Địa lí - Phần 2: Tài nguyên năng lượng

iệu tấn (2006); tài nguyên (334): 70 triệu tấn. Bể than Sông Đà Bể Sông Đà thuộc miền Tây Bắc Bộ, phân bố trong các trầm tích kiểu paralic được xếp vào các hệ tầng Yên Duyệt tuổi Permi muộn, Suối Bàng tuổi Trias muộn, bậc Nori-Ret và trầm tích kiểu limnic được xếp vào hệ tầng Hang Mon tuổi Oligocen-Miocen giữa. Trong bể than Sông Đà có mắt 3 loại than: antracit (biến chất cao); bitum (biến chất trung bình) và lignit (biến chất thấp). Tổng bề dày than toàn vỉa từ 1,97 đến 2,60 m. Số lượng các vỉa than từ 2 đến 27 vỉa, trong đó, số vỉa đạt bề dày công nghiệp từ 2 đến 12 vỉa. Số lượng các vỉa than lignit từ 3 đến 5 vỉa. Tài nguyên, trữ lượng: Than lignit-á bitum có tổng trữ lượng cấp 122+333 (C1+C2) gần 2 triệu tấn. Than bitum có tổng trữ lượng các cấp 121+122+333 (B+C1+C2) hơn 8 triệu tấn, tài nguyên (334): 63 triệu tấn. Than anthracit có tổng trữ lượng các cấp 122+333 (C1+C2): 1,3 triêu tấn, tài nguyên 334 (P1+P2): 2 triệu tấn. Bể than Sông Hồng Bể than Sông Hồng trong phần đất liền thuộc miền võng Hà Nội và kéo dài ra vịnh Bắc Bộ, gồm các trầm tích Đệ tam tướng sông, hồ và đầm lầy ven biển. Ở phần đất liền, các vỉa than thuộc bể than Sông Hồng tập trung chủ yếu trong hệ tầng Tiên Hưng tuổi Miocen muộn; ngoài ra, còn gặp một vài vỉa than mỏng trong hệ tầng Phù Cừ tuổi Miocen giữa. Ở phần thềm lục địa của bể than, đến năm 2007 đã có 16 lỗ khoan thăm dò dầu khí, trong đó ở nhiều lỗ khoan đã gặp than và sét than dưới độ sâu 350-3500 m. Các vỉa than phân bố trong các trầm tích Oligocen và Miocen trung-thượng. Tổng bề dày các vỉa than: 3-53 m. Tài nguyên than: Trên phần đất liền (trũng Hà Nội), diện tích phân bố khoảng 3500 km2, có tổng tài nguyên: 37 tỷ tấn (đến -1700 m); trong đó, thuộc phạm vi khối Khoái Châu-Phủ Cừ là 5,7 tỷ tấn, phạm vi khối Tiên Hưng-Kiến Xương là hơn 31 tỷ tấn. Bể than Nghệ-Tĩnh Bể than Nghệ-Tĩnh phân bố hạn chế ở Bắc Trung Bộ gồm các trầm tích chứa than chủ yếu tướng lục địa được xếp vào các hệ tầng Đồng Đỏ tuổi Trias muộn, Nori-Ret và Khe Bố tuổi Oligocen-Miocen giữa. Bể than Nghệ Tĩnh có mắt 3 loại than: antracit (biến chất cao); bitum (biến chất trung bình) và lignit (biến chất thấp). Tổng tài nguyên, trữ lượng than ở bể Nghệ-Tĩnh phân theo các nhãn than như sau: than lignit-á bitum: 122+333 (C1+C2) là 0,8 triệu tấn; tài nguyên dự báo 334 (P1+P2) là 0,5 triệu tấn; than bitum: 122+333 (C1+C2) là 0,8 triệu tấn; than anthracit: 333 (C2) là 2,2 triệu tấn; tài nguyên dự báo 334 (P1) là 9,5 triệu tấn. Bể than Nông Sơn Bể than Nông Sơn phân bố ở tỉnh Quảng Nam, có dạng địa hào, đặc trưng bởi các trầm tích lục địa chứa than, được xếp vào hệ tầng Sườn Giữa tuổi Trias muộn, bậc Ret. Bể than Nông Sơn có trên 10 vỉa than, chủ yếu dạng thấu kính hoặc dạng vỉa tụ khoángng. Các vỉa than phân bố ở tụ khoáng Nông Sơn có 5 vỉa, tụ khoáng Ngọc Kinh có 5 vỉa, tụ khoáng Sườn Giữa có 8 vỉa. Chiều dày các vỉa than từ 0,42 đến 41,30 m. Than thuộc loại antracit (biến chất cao). Tổng trữ lượng và tài nguyên các cấp 121+122+333 (B+C1+C2) là 11,3 triệu tấn (đến -200 m); tài nguyên dự báo (334) khoảng 13,5 triệu tấn. Dải than Cao Bằng-Lạng Sơn Dải than Cao Bằng Lạng Sơn gồm các thành tạo chứa than Đệ tam phân bố dọc theo đứt gãy Cao Bằng-Tiên Yên, còn gọi là đứt gãy Quốc lộ 4. Dải này không liên tục, kéo dài từ Hoà An, Thất Khê (Cao Bằng), đến Lộc Bình (Lạng Sơn). Các trầm tích chứa than được xếp vào hệ tầng Nà Dương tuổi Oligocen. Tụ khoáng điển hình là Na Dương, có 9 vỉa than lignit-á bitum, bề dày các vỉa từ 0,4 đến 16,5 m. Trữ lượng các cấp (2006) đã tính khoảng 97 nghìn tấn, trong đó 99 % thuộc tụ khoáng Na Dương. Bể than Đệ tam Cửu Long Bể trầm tích Đệ tam Cửu Long có diện tích khoảng 50.000 km2, nằm trên thềm lục địa ĐN Việt Nam. Nhiều lỗ khoan thăm dò dầu khí đã phát hiện trong các trầm tích Oligocen-Miocen có chứa than lignit đến á bitum. Diện tích phân bố trầm tích chứa than gần 22.000 km2, có dạng elip, nằm dọc theo bờ biển từ Phan Rang, Phan Thiết đến mũi Cà Mau. Các vỉa than nằm ở chiều sâu từ -726 đến -2.592 m. Tài nguyên suy đoán (334b) theo các tài liệu thăm dò dầu khí khoảng 142 tỷ tấn (?), trong đó, đến -1000 m là 45 tỷ tấn và dưới -1000 m là 97 tỷ tấn [VITE, 2007]. Bể than Đệ tam Nam Côn Sơn Bể trầm tích Đệ tam Nam Côn Sơn nằm ở thềm lục địa ĐN Việt Nam, thuộc khu vực quần đảo Phú Quốc. Diện tích của bể khoảng 100.000 km2. Trong nhiều lỗ khoan gặp các vỉa than và sét than trong trầm tích Oligocen-Miocen ở độ sâu từ -1200 đến hơn -4460 m. Diện tích phân bố trầm tích chứa than là 53.240 km2. Bề dày các vỉa than từ 0,5 đến 6 m, trung bình 1,37 m. Tổng bề dày các vỉa than thay đổi từ 3 đến 153 m, trung bình 37 m. Tài nguyên suy đoán (334b) theo các tài liệu thăm dò dầu khí khoảng 647 tỷ tấn than (?) ở độ sâu dưới -1000 m [VITE, 2007]. Bể than Đệ tam Mã Lai-Thổ Chu Bể Mã Lai-Thổ Chu phân bố ở thềm lục địa TN Việt Nam, thuộc khu vực giáp ranh với lãnh hải Thái Lan và Indonesia. Phần diện tích thuộc lãnh hải Việt Nam khoảng 40.000 km2. Các vỉa than được phát hiện từ chiều sâu -179 đến hơn -3.202 m, trong các trầm tích Oligocen-Miocen. Số lượng các vỉa than khá lớn, có chỗ tới 100 vỉa (lô 50). Bề dày các vỉa than từ 13 đến 165 m, trung bình 43,72 m, trong đó các lớp than phân bố ở chiều sâu dưới -1000 m, có tổng bề dày từ 5 đến 37 m, trung bình 18 m; còn ở chiều sâu trên -1000 m, tổng bề dày các vỉa than từ 19,64 đến 153 m, trung bình 37 m. Tài nguyên suy đoán (334b) theo các tài liệu thăm dò dầu khí khoảng 1.482 tỷ tấn (?), trong đó, đến -1000 m là 728 tỷ tấn và dưới -1000 m là 754 tỷ tấn [VITE, 2007]. 