác nhau. Trong than humic, vật 
chất hữu cơ nguồn gốc thực vật, vỏ cây chiếm ưu 
thế và là loại than phổ biến nhất (Cook and 
Sherword, 1991; Mukhopadhyay and Hatcher, 
1993; Hutton and Hower, 1999). Theo đó than tại 
khu vực cấu tạo Chim Sáo thuộc loại than humic 
điển hình. 
Do công tác lấy mẫu lưu và thời gian bảo quản 
đã lâu, nên lượng mẫu vụn khoan tại GK trên cấu 
tạo A còn lại không nhiều. Trong 11 mẫu vụn 
khoan thu thập chỉ có 02 mẫu sét than đủ lượng 
để tiến hành đúc và phân tích (mẫu 01 và 02). Kết 
quả phân tích thành phần maceral được thể hiện 
trong Hình 8. 
Thành phần vitrinite (giếng khoan trên cấu 
tạo A) (kerogen nhóm III có khả năng sinh khí) 
nhóm có cấu trúc cũng chiếm tỷ lệ lớn trong mẫu 
than 02 (Hình 7 e, f, g, h). 
Nhìn chung, mức độ bảo tồn của các loại 
maceral trong mẫu không tốt. Collotelinite thường 
bị rỗng lỗ chỗ trên bề mặt, collodetrinite rất kém 
đồng nhất, thường phân bố lẫn với các mảnh vụn 
của inertinite. Rất hiếm mảnh telinite có độ bảo 
tồn cấu trúc tốt như Hình 8 e, f. 
Trong mẫu than 01 (Hình 7a, b, c, d) thành 
phần vitrinite phụ nhóm có cấu trúc (bắt nguồn từ
Hình 8. Thành phần maceral trong than và sét than Oligocen trong GK trên cấu tạo A, ảnh chụp dưới vật kính 
X25 trong dầu nhúng. Vitrinite (V) trong mẫu than 02 ảnh a, b, c và trong mẫu than 02 hình e, f, g. Bituminite 
(B) trong mẫu than 01 hình d và trong mẫu than 02 hình h. (thước tỷ lệ trong hình dài 50 microcmet; hình a, 
b, c, e, f, g chụp dưới ánh sáng trắng; hình d, h là hình c, g chụp dưới ánh sáng huỳnh quang). 
 Lê Hoài Nga và nnk. /Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 60 (1), 42 - 54 49 
thực vật thân gỗ) và phi cấu trúc (bắt nguồn từ 
thực vật thân thảo) có tỷ phần gần như nhau cho 
thấy có sự thay đổi hệ sinh thái thực vật tạo than, 
từ nhóm thực vật thân gỗ thượng đẳng là chính 
(mẫu than 02) sang hệ sinh thái phát triển cả cây 
thân gỗ và cây bụi nhỏ (mẫu than 01). 
Trong khi thành phần liptinite (kerogen 
nhóm II có khả năng sinh dầu) trong mẫu than 02 
(giếng khoan trên cấu tạo A) rất ít (không đến 1%) 
thì thành phần liptinite trong mẫu than 01 (giếng 
khoan trên cấu tạo A) lên đến 11%, chủ yếu là 
sporinite, resinite và các mảnh vụn của alginite. 
Các loại maceral này phân bố cộng sinh hỗn độn 
với các loại maceral khác và được gắn kết lại bằng 
xi măng keo humic hoặc các VCHC vô định hình có 
khả năng phát quang. Hình 9 là hình thái phân bố 
của liptinite trong mẫu than 01 - dạng phân bố rất 
điển hình của than sapropelic đã được nêu trong 
rất nhiều văn liệu trên thế giới (Cook and 
Sherword, 1991; Hutton and Hower, 1999). 
Đây là dạng than có tiềm năng sinh dầu rất tốt 
thường được thành tạo trong môi trường đầm 
lầy/ hồ có độ ngập nước thường xuyên. 
