Phần 2: Tài nguyên năng lượng

Chia sẻ: Nguyễn Văn Thanh | Ngày: | Loại File: DOCX | Số trang:21

Thêm vào BST

Báo xấu

154
lượt xem 13
download

Download Vui lòng tải xuống để xem tài liệu đầy đủ

Tài liệu trình bày về các tài nguyên năng lượng như: than, đá dầu, Uran, khí đốt và trình bày về tiềm năng địa nhiệt. Để biết rõ hơn về nội dung chi tiết, mời các bạn cùng tham khảo.

Chủ đề:

Bình luận(0) Đăng nhập để gửi bình luận!

Lưu

Nội dung Text: Phần 2: Tài nguyên năng lượng

Phần 2 TÀI NGUYÊN NĂNG LƯỢNG 2.1. Than Tài nguyên khoáng sản năng lượng than đã được biết đến từ lâu ở nước ta. Tuy nhiên, mãi tới đầu thế kỷ 19 một số mỏ ở Đông Triều, Mạo Khê mới bắt đầu được khai thác. Trong thời kỳ Pháp thuộc, năm 1888, vùng mỏ than Đông Triều, Mạo Khê, Quảng Ninh hoàn toàn thuộc tập đoàn tư bản Pháp Marty sau hiệp ước triều đình nhà Nguyễn nhượng bán với giá 9 triệu franc trong thời hạn 99 năm. Từ 1900 đến 1913, Pháp đã “bình định” xong Đông Dương. Chính quyền Pháp đề ra chính sách ưu tiên được quyền làm chủ mỏ (nếu muốn) cho những người được cấp giấy phép đi tìm mỏ mà phát hiện ra mỏ. Do đó đến cuối năm 1906, các điểm than ở thượng du Bắc kỳ đều đã được phát hiện và tổ chức khai thác như Đồng Đỏ (Hà Tĩnh), Khe Bố (Nghệ An), Đầm Đùn (Nho Quan, Ninh Bình), Làng Cẩm, Quán Triều (Thái Nguyên), Bố Hạ (Bắc Giang)…. Sau ngày hoà bình lập lại ở miền Bắc năm 1954 cho đến nay, công tác tìm kiếm thăm dò khai thác than được tập trung chủ yếu ở bể than Quảng Ninh, và các vùng khác trên cả nước. 2.1.1. Các bể than Trên cơ sở các tài liệu hiện có, các nhà nghiên cứu than Việt Nam đã phân chia và khoanh định 10 khu vực chứa than (Hình 3.18) gồm các bể và dải than sau:
Hình 3.18. Sơ đồ vị trí các bể than ở Việt Nam (Nguồn: Trần Văn Tri, Tài nguyên địa chất Việt Nam 2010)
Bể than Quảng Ninh Bể than Quảng Ninh có dạng cung, kéo dài trên 250 km từ Linh Đức ở rìa tây dãy Tam Đảo (Tuyên Quang) qua Đông Triều đến Hòn Gai, Cẩm Phả, Kế Bào (Quảng Ninh), được lấp đầy bởi các trầm tích chứa than thuộc hệ tầng Hòn Gai tuổi NoriRet. Cấu trúckiến tạo của bể than rất phức tạp, gồm hai địa hào là Bảo Đài ở phía bắc và Hòn Gai ở phía nam, có nhiều nếp uốn và đứt gãy (hình 3.19). Các vỉa than ở bể than Quảng Ninh có nhiều hình dạng, từ dạng lớp, dạng vỉa đơn giản, tương đối ổn định, đến dạng vỉa phức tạp, dạng thấu kính, đặc biệt có dạng vỉa phân nhánh đuôi ngựa rất phức tạp như vỉa Dày và vỉa G ở Lộ Trí (hình 3.20). Theo thống kê ở 35 tụ khoáng than, 568 vỉa than được khảo sát có 3,3 % vỉa dạng thấu kính; 64,4 % vỉa dạng rất phức tạpkhông ổn định chiều dày; 25,9 % vỉa dạng phức tạptương đối ổn định chiều dày; và 6,4 % vỉa dạng đơn giảnổn định chiều dày. Dự báo tài nguyên than được thực hiện theo các chỉ tiêu cơ bản sau: Độ tro tối đa của mẫu đơn và độ tro kể cả độ làm bẩn của vỉa than (Akmax) ≤ 45 %. Bề dày tối thiểu của vỉa than kể cả các lớp kẹp (có bề dày ≤ 50 % tổng bề dày các lớp than) ≥ 0,4 m. Độ sâu dự báo tài nguyên đến 1500 m. Độ sâu tính trữ lượng tối đa đến 400 m. Hình 3.19. Sơ đồ phân khối cấu trúc bể than Quảng Ninh Chỉ dẫn: 1) Địa hào Bảo Đài; 2) Địa hào Hòn Gai; 3) Đứt gãy phân khối kiến trúc. (Nguồn: Trần Văn Trivà nnk, Tài nguyên địa chất Việt Nam 2010) Tổng trữ lượng và tài nguyên các cấp 111+121+122+333 (tương ứng cấp A+B+C1+C2): 4,1 tỷ tấn. Tổng tài nguyên dự báo ở bể than Quảng Ninh: 10,5 tỷ tấn [Trần Văn Tri và nnk, 2005]