2.1.2. Phân loại than khoáng Dựa vào đặc điểm và tính chất của than phục vụ cho các mục đích khác nhau của nền kinh tế than khoáng được phân chia thành các nhóm: antracit, bitum và lignit. Cho đến nay đã có 136 tụ khoáng được điều tra, thăm dò, khai thác, trong đó 82 tụ khoáng, antracit; 37 tụ khoáng bitum; và 17 tụ khoáng lignit. Nhóm than antracit (than biến chất cao). Nhóm than antracit với giới hạn Vchg từ 17% trở xuống và không kết dính, y: 0 mm. Chúng được tập trung chủ yếu với tài nguyên lớn trong các bồn trầm tích Trias muộn-Jura sớm ở Đông Bắc, Tây Bắc Bộ, bắc Trung Bộ ; và Trung Trung Bộ. Ngoài ra than biến chất cao nhưng quy mô nhỏ bé còn gặp rải rác trong các bồn trầm tích Permi muộn ở Bắc Bộ. Đã ghi nhận antracit có mặt trong các bể Quảng Ninh, Thái Nguyên – An Châu, Nghệ Tĩnh, và Nông Sơn Trong số các vùng nêu trên, bể than Quảng Ninh có tiềm năng than antracit lớn nhất. Ở bể than Quảng Ninh, than antracit có chất lượng cao, nổi tiếng trên thế giới từ thời Pháp. Đặc điểm chính các khối địa chất-cấu trúc chứa than được thể hiện trong bảng 3.2 Đặc điểm chính các khối địa chất-cấu trúc chứa than ở bể than Quảng Ninh Bảng 3.2 Đặc điểm chính các khối Địa chất-cấu trúc ĐỊA HÀO BẢO ĐÀI ĐỊA HÀO HÒN GAI Hồ Thiên Yên Tử Đồng Vông Phả Lại Đông Triều Mạo Khê-Tràn Bạch Uông Bí Yên Lập Hòn Gai Cẩm Phả Kế Bào Diện tích chứa than, km2 48,6 73 10,1 133 180,5 152,3 92 87,3 210,9 127,1 76 Chiều dày tầng sản phẩm, m 200-250 300-700 450 500 600-800 2000-2900 150-800 500-1400 500-1500 300-1300 2000 Số lượng vỉa than, m Chung 6-7 6-15 13 5-6 8-20 22-61 6-12 8-26 2-20 4-26 27 Công nghiệp 1-2 3-13 4-6 4 4-11 15-27 2-9 2-13 2-14 3-19 2-16 Chiều dày vỉa lớn nhất, m 11,5 24,8 6,5 1,8 18,3 31 12,2 11,8 56 92 5 Chiều dày vỉa than, m Chung 9-10,8 12,4-38,5 18,7 - 23,7-30,6 127,5-166,6 11,2-28 8,3-41 24-82 26,5-150 27 Công nghiệp 3,8-7,2 6,7-25,8 10,9 - 20,9 68,9-92,4 3,1-11 1,6-18,4 20,5-82 25-107,3 15,7 Trữ lượng địa chất, triệu tấn A+B+C1 9,8 518,5 80,1 - 26,5 541,6 19,3 19,6 387,3 845,3 42,4 C2 16,8 194,8 - 50 19,5 26,7 18,7 172,1 252,8 749,0 73,0 Tổng cọng 26,6 713,3 80,1 50 46 568,3 38,0 191,7 640,1 1644,3 115,4 Tổng tài nguyên, triệu tấn 281 1451 177 128,4 388 1621 64 948 1941 3133 367 Mật độ chứa than, triệu tấn/km2 Địa chất 0,55 9,77 7,93 0,37 0,25 3,73 0,21 2,19 3,03 12,94 1,52 Dự báo 5,78 19,87 17,56 0,96 2,15 10,64 0,70 10,86 9,20 24,64 4,83 (Nguồn: Trần Văn Tri và nnk, Tài nguyên khoáng sảnt Việt Nam 2005) Than antracit ở Quảng Ninh chủ yếu là là than Claren chiếm 85-100% chiều dày vỉa than, tiếp đến là than đuren-claren: 8-10% chiều dày vỉa than, còn lại các loại than khác chiếm vài phần trăm chiều dày vỉa là những lớp mỏng hay thấu kính. Than có hàm lượng và thành phần nhóm vitrinit chiếm 85-100% với các nhãn hiệu từ bán antracit đến antracit phân bố ở địa hào Hòn Gai; than biến chất cao thể hiện rõ ở khối Mạo Khê-Tràng Bạch; trong khi đó than antracit và siêu antracit tập trung chủ yếu trong địa hào Bảo Đài. Ở Bể than Thái nguyên-An Châu đã có công tác thăm dò khai thác xác nhận than có quy mô nhỏ và chất lượng không đều. Trầm tích chứa than lục nguyên -carbonat được xếp vào hệ tầng Vân Lãng (T3vl) chứa các hóa thạch biển nông ven bờ hoặc cửa sông đầm lầy nước lợ cũng có tuổi Nori-Ret với chiều dày khoảng 700 m vùng Thái Nguyên đến 2400 m vùng An Châu, đồng thời số lượng vỉa than cũng giảm dần. Tụ khoáng Đông Nam Chũ thuộc huyện Lục Ngạn, tỉnh Bắc Giang, có 5 vỉa than cấu tạo tương đối đơn giản, trong đó có 3 vỉa đạt chiều dày công nghiệp. Trữ lượng 257,4 ngàn tấn antracit, độ tro trung bình 8-16% và độ lưu huỳnh thấp. Tụ khoáng Bố Hạ thuộc huyện Yên Thế, tỉnh Bắc Giang, đã được khai thác từ trước năm 1945 và sau này đã thăm dò lại. Tụ khoáng có 8 vỉa than, trong đó 4 vỉa chiều dày thay đổi từ 0,5 m đến 25,8 m cấu trúc phức tạp. Trữ lượng 4,5 triệu tấn antracit. Nhóm tụ khoáng Bắc Thái Nguyên, gồm 3 tụ khoáng Ba Sơn-Quán Triều, Núi Hồng chứa than antracit, còn tụ khoáng Phấn Mễ chứa than bitum (than biến chất trung bình) sẽ được mô tả ở phần sau Tụ khoáng Ba Sơn-Quán Triều cách TP Thái Nguyên chừng 6 km về phía tây bắc, với 6 vỉa than cấu trúc phức tạp trong đó 4 vỉa than công nghiệp có trữ lượng các cấp (B+C1+C2) là 64.986 ngàn tấn (B+C1) là 44.689 ngàn tấn. Than biến chất cao ở đây thuộc loại than gầy, độ tro trung bình và lưu huỳnh từ trung bình đến cao. Tụ khoáng Núi Hồng cách TP Thái Nguyên chừng 50 km về phía tây-tây bắc, thuộc huyện Văn Lãng, tỉnh Thái Nguyên, nơi có mặt cắt chuẩn của hệ tầng Văn Lãng (T3n-r vl) chứa đến 20 vỉa hoặc thấu kính than có nơi dày đến 33 m, cấu trúc phức tạp, không ổn định. Trữ lượng đã thăm dò đến 15 triệu tấn. Than Núi Hồng có độ tro trung bình 13,89%, chất bốc 8%, lưu huỳnh 1,84%, nhiệt năng 8.250 kcal/kg, đặc biệt hàm lượng Ge, Ga khá cao ..., cần lưu ý công nghệ tuyển, thu hồi tăng hiệu quả sử dụng. Bể than Sông Đà. Than antracit ở bể than Sông Đà chất lượng không cao, do vậy có văn liệu cho là than bán antracit. Đặc trưng là tụ khoáng Chiềng Ken thuộc huyện Văn Bàn tỉnh Lào Cai đã được điều tra đánh giá, than có các chỉ tiêu kỹ thuật sau: Q=7716 cal/g; V=3,14-5,52%; W=4,46-6,95%; A=33,67%; N=0,57-2,13%; S=0,26-3,87%. Bể than Nghệ Tĩnh. Các bồn trầm tích Nori-Ret ở Bắc và Trung Trung Bộ chủ yếu là tướng lục địa lẫn ven biển có các tụ khoáng hoặc vùng than tách biệt nhau như Pù Sạng, Đồng Đỏ và Nông Sơn. Vùng than Pù Sạng, huyện Mường Xén, tỉnh Nghệ An, nằm trong hệ tầng Đồng Đỏ (T3n-r đđ) với 3 vỉa than đều không ổn định, trong đó có 2 vỉa dày 0,6 và 1,9 m. Tài nguyên dự báo khoảng 21 triệu tấn antracit có độ tro và lưu huỳnh cao. Bể than Nông Sơn thuộc các huyện Đại Lộc, Quế Sơn, tỉnh Quảng Nam đã dược khai thác từ trước năm 1945, nằm trong loạt Nông Sơn tạo thành nếp lõm lớn thoải, dạng trũng địa hào, nằm không chỉnh hợp trên các đá không đồng nhất cổ hơn. Loạt Nông Sơn gồm hai hệ tầng An Điềm (T3n ađ) ở dưới và Sườn Giữa (T3r sg) ở trên, chứa than có phức hệ thực vật kiểu Hòn Gai. Bể than Nông Sơn có 10 vỉa cấu tạo đơn giản, nhưng chỉ có 3-5 vỉa đạt chiều dày từ 0,6 đến 25,7 m ở các tụ khoáng Nông Sơn, Ngọc Kinh và Sườn Giữa có trữ lượng chung là 10 triệu tấn antracit, mã hiệu 100B có độ tro trên 25%, lưu huỳnh trên 2,5%. Đáng chú ý là trong trầm tích chứa than ở đây đã phát hiện được quặng urani xâm nhiễm, tích tụ theo lớp đang được đánh giá. Ngoài những tụ khoáng hoặc nhóm tụ khoáng than khoáng nêu trên, còn gặp rải rác than antracit tuổi Permi muộn với quy mô rất nhỏ như ở các vùng Thanh Hóa, Hòa Bình, Hà Tây, Hà Giang, Thái Nguyên, Lạng Sơn, Quảng Ninh và than tuổi Trias giữa cũng có quy mô rất nhỏ. Tóm lại, tổng trữ lượng xác định và dự tính cấp 121+122+333 (A+B+C1+C2) của 82 tụ khoáng trong số 136 tụ khoáng than antracit (than biến chất cao) ở Việt Nam là 4,2 tỷ tấn; tài nguyên dự báo 334 khoảng 10,6 tỷ tấn. Nhóm than bitum (than biến chất trung bình). Nhóm than