Thành phần liptinite trong mẫu than 
sapropelic bao gồm cả dạng có nguồn gốc từ thực 
vật bậc cao (resinite, sporinite) và từ tảo (alginite), 
do đó, theo phân loại của (Cook and Sherword, 
1991; Hutton and Hower, 1999) mẫu than này 
được xếp vào dạng than hỗn hợp cannel - boghead 
(tương tự mẫu than ở Hoành Bồ - Quảng Ninh). Do 
lượng mẫu và một số lý do khác nên không thể tiến 
hành phân tích đồng bộ các chỉ tiêu địa hóa khác 
(độ giàu vật chất hữu, phân tích sắc ký khí - sắc ký 
khí khối phổ) để đánh giá tổng thể về tiềm năng 
hữu cơ và khoảng phân bố (độ dày) của tập than 
sapropelic có tiềm năng sinh dầu rất tốt trong khu 
vực GK này. Như vậy, mẫu than 01 trong giếng 
khoan cấu tạo A là than sapropelic, mẫu than 02 là 
than humic điển hình. 
Tỷ lệ các loại maceral trong mẫu than giếng 
khoan trên cấu tạo Dừa tương tự mẫu than 
sapropelic ở giếng trên cấu tạo A (cách khoảng 
giữa 2 giếng là 2,8km), nhưng có sự khác nhau về 
tướng thạch học hữu cơ. Trong mẫu than trong 
giếng khoan trên cấu tạo Dừa chỉ quan sát thấy vài 
mảnh có dạng phân bố đặc trưng dạng cannel -
Hình 9. Thành phần maceral trong mẫu than 01 khu vực cấu tạo A. Bituminite (B) hình a, b ,d. Sporinite 
(S) hình b, d. Alginite (A) hình d. Inertinite (I) hình a, b. (thước tỷ lệ trong hình dài 50 microcmet; hình a, c 
chụp dưới ánh sáng trắng; hình b,d là hình a,c chụp dưới ánh sáng huỳnh quang). 
50 Lê Hoài Nga và nnk. /Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 60 (1), 42 - 54 
boghead như đã nêu trên. Thành phần vitrinite 
chiếm trên 60%, trong đó nhóm có cấu trúc bảo 
tồn khá tốt, độ đồng nhất cao, phản xạ mạnh (Hình 
10 b); thành phần vitrinite nhóm phi cấu trúc có 
độ đồng nhất rất kém, thường bị khảm bởi các 
mảnh vụn và các loại maceral khác (Hình 10 a, c). 
Liptinite (kerogen nhóm II - chiếm 17,3%) gồm 
bituminite (Hình 10c, d), sporinite (Hình 10d), 
resinite và đám VCHC vô định hình có khả năng 
phát quang yếu. Theo phân loại của (Cook and 
Sherword, 1991; Hutton and Hower, 1999) mẫu 
than trên được xếp vào loại than humic. 
Mẫu than tại giếng khoan trên cấu tạo Chim 
Sáo có độ phản xạ dao động từ 0,65% - 0,78%, 
mẫu đang trong giai đoạn trưởng thành của quá 
trình sinh dầu khí - nhãn than bitum chất bốc cao 
A. Mẫu than tại giếng khoan trên cấu tạo Dừa đang 
trong giai đoạn trưởng thành của quá trình sinh 
dầu khí - nhãn than bitum chất bốc cao A. 
4.3. Kết quả phân tích sắc ký khí khối phổ 
Các chỉ thị sinh học trong chất chiết từ các 
than phân tích ở lô 12 cho thấy khá rõ sự thay đổi 
điều kiện môi trường thành tạo than trong giai 
đoạn Oligocen. Trên cấu tạo Chim Sáo, chất chiết 
mẫu 08 thể hiện VCHC lục địa điển hình lắng đọng 
trong môi trường cửa sông tam giác châu với dải 
n - parafin trội lẻ từ C25 đến C33, tỷ số 
Pristan/Phytan cao, C29/C30 hopane <1, dải 
hopane mở rộng giảm nhanh, Bicardinane phân 
bố phổ biến, chiếm ưu thế hơn hẳn sterane và 
C29>C28>C27 sterane (Peters et al., 2005). Trong 
khi đó mẫu 10 gần sát đáy giếng có những bằng 
chứng cho sự đóng góp của môi trường đầm hồ: 
dải tricyclic terpan trội hơn mẫu 08, dải hopane 
mở rộng giảm dần đều, C28>C27>C29 steran. 
Nguồn vật liệu hữu cơ đóng góp chủ yếu vẫn 
là thực vật bậc cao (cấu tử Bicadinan và Taraxan) 
(Hình 11). Tỷ số Ts/(Ts+Tm) dao động từ 0,077 
đến 0,23 theo chiều sâu mẫu phân tích chứng tỏ 
mẫu sâu hơn có độ trưởng thành cao hơn. Dạng 
phân bố của n - parafin minh chứng cho nhận định 
này, mẫu 10 có dạng vòm là mẫu trưởng thành 
hơn mẫu 08 có dạng hình yên ngựa. 
Hình 10. Thành phần maceral trong than khu vực cấu tạo Dừa. Vitrinite (V) hình a, b, c. Inertinite (I) dạng 
funginite đơn bào hình c. Suberinite (Su) trên nên Vitrinite (V) hình a. Bituminite (B) hình c, d. Sporinite 
(Sp) trong mẫu d. (thước tỷ lệ trong hình dài 50 microcmet; hình a, b, c chụp dưới ánh sáng trắng; hình d 
là hình c chụp dưới ánh sáng huỳnh quang). 
 Lê Hoài Nga và nnk. /Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 60 (1), 42 - 54 51 
Chất chiết mẫu than 01 cấu tạo A có các dấu 
vết sinh vật tương tự như mẫu 08 của giếng khoan 
trên cấu tạo Chim Sáo. Trên giải phân bố terpane, 
các cấu tử homohopane giảm dần đều, các pick 
tricyclic terpane khá cao, bên cạnh đó 
C28>C27>C29 sterane là những biểu hiện chứng 
tỏ sự đóng góp của vật liệu hữu cơ nguồn gốc đầm 
hồ (Hình 12). 
4.4. Thảo luận 
Kết quả phân tích môi trường thành tạo của 
các tập than theo các thông số maceral và các chỉ 
thị sinh học cho thấy sự tương đồng khá lớn. 
Môi trường và độ dày trầm tích Oligocen 
trong khu vực lô 12 bể Nam Côn Sơn có sự khác 
biệt. Giếng khoan nghiên cứu trên cấu tạo A mới 
khoan được 52m vào trầm tích Oligocen; thành 
phần than trong các mẫu vụn khoan không nhiều. 
Tuy nhiên, kết quả phân tích thành phần thạch học 
của các mẫu than này vẫn cho thấy sự thay đổi của 
môi trường thành tạo than từ đầm lầy nghèo dinh 
dưỡng phát triển cây thân gỗ sang môi trường 
đầm lầy có độ ngập nước cao, phát triển chủ yếu 
cây bụi và cây cỏ (Diesel, 1986; Claus Diessel, 
1992). 
Do điều kiện ngập nước trong đầm lầy, các 
loại rong tảo phát triển thành váng nổi trên bề mặt 
đầm. Vào giai đoạn khô hạn, mực nước ngầm rút 
xuống, các váng này khô đi, vương trên các cây cỏ 
và trên bề mặt than bùn. Trải qua quá trình than 
hóa, các thành phần này biến đổi thành alginite 
hoặc các dạng VCHC vô định hình có khả năng phát 
quang đóng vai trò cùng với các vật chất keo 
humic làm chất gắn kết các vật liệu khác. Đây là 
dạng môi trường điển hình tạo than boghead; 
chúng có thể là các hồ nghèo dinh dưỡng giàu oxy 
hay chỉ là các hố trũng nhỏ phát triển trên bãi lầy 
thấp hay trong đầm lầy. Than boghead thường 
hình thành ở trung tâm trong khi than cannel có 
xu hướng hình thành ở vùng ven rìa của các hồ, 
trũng trong đầm lầy (Geoff Taylor, 1998). 
Hình 11. Kết quả phân tích sắc ký khí và sắc ký khí khối phổ mẫu than GK tại cấu tạo Chim Sáo. 
52 Lê Hoài Nga và nnk. /Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 60 (1), 42 - 54 
Trong mẫu than 01 cấu tạo A, thành phần 
alginite, VCHC vô định hình có khả năng phát 
quang cùng sporinite và resinite phân bố trộn lẫn 
với nhau dạng vi tướng duroclarite, điển hình cho 
than nguồn gốc hỗn hợp cannel - boghead (Hình 
9). 
Điều kiện môi trường trên có thể còn tiếp tục 
đến đầu Miocen sớm. Sự phong phú của các chỉ thị 
sinh học như bicardinane, taraxan và sự có mặt 
của cấu tử Oleanane trong mẫu cho thấy sự đóng 
góp lớn của nguồn thực vật hạt kín. 