Hình 3.20. Than dạng vỉa phân nhánh đuôi ngựa rất phức tạp ở tụ khoáng Lộ Trí (vỉa Dày và vỉa G) (Nguồn: Trần Văn Tri và nnk, Tài nguyên địa chất Việt am 2010) Bể than Thái NguyênAn Châu Bể than Thái NguyênAn Châu kéo dài khoảng 150 km theo phương ĐBTN, phân bố trong các trầm tích lục nguyên – carbonat hệ tầng Văn Lãng tuổi NoriRet, có bề 200600 m, trung bình 300 m. Số lượng vỉa than nhiều nhất lên đến 10 vỉa, trong đó số vỉa đạt chiều dày công nghiệp là 5 vỉa. Bể than thái NguyênAn Châu tồn tại hai loại than: antracit và bitum Trữ lượng và tài nguyên: Than bitum có tổng trữ lượng và tài nguyên các cấp 111+121+122+333 (A+B+C 1+C2): khoảng 5 triệu tấn (2006); tài nguyên (334): 7 triệu tấn. Than anthracit có tổng trữ lượng các cấp 111+121+122+333 (A+B+C1+C2): 85 triệu 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 NoriRet và trầm tích kiểu limnic được xếp vào hệ tầng Hang Mon tuổi OligocenMiocen gi ữa. Trong bể than Sông Đà có mắt 3 loại than: antracit (biến chất cao); bitum (bi ến 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 lignitá bitum có tổng trữ lượng cấp 122+333 (C 1+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 (C 1+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 3503500 m. Các vỉa than phân bố trong các trầm tích Oligocen và Miocen trungthượng. Tổng bề dày các vỉa than: 353 m.
Tài nguyên than: Trên phần đất liền (trũng Hà Nội), diện tích phân bố khoảng 3500 km 2, có tổng tài nguyên: 37 tỷ tấn (đến 1700 m); trong đó, thuộc phạm vi khối Khoái ChâuPhủ Cừ là 5,7 tỷ tấn, phạm vi khối Tiên HưngKiến Xương là hơn 31 tỷ tấn. Bể than NghệTĩnh Bể than NghệTĩnh 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, NoriRet và Khe Bố tuổi OligocenMiocen 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 NghệTĩnh phân theo các nhãn than như sau: than lignitá bitum: 122+333 (C1+C2) là 0,8 triệu tấn; tài nguyên dự báo 334 (P 1+P2) là 0,5 triệu tấn; than bitum: 122+333 (C1+C2) là 0,8 triệu tấn; than anthracit: 333 (C 2) là 2,2 triệu tấn; tài nguyên dự báo 334 (P 1) 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+C 1+C2) là 11,3 triệu tấn (đến 200 m); tài nguyên dự báo (334) khoảng 13,5 triệu tấn. Dải than Cao BằngLạng Sơn Dải than Cao Bằng Lạng Sơn gồm các thành tạo chứa than Đệ tam phân bố dọc theo đứt gãy Cao BằngTiên 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 lignitá 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 OligocenMiocen 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 km 2. Trong nhiều lỗ khoan gặp các vỉa than và sét than trong trầm tích OligocenMiocen 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 LaiThổ Chu Bể Mã LaiThổ 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 OligocenMiocen. 