bitum gồm các nhãn than kết dính (than không có độ kết dính được xếp vào nhóm than biến chất thấp hoặc nhóm than biến chất cao); đó là các nhãn than kết dính (kd), than cốc (k), than cốc-mỡ (km), than mỡ (m), than khí-mỡ (khm) và than khí (kh). Nhóm than bitum phần lớn nằm trong các bồn trầm tích Trias muộn thuộc các bể than Sông Đà (Tây Bắc Bộ), Thái Nguyên-An Châu và Nghệ Tĩnh. Bể than Thái Nguyên-An Châu: than bitum được biết đến từ lâu ở tụ khoáng thuộc mỏ than Phấn Mễ. Than ở đây thuộc loại cốc-mỡ, độ tro và lưu huỳnh trung bình, trữ lượng 2.100 ngàn tấn, hiện tại đang khai thác gần hết. Bể than Sông Đà: Nhóm tụ khoáng Quỳnh Nhai thuộc huyên Quỳnh Nhai, tỉnh Sơn La, gồm các tụ khoáng nhỏ Bản Mứn, Nà Sung và các điểm than khoáng Pom Khem, Co Củ, Huổi La. Tụ khoáng Bản Mứn đã được tìm kiếm, khảo sát xác định được 5 vỉa than có chiều dày 0,5-1,1 m, không ổn định theo cả đường phương và hướng dốc , với tài nguyên tính được 10 triệu tấn đến độ sâu 300 m. Tuy nhiên sau này đã thăm dò 3 vỉa tính trữ lượng chỉ có 173 ngàn tấn. Than khoáng ở đây chủ yếu là than ánh claren-fusinit kiểu colinit hỗn hợp, nhãn khí-mỡ, độ tro và lưu huỳnh cao, nhiệt năng trung bình 7.627 kcal/kg. Tụ khoáng Nà Sung có 5 vỉa than với chiều dày thay đổi rất nhanh từ 0 đến 7,2 m, cấu tạo phức tạp, trữ lượng 168 ngàn tấn, thuộc loại than ánh, nhãn khí-mỡ. Nhìn chung than nhóm tụ khoáng Quỳnh Nhai có chất lượng tốt nhưng phân bố trên diện hẹp, quy mô nhỏ, độ chứa than không ổn định, với nhiều đứt gãy phá hủy, các vỉa than uốn nếp, cắm dốc. Tuy nhiên cần xem xét sớm hướng sử dụng trước khi thi công đập thủy điện Sơn La. Nhóm tụ khoáng Yên Châu phân bố ở huyện Yên Châu, tỉnh Sơn La, hình thành trong địa hào hẹp kéo dài gần 100 km, giới hạn bới các đứt gãy rìa phương TB-ĐN, nhiều nơi cấu tạo chờm nghịch, gồm các tụ khoáng Tô Pan, Ke Lay, Mường Lựm ... Tụ khoáng Mường Lượm nằm cách thị trấn Yên Châu 20 km về phía đông-đông nam, có 5 vỉa than với cấu tạo và chiều dày rất biến đổi, trong đó 3 vỉa đã thăm dò tính trữ lượng cấp C1 là 70,1 ngàn tấn, cấp 333 (C2) là 102,5 ngàn tấn. Than Mường Lựm có thể luyện côc tốt với độ ẩm trung bình 4,62%, độ tro 19,74%, chất bốc cháy 33,15%, lưu huỳnh 2,16%, nhiệt năng 7.562 kcal/kg, X=33-37 mm, Y=9-12 mm thuộc loại claren-colinit hỗn hợp với vi thành phần vitrinit 80-85%, fusinit 5-15%, leipitit 0-5%. Tụ khoáng Kẻ Lay nằm về phía bắc cùng xã Mường Lựm, có 5 vỉa than mỏng với tài nguyên khoảng 1,2 triệu tấn, trong đó cấp 122+333 (C2+P1) là 237 ngàn tấn, có thành phần gần giống than Mường Lượm, nhưng pyrit xâm nhiễm nhiều hơn. Tụ khoáng Tô Pan cách thị trấn Yên Châu khoảng 4,5 km về phía tây bắc, vỉa than thay đổi nhiều về chiều dày, đường phương, trữ lượng dự tính 122+333 (C1+C2) khoảng 500 ngàn tấn than khí-mỡ vitrinit, chất bốc: 38,83%; độ tro: 16,95%; lưu huỳnh khá cao. Nhóm tụ khoáng Vạn Yên thuộc huyện Vạn Yên, tỉnh Sơn La, nằm trong địa hào hẹp kéo dài hơn 80 km, bị các đứt gãy dọc và ngang chia cắt thành các khối với số lượng các vỉa than tăng dần vào trung tâm, từ 4-6 vỉa ở Núi Tọ, Suối Lúa đến 27 vỉa ở Suối Bàng, rồi lại giảm còn 4 vỉa ở Tốc Lộc. Tổng tài nguyên 6.264 ngàn tấn, trong đó cấp C1 là 332 ngàn tấn. Than Suối Bàng thuộc nhóm than bitum, độ tro cao, lưu huỳnh nhiều, có thể luyện cốc trực tiếp hoặc phối liệu với than Hòn Gai. Mức độ biến chất tăng dần từ nam lên bắc, tương ứng từ than mỡ, cốc, cốc-kết dính, sang phía bắc sông Đà là than gầy-kết dính. Nhóm tụ khoáng Hòa Bình-Nho Quan nằm trong cánh cung Ninh Bình, gồm nhiều tụ khoáng nhỏ và điểm than khoáng mà đặc trưng là các tụ khoáng Đồi Hoa, Đầm Đùn, Vũ Lâm và Hòa Mục. Số lượng vỉa than thay đổi từ 1-6 như ở Định Giao, Vũ Lâm, Mường Cọ ... đến 16 vỉa ở Đồi Hoa và 26 vỉa ở Đầm Đùn. Các vỉa than có chiều dày thay đổi lớn, cấu tạo phức tạp, phần lớn than có độ tro và lưu huỳnh cao. Tổng tài nguyên 23.963 ngàn tấn, trong đó trữ lượng là 8.935 ngàn tấn [61]. Nhóm tụ khoáng Điện Biên thuộc huyện Điện Biên, tỉnh Lai Châu, nằm trong hệ tầng Suối Bàng (T3n-r sb) có cấu tạo nếp lõm thoải phương TB-ĐN kéo tới biên giới Việt-Lào, gồm 7 khối địa chất-cấu trúc: Thanh An, Khâu Lệnh, Tia Mông-Nà Sang, Noọng U-Sam Mần, Khao Keo Lom, Pa Sa, Huổi Sa. Các vỉa than thường có chiều dày mỏng 0,1-1,5 m; số lượng các vỉa có nơi đến 18, trong đó có 1-8 vỉa có giá trị. Than thuộc loại khí-mỡ, độ tro và lưu huỳnh thay đổi lớn. Tổng tài nguyên của nhóm tụ khoáng Điện Biên là 76.570 ngàn tấn, trong đó trữ lượng là 4.224 ngàn tấn. Tiếp về phía Mường Lay, Mường Tè phía tây bắc còn có các điểm than khoáng Huổi Xay-Nậm Piềng, Vàng Sâm, Nậm Thín, Mường Pồn, Nậm U với quy mô nhỏ. Bể than Nghệ Tĩnh đã ghi nhận tụ khoáng than Khe Bố Tương Dương, Nghệ An thuộc loại than bitum. Than phân bố trong trầm tích Neogen thuộc hệ tầng Khe Bố. Các vỉa than phân bố ở 2 khu: - Khu A (bờ trái sông Cả) có 2 vỉa than. Chiều dày 0,47-7m. Chất lượng than: Wpt: 2,49%; Ach: 16,94%; Vch: 26,49%; Sk: 1,65%; Pk: 0,03; Qk: 5757kcal/kg. - Khu B (bờ phải sông Cả) có 3 vỉa than. Vỉa 1 dày TB 3m, vỉa 2 và 3 ≤0,5m. Chất lượng than: Wpt: 1,45%; Ach: 19,24%; Vch: 24%; Qk: 6889kcal/kg; S: 1,66. Trữ lượng: cấp 122 (C1): 1.320 ngàn tấn; cấp 333 (C2): 898 ngàn tấn; Tổng trữ lượng cấp 122+333 (C1+C2): 2.218 ngàn tấn. Tổng trữ lượng được xác định cấp 111+121+122+333 (A+B+C1+C2) của nhóm than bitum (biến chất trung bình) ở Việt Nam khoảng 17 triệu tấn, tài nguyên dự báo cấp 334 khoảng 79,5 triệu tấn. Nhóm than lignit (than biến chất thấp). Thuộc nhóm lignit là các loại than không có độ kết dính (phân chia của Mỹ, Canada và Liên Xô trước đây) gồm than lửa dài, than nâu các loại. Than của nhóm này hoàn toàn thuộc tuổi Neogen. Theo các tài liệu lỗ khoan điều tra dầu mỏ khí đốt, than Neogen tuổi Miocen giữa-muộn [148] ở vùng trũng Hà Nội là nguồn tài nguyên lớn nhất về than hiện nay ở Việt Nam. Ở đồng bằng Sông Cửu Long, và thềm lục địa cũng gặp các vỉa than xen trong các tầng chứa dầu mỏ khí đốt, nhưng chưa được đánh giá. Các tụ khoáng than nâu phân bố ở dọc đới đứt gẫy sâu Cao Bằng-Lạng Sơn như tụ khoáng Nà Dương, đới đứt gẫy Sông Hồng, Sông Chảy, Sông Cả, Sông Ba, Di Linh-Bảo Lộc... đã được khai thác. Sau đây là phần mô tả tóm tắt tụ khoáng than Nà Dương thuộc dải Cao Bằng-Lạng Sơn và tụ khoáng than Bình Minh Khoái châu thuộc bể than Sông Hồng Tụ khoáng Nà Dương thuộc huyện Lộc Bình, tỉnh Lạng Sơn, cách thị xã Lạng Sơn 25 km về phía đông-đông nam, đã được khai thác từ lâu, nằm trong trầm tích sông-hồ Miocen của hệ tầng Nà Dương (N1 nd), tạo thành một nếp lõm có 9 vỉa than chiều dày 0,4-23,7 m, cấu tạo tương đối phức tạp và ít ổn định. Kết quả thăm dò đã tính trữ lượng cấp 111+121+122+333 (A+B+C1) là 103,9 triệu tấn than lignit loại lửa dài, trong đó cấp A là 10,5 triệu tấn, B là 43,6 triệu tấn. Than có độ tro cao: 37,20%, lưu huỳnh: 6,20%, chất bốc: 46,3%, nhiệt năng: 7.280 kcal/kg, đặc biệt hiện tượng bốc cháy tự nhiên thường xảy ra. Tụ khoáng Bình Minh-Khoái Châu phân bố trong rift Đệ tam Hà Nội có sự khống chế của các hệ thống đứt gãy sâu Sông Hồng, Sông Chảy, Sông Lô, than tập trung nhiều ở dải trung tâm Khóai Châu-Tiền Hải kéo ra vịnh Bắc Bộ. Qua mạng lưới khoan thăm dò dầu-khí, than được phát hiện từ độ sâu 110 đến hơn 4.000 m, có 115 vỉa, trong đó 90 vỉa có chiều dày 0,8-10 m, có nơi đến 21 m như ở Khoái Châu phần tây bắc của dải, trong trầm tích Neogen mà chủ yếu là hệ tầng Tiên Hưng (N13 th) thuộc Miocen thượng. Than ở đây thuộc loại lignit ở phần nông và á bitum (sub-bituminous) ở phần sâu , độ tro: 14,2%, chất bốc cháy: 40,5%, lưu huỳnh: 0,95%, nhiệt năng xấp xỉ 7.000 kcal/kg. Tài nguyên tin cậy 122 (C1) là 2,3 tỷ tấn, tài nguyên dự tính 333 (C2) là 8,8 tỷ tấn trong tổng tài nguyên dự báo đến 252 tỷ tấn nhưng phần lớn nằm dưới.sâu, điều kiện khai thác có nhiều khó khăn. 2.2. Đá dầu Đá đầu gặp ở một số nơi trong đá vôi Đevon ở Núi Lịch, Yên Bái, đá phiến sét đen ở Nậm Ú, Sơn La, trong trầm tích Đệ tam ở Đồng Ho, Tiêu Giao và Thống Nhất (Quảng Ninh) phân bố ở vùng trũng ven vịnh Cửa Lục (Quảng Ninh) và dọc theo các thung lũng sông đổ ra vịnh này, nhưng phần lớn chưa được đánh giá đầy đủ. Trong số đó chỉ có tụ khoáng đá dầu Đồng Ho đã được thăm dò. Tụ khoáng đá dầu Đồng Ho thuộc huyện Hoành Bồ, tỉnh Quảng Ninh, nằm trong trầm tích Miocen hệ tầng Đồng Ho (N1 đh). Trầm tích này có cấu tạo đơn nghiêng cắm về đông bắc với góc dốc 10-200, gồm: - Phần dưới có chiều dày 170 m: sét kết, cát kết nằm trên mặt bào mòn trầm tích Trias; khoảng giữa của phần dưới này dày 22 m là lớp đá dầu, cát kết ngậm dầu và đá asphal. - Phần trên dày 210 m: cuội kết, sỏi kết ở trên, cát kết , sét kết màu xám thỉnh thoảng xen lớp cuội sỏi dày 1 m. Các lớp đá dầu lộ trên mặt đất dài 840 m, góc dốc 15-200, theo hướng cắm các vỉa đá dầu dài 300-500 m rồi vát mỏng dần. Phần đá chứa dầu được chia thành 3 lớp: lớp dưới gồm cát kết ngậm dầu, asphal, chiều dày 0-11 m, trung bình 4,1 m; lớp giữa là lớp đá dầu chiều dày 3,2-9,9 m, trung bình 6,5 m; lớp trên là cát kết ngậm dầu chiều dày 0-1,5 m, trung bình 0,6 m. Kết quả xác định chất lượng đá dầu Đồng Ho của Bộ Địa chất Trung Quốc: nước=2,14%; tro=77,45%; chất bốc=17,2%. Kết quả thăm dò tính trữ lượng cấp 121+122 (B+C1) là 4.204 ngàn tấn, trong đó đá dầu 3.876 ngàn tấn với hàm lượng dầu 9,37%; asphal: 178 ngàn tấn với hàm lượng dầu: 12,65%; cát kết ngậm dầu: 151 ngàn tấn với hàm lượng dầu: 5,7%. Chất lượng đá dầu được thể hiện trong bảng 3.3, theo kết quả phân tích của Bộ Địa chất Trung Quốc (1959-1960) Chất lượng đá dầu Đồng Ho Bảng 3.3 Các loại đá dầu Hàm lượng dầu, % Độ ẩm Wa, (%) Độ tro Ao, (%) Chất bốc Vo, (%) Lưu huỳnh S (%) Nhiệt năng Q, kcal/jkg Đá phiến dầu 4 ,6-12,4 4,0-4,6 65,6- 77,0 14,8-25,7 1 1160-2257 Asphal 4,6-21,5 10 22,5 44,5 0,7 2345-5165 Cát bột kết ngậm dầu 2,0-4,5 4,1 79,8 14,4 0,34 - 2.3. Uran Ở Việt Nam Quặng urani được phát hiện ở các khu vực Việt Bắc, Tây Bắc, Trung trung Bộ. Theo cách phân loại của Uỷ ban Năng lượng nguyên tử Quốc tế các tụ khoáng urani của Việt Nam có thể xếp vào 6 kiểu gồm: Urani trong cát kết; Urani dạng mạch hoặc gần dạng mạch; Urani trong đá phun trào; Urani trong đá biến chất; Urani trong than; Urani trong trầm tích Đệ tứ. a. Urani trong cát kết. Theo tài liệu hiện có, kiểu quặng urani trong cát kết là có triển vọng hơn cả, tập trung chủ yếu ở trũng Nông Sơn (Quảng Nam) thành các khu khác nhau. Hàm lượng urani dao động từ 0,05 đến 0,5%. Có 5 khu đã được điều tra chi tiết gồm: Khe Hoa-Khe Cao, Pà Rồng, Pà lừa, Đông nam Bến Giằng và An Điềm. Khu Pà lừa. Kết quả điều tra đánh giá ở tỉ lệ 1:2000 đã ghi nhận 3 lớp đá chứa quặng, trong đó đã khoanh được các thân quặng có hàm lượng U3O8 thay đổi từ 0,031 đến 0,095 %, chiều dày thay đổi từ 1 đến 3,5m. Thành phần khoáng vật chủ yếu là nasturan và nasturan ngậm nước, coffinit, uranophan, soddyit, uranocircit-metauranocircit, autunit, metaautunit, phosphuranylit và basselit [Nguyễn Quang Hưng, Nguyễn Phương, Bùi Tất Hợp 2008]. . b. Urani dạng mạch hoặc gần dạng mạch. Ở Việt Nam, các tụ khoáng và điểm quặng thuộc kiểu này gồm có urani trong tụ khoáng đất hiếm Nậm Xe (Lai Châu); urani đi với đồng ở tu khoáng Sin Quyền. Đây là loại quặng nhiệt dịch có liên quan đến granit sáng màu thuộc vành đai tạo núi . c. Urani trong đá phun trào. Cho đến nay đã phát hiện các biểu hiện khoáng hoá ở Tòng Bá (Hà Giang), Định An (Lâm Đồng), Bình Liêu (Quảng Ninh), điển hình hơn cả là ở đới Tú Lệ (khu Tiang, Trạm Tấu Yên Bái). Đá chưa urani chủ yếu là đa phun trào, trầm tích phun trào có thành phần axit-kiềm có hàm lượng thay đổi từ 0,01 đến 1%. Các khoáng vật quặng chủ yếu là uraninit, uranophan, molybdat urani đi cùng với molybdenit. d. Urani trong đá biến chất. Trong thời gian gần đây, công tác điều tra đã phát hiện các biệu hiện khoáng hóa urani-thori nằm trong đá biến chất trao đổi (tremolit, actinolit) và trong pegmatit ở Thạch Khoán, Thanh Sơn, Phú Thọ; trong pegmatit-migmatit ở Sa Huỳnh, Ba Tơ Quảng Ngãi; trong đá hoa Làng Nhẽo, Yên Bái và đặc biệt là urani trong đá phiến và graphit Tiên An e. Urani trong than. Trên thế giới, đã phát hiện trong than nâu chứa urani. Ở Việt Nam, than chứa urani là than antracit. Đã phát hiện 2 khu vực than antracit chưa urani đó là Nông Sơn (Quảng Nam) và Núi Hồng (Thái Nguyên) Urani trong than Nông Sơn. Urani không hình thành thân quặng độc lập mà đi cùng với than dưới dạng nguyên tố có ích đi kèm với hàm lượng U3O8 trung bình 0,01% [Nguyễn Quang Hưng, Nguyễn Phương, Bùi Tất Hợp 2008]. f. Urani trong trầm tích Đệ tứ . Đã phát hiện 3 tụ khoáng gồm: Mường hum (Lao cai), urani đi với đất hiếm và thori; Bình Đường (Cao Bằng) urani đi với phosphat; và khu Đầm Mây (Thái Nguyên). Tụ khoáng Mường Hum gồm 9 thân quặng phân bố trong tầng đá dăm, cuội, cát. Urani ở dạng đồng hình trong các khoáng vật đất hiếm như monazit, oxinit, orangit, basnaesit, chechit, lanatnit, samarskit....