Giếng khoan nghiên cứu trên cấu tạo Dừa đã 
gặp móng, tổng bề dày trầm tích Oligocen hệ tầng 
Cau trong GK khoảng 360m. Các chỉ số maceral 
cho thấy mẫu được thành tạo trong môi trường có 
mức độ ngập nước trung bình. Hệ sinh thái phát 
triển chủ yếu cây bụi, thực vật thân thảo và một ít 
thực vật thân gỗ; chỉ số thực vật của mẫu cực thấp. 
Một vài mảnh có vi tướng duroclarit tương tự mẫu 
than sapropel trong giếng khoan trên cấu tạo A, 
tuy nhiên tỷ lệ không đáng kể. 
Sang đến khu vực xung quanh giếng khoan 
nghiên cứu trên cấu tạo Chim Sao, môi trường trở 
nên khô và mang tích lục địa hơn rất nhiều. Các 
mẫu than phân tích phân bố trong vùng bãi lầy - 
rừng đầm lầy phát triển trên đất than bùn sâu, ít 
chịu ảnh hưởng của yếu tố nước ngầm. Chỉ số thực 
vật của tất cả các mẫu đều lớn hơn 3 cho thấy sự 
thống trị của thực vật thân gỗ trong môi trường 
tạo than giai đoạn này (Hình 13). 
Kết quả nghiên cứu tổng hợp về đá mẹ chứa 
than bể Nam Côn Sơn và kết quả phân tích tài liệu 
địa chấn - địa vật lý GK chỉ ra rằng: ngoài đầm 
lầy/đầm hồ lớn kéo dài theo hướng tây tây nam - 
đông đông bắc, một số đầm lầy/đầm hồ nhỏ cũng 
xuất hiện ở các trũng địa phương khu vực các lô 
06, 07 và 12. Đến cuối Oligocene, diện phân bố của 
đầm lầy thu hẹp lại do sự tăng cường của ảnh 
hưởng sông, đầm lầy chỉ còn phân bố ở trũng 
trung tâm và khu vực lô 12 bể Nam Côn Sơn (Lê 
Hoài Nga và nnk., 2015). Nhận định trên phù hợp 
với các kết quả phân tích thành phần vật chất hữu 
cơ trong than như đã trình bày ở trên. Điều này 
cũng gợi ý cho sự có mặt của tầng đá mẹ Oligocen 
dưới có tiềm năng sinh tốt hơn (so với các mẫu đã 
tìm thấy) trong khu vực sâu hơn ở lô 12 như khu 
vực trũng Hoa Tím, trũng Dừa. 
Hình 12. Kết quả phân tích sắc ký khí và sắc ký khí khối phổ mẫu than 01 trên cấu tạo A. 
 Lê Hoài Nga và nnk. /Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 60 (1), 42 - 54 53 
5. Kết luận 
Thành phần vật chất hữu cơ trong than và sét 
than khu vực lô 12 bể Nam Côn Sơn có sự khác biệt 
theo từng khu vực: Than trong trầm tích Oligocen 
xung quanh cấu tạo Chim Sáo và cấu tạo Dừa chứa 
chủ yếu là vật chất hữu cơ dạng humic - maceral 
nhóm vitrinite chiếm đa số. Sét than trong trầm 
tích Oligocen khu vực xung quanh cấu tạo A chứa 
cả hai dạng vật chất hữu cơ humic (maceral nhóm 
vitrinite) và sapropelic (maceral nhóm liptinite). 
Than và sét than trong trầm tích Oligocen khu 
vực lô 12 bể Nam Côn Sơn có tiềm năng sinh khí; 
đang trong giai đoạn chớm trưởng thành đến cuối 
của cửa sổ tạo dầu. Khu vực xung quanh cấu tạo A, 
có thể có tiềm năng sinh một ít dầu. 
Tài liệu tham khảo 
Bordenave, M. L., 1993. Applied Petroleum 
Geochemistry. Editions Technip. Paris. 
Cook, Al. C. and Neil, R. S., 1991. Classification of oil 
shales, coals and other organic - rich rocks. 
Organic Geochemistry 17 (2). 211 - 222. 
Diessel, C. F. K., 1986. On the Correlation between 
Coal Facies and Depositional Environments in 
Advances in the Study of the Sydney Basin. 
University of Newcastle. Australia. 