[Nguyễn Quang Hưng, Nguyễn Phương, Bùi Tất Hợp 2008]. 2.4. Dầu mỏ và khí đốt Các bể trầm tích Kainozoi nối liền với nhau thành một dải từ Bắc xuống Nam và chiếm phần thềm lục địa của Việt Nam và một phần biển sâu trên Biển Đông, và hai vịnh lớn trên cùng biển là Vịnh Bắc Bộ và Vịnh Thái Lan. Ngoài ra còn nằm dọc theo hai đồng bằng lớn ở phía Bắc là đồng bằng sông Hồng và phía Nam là đồng bằng sông Cửu Long. Hầu hết các bể trầm tích nói trên đều có một lịch sử phát triển địa chất tương tự với các bể khác ở Đông Nam Á, từ Eocen đến ngày nay. Trong Paleogen xu hướng tách giãn chiếm ưu thế cho đến Miocen giữa chúng đều có một mặt cắt địa tầng gồm những loạt lớn (megasequence) bắt đầu bằng trầm tích lục địa, chuyển dần sang ven bờ (paralic), rồi đến các trầm tích biển nông có thềm cacbonat, cho đến sét kết (mudstone) biển sâu. Từ Miocen giữa muộn đến muộn, các bể Đông Nam á trải qua một sự ép nén nhẹ đến rõ nét, và ở nhiều nơi dẫn đến một sự nghịch đảo (inversion) của các trung tâm lắng đọng (depocenter). Tuy nhiên mỗi bể trầm tích đều có một lịch sử phát triển địa chất riêng biệt của mình do đó tất cả các bể rất khác nhau, tùy thuộc vào vị trí địa lý và các yếu tố kiến tạo (tectonic factors) và do đó chúng cũng có hệ thống dầu khí và tiềm năng dầu khí rất khác biệt nhau. Từ Bắc xuống Nam, thềm lục địa Việt Nam có thể phân chia thành bốn khu vực và có các bể sau: Phần thềm lục địa Bắc Bộ (vịnh Bắc Bộ) có hành lang rộng và thoải. Đới bờ phá hủy ở phía Bắc Đồ Sơn, nơi đó các trầm tích Kainozoi thường mỏng hoặc vắng mặt. Phần phía Nam Đồ Sơn là thềm kết cấu, ở đó móng trước Kainozoi bị phủ bởi các trầm tích Kainozoi dày (5000-18000m) ngay cả trong phần đất liền, đặc biệt là trầm tích Pliocen-Đệ tứ rất dày ở khu vực trung tâm vịnh Bắc Bộ. Trên phần thềm này có hàng loạt các bể trầm tích như: Bể Sông Hồng bao gồm miền võng Hà Nội ở phần đất liền và Địa hào Quảng Ngãi ở phía Nam bể. Bể Hoàng Sa là bể nằm ở vùng nước sâu, nằm ngoài và có phương cấu trúc vuông góc với địa lũy Tri Tôn. Phía Bắc-Đông Bắc bể Sông Hồng còn có đới Bạch Long Vĩ, về kiến tạo thuộc bể Bắc Vịnh Bắc Bộ (Beibu Wan), còn về phía Đông Nam, phía Nam đảo Hải Nam là bể Nam Hải Nam, bể này có phương gần vuông góc với bể Sông Hồng và giữa chúng không có ranh giới bể, tạo nên một đới phủ trầm tích hình chữ Y. Thềm lục địa Trung Bộ có hành lang hẹp và dốc do sự khống chế của hệ thống đứt gãy Á kinh tuyến. Đới bờ ưu thế là quá trình hủy hoại, vì vậy thường lộ ra các thành tạo trước Kainozoi. Ngoài khơi các trầm tích Kainozoi có chiều dày tăng nhanh và các bể trầm tích nhỏ như phần Nam của địa hào Quảng Ngãi, bể Phú Khánh, ở đây lớp phủ Pliocen-Đệ tứ mỏng ở phía đất liền và chiều dày tăng nhanh về phía biển. Bể Phú Khánh đến đới cắt Tuy Hòa (Tuy Hoa Shear zone) bao gồm cả phần sâu dưới chân sườn lục địa. Phần thềm lục địa Đông Nam Bộ có hành lang rất rộng và rất thoải với xu thế phát triển của động thái kết cấu. Các trầm tích Kanozoi phân bố rộng với các bể trầm tích có diện tích rộng và trầm tích dày như bể Cửu Long, Nam Côn Sơn, Khu vực Tư Chính-Vũng Mây, nằm xa hơn trong vùng nước sâu, nhóm bể Trường Sa có chiều dày trầm tích mỏng phân bố trong các trũng nhỏ hẹp, khu vực này có các bể sau: bể Cửu Long, bể Nam Côn Sơn, nhóm bể Tư Chính – Vũng Mây, nhóm bể Trường Sa. Phần thềm lục địa Tây Nam Bộ có hành lang rộng và thoải thuộc vịnh Thái Lan. Một số nơi thuộc khu vực Hòn Chuông đến Hà Tiên quá trình hủy hoại chiếm ưu thế nên các thành tạo Paleozoi và Mesozoi thường được lộ rõ, các trầm tích Pliocen-Đệ tứ đới ven bờ không dày. Phần lãnh hải Việt Nam thuộc cánh Đông-Đông Bắc của bể Malay – Thổ Chu. Tất cả các bể của Việt Nam kể trên đều nằm trên vỏ lục địa và vỏ chuyển tiếp. Bể Sông Hồng: Đây là bể trầm tích Đệ tam có diện tích phân bố lớn nhất ở Việt nam và cũng là bể trầm tích có cấu trúc địa chất phức tạp, môi trường trầm tích đa dạng và hệ thống dầu khí thay đổi mạnh từ Bắc xuống Nam, từ Đông sang Tây. Bể Sông Hồng có thể chia ra thành bốn đới khác nhau, từ Bắc xuống Nam, là Đới Bạch Long Vĩ, Đới Bắc, Đới Trung tâm và Đới Nam, các đới này có lịch sử phát triển địa chất khá khác nhau, nhưng có sự gắn bó, tương hỗ nhau, nhất là không có ranh giới rõ nét giữa các đới, nên về mặt không gian có thể xếp chung bốn đới này vào cùng một bể (tuy nhiên, về kiến tạo, Đới Bạch Long Vĩ thuộc bể Bắc Vịnh Bắc Bộ hay Beibu Wan). Đới Bạch Long Vĩ có hai pha tách giãn vào Eocen và Miocen sớm và hai pha nén ép vào Oligocen muộn và Miocen muộn, chỉ vào Pliocen-Đệ tứ đới này mới nhập chung vào Đới Bắc trong tổng thể Bể Sông Hồng. Nguồn trầm tích đến từ nhiều hướng, trong môi trường từ lục địa đến chuyển tiếp, chủ yếu là đầm hồ, vũng vịnh với tốc độ trầm tích vừa phải nên có sự phân dị cát sét khá tốt, các tập cát có độ chọn lọc khá tốt. Ba đới Bắc, Trung tâm và Nam có sự phát triển gắn bó và tương hỗ nhau về nguồn gốc địa động lực, chung nhau pha tách giãn vào Oligocen dạng kéo toác (pull-apart) kéo dài đến Miocen sớm và có không gian trầm tích hình thoi từ Bắc xuống Nam. Tuy nhiên, do bản chất đá móng thay đổi khác nhau, nên dọc theo bờ Tây của bể này, có sự phân dị cao thấp tạo ra một số trũng địa phương nằm trong Đới Trung tâm và Đới Nam. Vào cuối Miocen muộn, do chuyển động đảo chiều của hệ thống đứt gãy Sông Hồng, đới Bắc bể bị thúc vào lục địa tạo ra sự nén ép với cường độ giảm dần từ Bắc xuống Nam, trong khi đó ở nam Đới Trung tâm và Đới Nam quá trình tách giãn vẫn tiếp tục, tạo điều kiện cho sự hình thành dải diapir sét dọc theo trục trung tâm bể cho đến tận Pliocen trong đới có áp suất cao. Về trầm tích, môi trường trầm tích có tính biển xuất hiện sớm nhất ở Đới Nam, chuyển dần về Đới Trung tâm và Đới Bắc, nhưng về nguồn trầm tích phần lớn lại đổ từ Đới Bắc, từ bờ Tây xuống Đới Nam, vì thế có sự phân dị khác nhau về thành phần trầm tích, đa phần là lục nguyên ở Đới Bắc, xen kẹp lục nguyên với cacbonat ở Đới Trung tâm và nhiều cacbonat ở Đới Nam. Mặt khác, do khối lượng nguồn trầm tích từ phía Đông lớn hơn rất nhiều so với phía Tây (từ đảo Hải Nam) nên không gian trầm tích trong Đới Trung tâm vào Miocen muộn, Pliocen là một không gian không đối xứng, thoải ở sườn Đông và dốc ở sườn Tây, tạo điều kiện cho trầm tích turbidit hình thành từ sườn lục địa phía Tây. Về hệ thống dầu khí, do có lịch sử phát triển địa chất khác nhau, môi trường trầm tích phân dị khác nhau nên có thể chia không gian Bể Sông Hồng thành nhiều hệ thống dầu khí khác nhau theo các tiêu chí như đá mẹ Oligocen hay Miocen, đá mẹ sinh dầu hay sinh khí, không bị ảnh hưởng hay có ảnh hưởng giao thoa với hệ thống khí CO2 như sau: i) hệ thống dầu khí sinh dầu (và khí) Đới Bạch Long Vĩ; ii) hệ thống dầu khí sinh khí Đới Bắc; iii) hệ thống dầu khí sinh khí có ảnh hưởng mạnh của hệ thống khí CO2 Đới Trung tâm và iv) hệ thống dầu khí sinh khí có giao thoa với hệ thống khí CO2 Đới Nam. Bể Hoàng Sa: Đây là diện tích khu vực quần đảo Hoàng Sa, nằm ở phía Đông Đới nâng Tri Tôn của Nam bể Sông Hồng và kẹp giữa Trũng Nam Hải Nam và Trũng Phú Yên. Về cấu trúc địa chất bao gồm một dải nâng ở phía Bắc (Đới phân dị Bắc Hoàng Sa) và một dải các địa hào nhỏ hẹp ở phía Nam (Đới phân dị Nam Hoàng Sa), đây có thể là một phần lục địa sót trước Giãn đáy Biển Đông tương tự như khu vực Trường Sa, nhưng có khoảng cách xa hơn so với vỏ đại dương và có thể nằm trên vỏ lục địa. Về lịch sử địa chất, khu vực này bị đập vỡ hình thành các bán địa hào vào Paleogen với trầm tích tướng lục địa, vào cuối Oligocen bị cố kết thành một khối và lún chìm dưới mực nước biển, có mặt cả hai loại trầm tích cacbonat trên các đới nâng (Đới phân dị Bắc Hoàng Sa) và lục nguyên tướng biển trong các trũng nhỏ hẹp (Đới phân dị Nam Hoàng Sa). Về hệ thống dầu khí, khu vực này có hệ thống dầu khí chưa rõ ràng, tồn tại các dạng bẫy với các loại đá chứa lục nguyên và cacbonat cùng với tầng chắn khu vực Miocen thượng, Pliocen, nhưng việc có tồn tại tầng đá mẹ không và có sinh thành được một lượng dầu khí đủ lớn không vẫn chưa rõ do mức độ nghiên cứu và thăm dò còn hạn chế. Tuy nhiên do khu vực này nằm kẹp giữa các bể Sông Hồng, Nam Hải Nam và Phú Khánh nên vẫn có khả năng một số bẫy được nạp dầu khí di cư từ đá mẹ từ các bể lân cận. Bể Phú Khánh: Đây là bể trầm tích ngoài khơi miền Trung Việt Nam, có vùng thềm rất hẹp dọc theo bờ biển, còn phần lớn diện tích bể nằm ở sườn thềm và nước sâu, nằm trong vỏ chuyển tiếp và kề áp vào vỏ đại dương của tách giãn Biển Đông. Bể Phú Khánh có thể chia thành hai thành phần chính, là Trũng Phú Yên ở phía Tây và Đới nâng Khánh Hòa ở phía Đông. Xét về phương diện tiềm năng dầu khí, thì Bể Phú Khánh là Trũng Phú Yên và ngược lại. Trũng Phú Yên được hình thành cùng và đồng thời với giai đoạn dập vỡ (breakup) vỏ trái đất trước giãn đáy Biển Đông, móng của trũng Phú Yên hiện rất khó minh giải qua tài liệu địa chấn do không có sự khác biệt về kháng trở âm học, cho thấy có thể móng trước Đệ tam là các trầm tích lục nguyên Creta, các trầm tích syn-rift có thể là Eocen?-Oligocen có tướng lục địa đầm hồ, tiếp theo là các trầm tích chuyển tiếp từ lục địa sang tướng biển bắt đầu từ Miocen sớm đến hiện nay với trầm tích lục nguyên ở các địa hào hẹp và cacbonat trên các địa lũy nằm xen kẹp giữa các địa hào. Các trầm tích cacbonat kết thúc sự phát triển khi có nguồn trầm tích lục nguyên từ phía Tây phủ chồng lên trên dưới dạng các nêm lấn. Về hệ thống dầu khí, bể Phú Khánh nói chung và trũng Phú Yên nói riêng có hệ thống dầu khí chư rõ ràng, chưa thể khảng định bể thiên về sinh dầu hay sinh khí và do việc minh giải móng ở bể này rất khó nên khối lượng tiềm năng sinh của đá mẹ còn sai số lớn. Tuy nhiên vẫn có thể khảng định, tại khu vực này tồn tại ít nhất hai hệ thống dầu khí, một sinh dầu, một sinh khí có kèm theo ảnh hưởng của CO2 với mức độ khác nhau. Bể Cửu Long: Là bể trầm tích khép kín, dạng rift lục địa, có diện tích nhỏ nhất, nhưng lại là bể dầu khí quan trọng nhất của Việt Nam. Bể Cửu Long có hình bầu dục, lồi về phía Đông dạng hạt đỗ thể hiện sự giao nhập của hai khối cấu trúc, Đông Bắc (có hệ thống đứt gãy ĐB-TN) và Tây Nam (có hệ thống đứt gãy Đ-T, B-N) và thể hiện pha tạo rift có hai hướng khác nhau cùng xảy ra trong Eocen?-Oligocen. Giai đoạn đầu của pha tạo rift hình thành các trũng nhỏ hẹp và cục bộ, lấp đầy bởi các trầm tích alluvi (tập địa chấn F, E), có thành phần thạch học rất khác nhau và khó xác định tuổi, tiếp theo là giai đoạn tách giãn mở rộng (Oligocen muộn) tạo thành một bể trầm tích có ranh giới bốn phía, ít chịu ảnh hưởng của biển, như là một hồ lớn, trầm tích (tập địa chấn D) có nhiều sét ở trung tâm các trũng sâu và thô dần về phía các đới cao và ven bờ. Vào cuối Oligocen, cả bể Cửu Long chịu một pha nén ép, có sự oằn võng, phân dị các đới cao thấp cùng với sự bào mòn đới cao và lắng đọng ở đới thấp (tập địa chấn C), tạo ra một bất chỉnh hợp khu vực trong toàn bể, sau đó là pha sụt lún nhiệt và bắt đầu bị ảnh hưởng của biển từ Miocen sớm (tập địa chấn B), biển tiến vào mạnh mẽ nhất vào Miocen trung, tiếp theo là biển lùi dần từ Miocen muộn đến nay. Về hệ thống dầu khí, bể Cửu Long có hệ thống dầu khí đơn giản và tối ưu nhất về thứ tự hình thành các tập sinh, chứa, chắn cũng như quá trình chôn vùi, trưởng thành nhiệt của đá mẹ so với thời điểm hình thành bẫy dầu khí. Đá mẹ là các tầng sét đầm hồ Oligocen, đá chứa bao gồm móng nứt nẻ, các đá cát kết khác nhau từ Oligocen đến Miocen trung và có tầng chắn khu vực Miocen hạ, về phía Đông Bắc bể có tầng chắn Miocen trung. Bẫy chủ yếu là dạng cấu trúc, khép kín bốn chiều, được hình thành chủ yếu kế thừa địa hình móng như những khối phân dị nhô cao trong bể kết hợp với pha nén ép vào cuối Oilgocen. Đặc điểm khác biệt nhất trong hệ thống dầu khí của bể Cửu Long là đối tượng triển vọng trong móng granotoid nứt nẻ do có ba điều kiện tiên quyết đồng thời xảy ra là khối móng có nứt nẻ (có độ rỗng, độ thấm), có tầng đá chắn hiệu dụng ngay trên nóc móng và có một khối lượng dầu lớn sinh thoát từ đá mẹ kề áp. Bể Nam Côn Sơn: Là bể trầm tích có diện tích khá lớn và về phía Đông, phía Nam không có ranh giới rõ ràng dạng rìa bể, có sự liên thông về môi trường trầm tích, về cấu kiến tạo với