Diessel, C. F. K., 1992. Coal bearing Depositional 
Systems. Berlin. Springer Verlag. 
Geoff, H. T., Teichmulle, M., Davis, A., Diessel, C. F. 
K., Littke, R., Robert, P., 1998. Organic 
Petrology. Borntraeger. Berlin Stuttgart. 
Hutton, C. A., and James C. H., 1999. Cannel coals. 
implications for classification and terminology. 
International Journal of Coal Geology 41 (1 - 2). 
157 - 188. 
Lê Hoài Nga, Phí Ngọc Đông, Hà Thu Hương, 2015. 
Thành phần vật chất hữu cơ và khả năng sinh 
hydrocacbon của than và sét than Oligocen và 
Miocen dưới khu vực phía đông bể Nam Côn 
Sơn. Viện Dầu khí Việt Nam. 
Lê Văn Hiền, Nguyễn Thị Tuyết Lan, Nguyễn Thi 
Bích Hà, 2001. Mô hình địa hóa bể Nam Côn 
Sơn. Viện Dầu khí Việt Nam. 
Hình 13. Môi trường thành tạo than Oligocen khu vực lô 12 bể Nam Côn Sơn (Claus Diessel, 1992). 
54 Lê Hoài Nga và nnk. /Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 60 (1), 42 - 54 
Mukhopadhyay, P. K., and Patrick, G. H., 1993. 
Composition of coal. Hydrocarbons in Coal. B. 
E. Law, Rice, D.D, American Association of 
Petroleum Geologists Studies in Geology 38. 79 - 
118. 
Nguyễn Giao, Nguyễn Trọng Tín, 2007. Bể trầm 
tích Nam Côn Sơn và Tài nguyên Dầu khí. 
Nguyễn Hiệp (editors), Địa chất và Tài nguyên 
Dầu khí Việt Nam, Nhà xuất bản Khoa học Kỹ 
thuật. 317 - 360. 
Peters, K. E., and Cassa, M. R., 1994. Applied source 
rock geochemistry. The petroleum system 
from source to trap. L. B. Magoon, Dow, W.G. , 
AAPG, Memories 60. 93 - 117. 
Peters, K. E., Clifford, C. W., and Micheal, J. M., 
2005. The biomarker guide. Volume 2. 
Cambridge University Press. England. 
Pickel, W., Jolantas, K., Deolinda, F., Stavoros, K., 
Kalaitzidis, C., Brian, J. C., Magdalena, M. K., 
Sandra, R. A., Hentschel, M., Hamor, V., 
Crosdale, P. and Nicolar, W., 2017. 
Classification of liptinite - ICCP System 1994. 
International Journal of Coal Geology 169. 40 - 
61. 
Powell, G. T., Stephen, C., and Lloyd, R. S., 1982. 
Limitations of the use of organic petrographic 
techniques for identification of petroleum 
source rocks. American Association of 
Petroleum Geologists 66. 430 - 435. 
Teichmüller, M., and Karl, O., 1977. Art und 
Diagenese von Liptiniten und lipoiden Stoffen 
in einem Edölmuttergestein auf Grund 
fluoreszenzmikroskopischer Untersuchungen. 
Petrochem 30. 387 - 398. 
Vietsovpetro, 2018. Cơ sở địa chất lựa chọn vị trí 
giếng khoan thăm dò lô 12/11, thềm lụa địa 
Việt Nam. Vũng Tàu. 
ABSTRACT 
Organic Petrology and Hydrocarbon Generation Potential of coal and 
coaly shale in Oligocene coal - bearing strata in block 12, Nam Con Son 
Basin 
Nga Hoai Le 1, Dong Ngoc Phi 1, Huong Thu Ha 1, Hieu Minh Le 2 
1 Exploration and Production Center - Vietnam Petroleum Institute, Vietnam 
2 Vietsovpetro, Vietnam 
Coal and coaly - claystone are founded in Oligocene strata in most well block 12 Nam Con Son Basin. 
Organic geochemical analysis and organic petrology show that coal and coaly - claystone are rich in 
organic matter, containing mainly kerogen group III (vitrinite maceral) and kerogen group I - II (Liptinite 
maceral: alginite, sporinite, bituminite), mainly gas prone. Organic materials in sediments are derived 
from higher plants growing in terrestrial environments. Oligocene coal - bearing strata in the block 12 are 
in the stage of maturing and in oil window.