các bể Đông Natuna và Bắc Sarawak. Lịch sử phát triển địa chất bể Nam Côn Sơn có sự khác biệt giữa hai khu vực Đông và Tây bể. Khu vực Tây bể chỉ có một pha tạo rift trong Oligocen, còn khu vực Đông bể có hai pha tạo rift trong Oligocen và Miocen trung chồng lên nhau do bị ảnh hưởng trực tiếp của Tách giãn Biển Đông. Về cấu trúc, khu vực Đông bể lại phân dị ra thành Trũng Bắc, Nâng Mãng Cầu và Trũng Đông Nam tạo ra những không gian trầm tích khá khác nhau. Ở Trũng Bắc, do nguồn trầm tích lục nguyên khá dồi dào nên có tỷ trọng trầm tích cacbonat nhỏ và do vị trí ở phía Bắc nên ít bị ảnh hưởng của pha nén ép cuối Miocen trung. Nâng Mãng Cầu luôn nổi cao nên trầm tich cacbonat Miocen trung, muộn rất phát triển ở đây. Ở Trũng Đông Nam, vào Miocen trung, muộn, nguồn trầm tích lục nguyên chỉ dồi dào về phía Đông và thiếu vắng ở phía Tây nên tạo điều kiện cho trầm tích cacbonat phát triển trên những dải nâng. Vào cuối Miocen trung, cả Trũng Đông Nam bị nén ép nhẹ và sau đó lún chìm dần và được phủ lên trên một tập trầm tích sét Miocen muộn, tướng biển sâu, đóng vai trò tầng chắn khu vực. Từ Miocen muộn đến nay, trầm tích lục nguyên phát triển từ Tây sang Đông dưới dạng nêm lấn tạo ra thềm lục địa ở phía Tây, Sườn và biển thẳm ở phía Đông với tốc độ trầm tích cao ở khu vực thềm và sườn thềm, tốc độ trầm tích thấp ở khu vực biển thẳm, là nguyên nhân tạo ra đới áp suất cao ở dưới thềm và đới áp suất bình thường ở khu vực biển thẳm. Về hệ thống dầu khí ở Bể Nam Côn Sơn có sự phân dị khác nhau cho các đới cấu trúc khác nhau và hai nguyên nhân chính tạo ra sự khác biệt là đá mẹ và chế độ áp suất khác nhau trong bể. Vì Bể Nam Côn Sơn có thể coi là một tập hợp các trũng nhỏ nên đá mẹ có tính địa phương cao, rất khó nhận dạng được quy luật phân bố đá mẹ đầm hồ hay đá mẹ paralic, tuy nhiên đối với chế độ áp suất có tính quy luật cao là trong vùng dị thường áp suất cao pha của hidrocacbua là khí và condensate, còn dầu thường phân bố xung quanh đới áp suất cao và trong khu vực có áp suất bình thường. Nhóm bể Tư Chính – Vũng Mây: Là một diện tích rộng lớn thuộc lãnh hải Việt Nam nằm giữa bể Nam Côn Sơn và Quần đảo Trường Sa, hoàn toàn nằm trong vùng nước sâu. Về cấu trúc địa chất, khu vực Tư Chính-Vũng Mây bao gồm một dải nâng ở phía Bắc (gọi là Nâng Tư Chính-Phúc Nguyên và Nâng Đá Lát-đá Tây), ôm quanh đầu mũi của Tách giãn Biển Đông và một đới trũng ở phía Nam gọi là Trũng Vũng Mây. Khu vực này phần lớn nằm trên vỏ chuyển tiếp và phát triển như dạng bể rìa thụ động, vì thế hoạt động núi lửa xảy ra rất mạnh mẽ, đặc biệt trên các dải nâng, còn diện tích Trũng Vũng Mây nằm trên vỏ chuyển tiếp và vỏ lục địa. Trũng Vũng Mây có lịch sử phát triển địa chất trong điều kiện kiến tạo chung với Bể Nam Côn Sơn, có sự khác biệt là Trũng Vũng Mây có kiểu bể dạng rìa thụ động, còn Bể Nam Côn Sơn có kiểu bể dạng rift, ngoài ra, nguồn trầm tích đổ vào Trũng Vũng Mây có thêm nguồn từ phía Nam và đặc biệt Trũng Vũng Mây bị ảnh hưởng mạnh của pha nén ép cuối Miocen trung, đầu Miocen muộn tạo ra các cấu trúc nén ép rất rõ và khác biệt. Về hệ thống dầu khí, trũng Vũng Mây có hệ thống dầu khí tương tự như bể Nam Côn Sơn và các trũng khác khu vực Bắc Sarawak bao gồm đá mẹ chủ yếu là Miocen hạ, đá chứa gồm cát kết Oligocen, Miocen hạ và đá cacbonat Miocen trung, thượng; tầng chắn khu vực là các tập sét biển sâu Miocen trung, thượng và Pliocen. Các bẫy trũng Vũng Mây bao gồm bẫy cấu trúc dạng roll-over, bẫy nén ép khép kín ba chiều, reef cacbonat và địa tầng dạng turbidit. Nhóm bể Trường Sa: Là diện tích rộng lớn khu vực quần đảo Trường Sa, về cấu trúc bao gồm hai dải nâng ở hai rìa Đông (Nâng Nam Yết-Sơn Ca) và Tây (Nâng Vành Khăn-Bình Nguyên) và một đới trũng ở giữa (Trũng Nam Sinh Tồn-Bình Nguyên). Về cấu trúc địa chất, đây là phần lục địa sót trước Giãn đáy Biển Đông và nằm kề áp vào Giãn đáy Biển Đông trong đới rìa thụ động, có móng là các trầm tích lục địa tuổi Creta và bị dập vỡ tạo các bán địa hào vào Paleocen-Eocen và mở rộng giai đoạn syn-rift đến cuối Oligocen. Cuối và sau Oligocen, cả khu vực gần như cố kết thành một khối, lún chìm dưới mực nước biển và có mặt cả hai loại trầm tích cacbonat trên các đới nâng và lục nguyên tướng biển trong các trũng nhỏ hẹp. Về hệ thống dầu khí, nhóm bể này có hệ thống dầu khí chưa rõ ràng, song thiên về khả năng kém do không có tầng đá mẹ hoặc đá mẹ có khả năng sinh kém và chưa trưởng thành. Bể Mã Lai – Thổ Chu: Là diện tích trầm tích thuộc Vịnh Thái Lan nằm trong lãnh hải Việt Nam, bao gồm phần Nam của Trũng Pattani và rìa Đông Bắc của Bể Mã Lai. Trong văn liệu của Việt Nam thì phần Nam của Trũng Pattani được gọi là Đới phân dị Thổ Chu, còn rìa Đông Bắc của Bể Mã Lai được gọi là Đơn nghiêng Đông Nam. Cả hai đơn vị cấu trúc trên đều có pha tách giãn trong Oligocen và kéo dài đến Miocen sớm nhưng có trục tách giãn khác nhau, Đới phân dị Thổ Chu có trục tách giãn á Bắc-Nam, còn Đơn nghiêng Đông Nam (thuộc bể Mã Lai) có trục tách giãn TB-ĐN. Ảnh hưởng của biển bắt đầu từ Miocen sớm bắt đầu từ phía Nam, biển tiến mạnh vào Miocen trung và lùi dần từ Miocen muộn đến ngày nay. Môi trường trầm tích trong Oligocen có sự khác biệt trong hai đơn vị cấu trúc do không gian trầm tích có quy mô khác nhau cũng như khoảng cách đến nguồn trầm tích khác nhau nên trong bể Mã Lai có môi trường đầm hồ, còn trong đới phân dị Thổ Chu có môi trường alluvi và sông ngòi. Vào Miocen, các đơn vị cấu trúc riêng trong Oligocen hợp lại với nhau thành một bể trầm tích lớn, cùng chia sẻ chế độ kiến tạo và môi trường trầm tích. Về hệ thống dầu khí, bể Mã Lai-Thổ Chu bao gồm hai hệ thống dầu khí, một của bể Mã Lai sinh dầu khí và một của trũng Pattani sinh khí và condensat. Tiềm năng dầu khí Tổng tiềm năng dầu khí có khả năng thu hồi chưa phát hiện còn lại của các bể trầm tích Đệ Tam Việt Nam được dự báo khoảng 3300 triệu m3 quy dầu. Tiềm năng dầu khí trong các bể được thể hiện ở hình 3.21 và 3.22. Hình 3.21. Trữ lượng và tiềm năng dầu khí tại các bể trầm tích Đệ tam Việt Nam Hình 3.22. Tiềm năng thu hồi dự báo chưa phát hiện ở các bể trầm tích Đệ tam Việt Nam. 2.5. Tiềm năng địa nhiệt Công tác nghiên cứu địa nhiệt đã bắt đầu từ đầu những năm 60, song việc nghiên cứu có hệ thống chỉ từ năm 1982 ở các bể trầm tích Sông Hồng, Cửu Long, Nam Côn Sơn. Công tác này đã được tiến hành trong nhiệm vụ của Tổng công ty Dầu khí Việt Nam nay là Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam và có sự trợ giúp của Ủy ban điều phối các chương trình địa chất ngoài khơi và đới duyên hải Đông và Đông nam Á (CCOP), Nhật Bản và Newzealand. Các bản đồ độ dẫn nhiệt, gradient nhiệt độ và dòng nhiệt các bể trầm tích bể Sông Hồng, Cửu Long, Nam Côn Sơn và tài nguyên địa nhiệt của các tầng trầm tích Neogen, Paleogen và đá móng phong hoá nứt nẻ bướt đầu đã được tính toán xây dựng. 1. Hiện trạng tài nguyên địa nhiệt trong các bể trầm tích dầu khí Độ dẫn nhiệt: Độ dẫn nhiệt của mẫu lõi giếng khoan tăng dần theo độ sâu với các giá trị thay đổi trong khoảng 1,5-2,0 W/mK tương đương với độ sâu từ 1000m đến 4500m. Độ dẫn nhiệt trung bình các bể trầm tích thay đổi trong khoảng 2,28-3,37 W/mK, biểu hiện khả năng truyền dẫn nhiệt tốt từ phần sâu hơn của móng đến các bể trầm tích. Sự phân bố độ dẫn nhiệt không đều trong không gian, cao ở phía Bắc bể Sông Hồng và thấp ở phía Nam bể Cửu Long và Nam Côn Sơn. Ở trong mỗi bể, sự phân bố độ dẫn nhiệt cũng không đồng đều, liên quan mật thiết với sự phân bố các đá có độ hạt mịn, hạt thô, độ rỗng và mật độ và thành phần thạch hóa của đá. Các khu vực Nam bể Sông Hồng, bể Phú Khánh và phía Đông bể Nam Côn Sơn phát triển các thành tạo cacbonat có độ dẫn nhiệt đặc biệt thấp. Gradient nhiệt độ: Đặc điểm chung về gradient nhiệt độ thềm lục địa Việt Nam là có giá trị cao, thay đổi trong khoảng 2,87-3,59oC/100m và có sự phân dị theo không gian trong toàn thềm. Dòng nhiệt: Với các giá trị dòng nhiệt trung bình giếng khoan là 119 mW/m2, thể hiện chế độ địa nhiệt cao của thềm lục địa Việt Nam cao hơn khu vực biển thẳm của Biển Đông, khu vực Philipin và Thái Bình Dương và có giá trị tương đương so với các bể chứa dầu khí của Malaysia, Indonesia, Thái Lan. Dòng nhiệt biến đổi theo đặc điểm cấu trúc địa chất, giá trị cao ở bể sông Hồng, Nam Côn Sơn và thấp hơn ở bể Cửu Long, Malay-Thổ Chu. 2. Đánh giá tiềm năng tài nguyên địa nhiệt Việt Nam Xác định tài nguyên địa nhiệt dựa trên cơ sở tính nguồn năng lượng nhiệt chứa trong nước nóng địa nhiệt (geothermal water). Trữ lượng nước nóng của tích tụ nước tại vỉa được đánh giá theo phương pháp thể tích. Do đặc điểm địa chất và điều kiện thăm dò nghiên cứu địa chất của từng vùng thềm lục địa Việt Nam nên tiềm năng tại chỗ và năng lượng địa nhiệt được tính cho từng lô trong các bể trầm tích. Diện tích mỗi lô lấy từ hệ quản trị dữ liệu địa lý GIS [2], chiều dày các tập chứa (các kết, carbonat). Trữ lượng tại chỗ của nước địa nhiệt được tính riêng cho từng bể theo các hệ Neogen, Paleogen và móng phong hóa nứt nẻ . - Tài nguyên nước địa nhiệt trong trầm tích hệ Neogen: Với bể Sông Hồng đáy Neogen khoảng từ 1000m đến 3650m và chiều dày trầm tích từ 500m tới 3000m. Với bể Cửu Long đáy Neogen từ 1700m đến 2800m với chiều dày 1200m đến 2300m. Với bể Nam Côn Sơn đáy Neogen từ 620m đến 3900 chiều dày 1400m-2700m - Tài nguyên địa nhiệt trong trầm tích hệ Paleogen Bể sông Hồng do điều kiện địa chất kiến tạo rất phức tạp, mật độ giếng khoan chưa cao nên các trầm tích Paleogen chưa được nghiên cứu kỹ. Ngược lại các bể trầm tích phía Nam thềm lục địa Việt Nam trầm tích hệ Paleogen hầu như phủ rộng khắp trên toàn bể, ở bể Cửu Long chiều sâu trầm tích hệ Paleogen từ 1850m đến 4300m với chiều dày từ 100m đến 1400m. Ở bể Nam Côn Sơn chiều sâu trầm tích hệ Paleogen từ 1850 đến 4300m với chiều dày từ 100m đến 1400m. Tầng chứa nước bao gồm các lớp cát kết, thể phun trào, trầm tích vụn núi lửa với chiều dày từ vài chục mét tới hàng trăm mét. Nhiệt độ của nước từ 80oC đến 155oC - Tài nguyên địa nhiệt trong móng phong hóa nứt nẻ. Ở bể sông Hồng móng có tuổi trước Kainozoi gặp ở một số giếng khoan. Thành phần chủ yếu của đá móng bao gồm doloimit, dolomite-cacbonat, sikiceous, limestone và trầm tích lục nguyên với độ rỗng trung bình, tổng chiều dày phần phong hóa đạt tới hàng ngàn mét. Ở bể Cửu Long móng gặp ở các đới nâng như Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông, Ruby, Ba Vì với thành phần chủ yếu là granite, grano-diorite, phung trào, núi lửa. Chiều dày khối nứt nẻ, phong hóa khoảng hơn 1500m. Do nứt nẻ trong móng có phương chủ yếu là thẳng đứng và gần như thẳng đứng nên các chất lỏng từ dưới sâu đi lên với nhiệt độ cao rất có thể hình thành những mỏ nước nóng mang tính chất địa phương ở những đới móng nhô cổ. Số liệu tính toán trữ lượng tài nguyên năng lượng địa nhiệt cho từng bể trầm tích và toàn thềm như trong bẳng sau: Trữ lượng năng lượng địa nhiệt của các bể trầm tích Việt Nam Bảng 3.4 Bể trầm tích Năng lượng địa nhiệt tại chỗ (quy đổi ra Jun) Bể sông Hồng 8.771,8 x 1018J Bể Cửu Long 1.544,2 x 1018J Bể Nam Côn Sơn 7.542,2 x 1018J Toàn thềm 17.858 x 1018J Xét về trữ lượng, bể Sông Hồng có tiềm năng hàng đầu với năng lượng, địa nhiệt tại chỗ quy đổi ra Jun đạt 87.1020J, bể Nam Côn Sơn đạt 75.1020J và bể Cửu Long ít có tiềm năng 15.10oC. Nhận xét chung Chế độ địa nhiệt ở các bể trầm tích là khác nhau. Bể sông Hồng có các chỉ số địa nhiệt cao nhất (độ dẫn nhiệt đến 4,5 W/mk, gradient nhiệt đến 4,5oC/100m, dòng nhiệt đến 150mW/m2); tiếp đến là bể Nam Côn Sơn (4.0W/mK, 4.2oC/100m, 110mW/m2) và thấp nhất là bể Cửu Long (3.4W/mK, 2.6oC/100m, 110mW/m2) . Do chế độ địa nhiệt khác nhau, sự phân bố năng lượng địa nhiệt trên toàn thềm lục địa cũng khác nhau. Tổng năng lượng đo nhiệt ở bể sông Hồng được xác định là 8.771.1018Jun, ở bể Cửu Long là 1545.1018Jun và ở bể Nam Côn Sơn là 7543.1018Jun. Phần bố năng lượng nhiệt ở các tầng Neogen và Paleogen xấp xỉ như nhau (50/50) ở các bể sông Hồng và Nam Côn Sơn, riêng ở bể Cửu Long năng lượng địa nhiệt tập trung chủ yếu ở tầng Neogen (80%). Mật độ phân bố năng lượng địa nhiệt ở bể Nam Côn Sơn cao hơn (0,1.1018Jun/km2), ở bể Sông Hồng (~ 0,08.1018Jun/km2) và bể Cửu Long (0,05.1018Jun/km2). Mặc dù vậy sự phân bố ở bể sông Hồng là không đều, mà tập trung ở phần đồng bằng sông Hồng và phần nam vịnh Bắc Bộ. Ở bể Cửu Long, nhiệt độ tăng chậm theo chiều sâu: trong khoảng 2500-4400m: 100o-140o . Ở bể Nam Côn Sơn, trong khoảng 1500-2500m, nhiệt độ tăng từ 70o-120o: trong khoảng 2500-4000m, nhiệt độ tăng chậm từ 120o đến 150o.