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 ph ục v ụ cho các mục đích khác nhau của nền kinh tế than khoáng đượ c phân chia thành các nhóm: antracit, bitum và lignit. Cho đế n nay đã có 136 t ụ khoáng đượ c điều tra, thăm dò, khai thác, trong đó 82 tụ khoáng, antracit; 37 t ụ khoáng bitum; và 17 tụ khoáng lignit. Nhóm than antracit (than biến chất cao). Nhóm than antracit v ới gi ới h ạn V chg từ 17% trở xuống và không kết dính, y: 0 mm. Chúng đượ c tập trung ch ủ y ếu v ới tài nguyên lớn trong các bồn trầm tích Trias muộnJura sớm ở Đông Bắc, Tây Bắ c Bộ, bắc Trung B ộ ; và Trung Trung Bộ. Ngoài ra than biến chất cao nh ưng quy mô nhỏ bé còn gặ p rải rác trong các bồn trầm tích Permi mu ộn ở Bắc B ộ. Đã ghi nhận antracit có mặt trong các bể Quảng Ninh, Thái Nguyên – An Châu, Nghệ Tĩnh, và Nông Sơn Trong s ố các vùng nêu trên, bể than Quảng Ninh có tiềm năng than antracit l ớn 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 chấtcấ u trúc chứa than đượ c thể hiện trong bảng 3.2 Đặc điểm chính các khối địa chấtcấ u trúc chứa than ở bể than Quảng Ninh Bảng 3.2 Đặc ĐỊA điểm HÀO ĐỊA HÀO HÒN GAI chính BẢO các ĐÀI khối Mạo Địa Hồ Yên Đồng Phả Đông Khê- Uông Yên Hòn Cẩm chất- Kế Bào Thiên Tử Vông Lại Triều Tràn Bí Lập Gai Phả cấu Bạch trúc Diện tích chứa 48,6 73 10,1 133 180,5 152,3 92 87,3 210,9 127,1 76 than, km 2 Chiều dày tầng 200- 300- 600- 2000- 150- 500- 500- 300- 450 500 2000 sản 250 700 800 2900 800 1400 1500 1300 phẩm, m Số Chung 6-7 6-15 13 5-6 8-20 22-61 6-12 8-26 2-20 4-26 27 lượng
vỉa Công 1-2 3-13 4-6 4 4-11 15-27 2-9 2-13 2-14 3-19 2-16 than, m nghiệp Chiều dày vỉa 11,5 24,8 6,5 1,8 18,3 31 12,2 11,8 56 92 5 lớn nhất, m 9- 12,4- 23,7- 127,5- 11,2- 8,3- 26,5- Chiều Chung 18,7 - 24-82 27 10,8 38,5 30,6 166,6 28 41 150 dày vỉa than, m Công 3,8- 6,7- 68,9- 3,1- 1,6- 20,5- 25- 10,9 - 20,9 15,7 nghiệp 7,2 25,8 92,4 11 18,4 82 107,3 Trữ A+B+C1 9,8 518,5 80,1 - 26,5 541,6 19,3 19,6 387,3 845,3 42,4 lượng địa C2 16,8 194,8 - 50 19,5 26,7 18,7 172,1 252,8 749,0 73,0 chất, triệu Tổng tấn 26,6 713,3 80,1 50 46 568,3 38,0 191,7 640,1 1644,3 115,4 cọng Tổng tài nguyê 281 1451 177 128,4 388 1621 64 948 1941 3133 367 n, triệu tấn Mật độ chứa Địa chất 0,55 9,77 7,93 0,37 0,25 3,73 0,21 2,19 3,03 12,94 1,52 than, triệu Dự báo 5,78 19,87 17,56 0,96 2,15 10,64 0,70 10,86 9,20 24,64 4,83 tấn/km 2 (Nguồn: Trần Văn Tri và nnk, Tài nguyên khoáng sảnt Việt Nam 2005) Than antracit ở Qu ảng Ninh ch ủ y ếu là là than Claren chi ếm 85100% chi ều dày vỉa than, tiếp đế n là than đurenclaren: 810% chi ều dày vỉa than, còn lại các loại than khác chiếm vài phần trăm chiều dày vỉa là những l ớp m ỏng hay th ấu kính. Than có hàm lượ ng và thành phầ n nhóm vitrinit chi ếm 85100% v ới các nhãn hi ệu t ừ bán antracit đế n antracit phân bố ở đị a hào Hòn Gai; than biến chất cao th ể hi ện rõ ở khối Mạ o KhêTràng Bạch; trong khi đó than antracit và siêu antracit tập trung ch ủ y ếu trong địa hào Bảo Đài. Ở Bể than Thái nguyênAn Châu đã có công tác thăm dò khai thác xác nhậ n than có quy mô nhỏ và chất lượ ng không đều. Trầm tích chứa than l ục nguyên carbonat đượ c xếp vào hệ tầng Vân Lãng (T3vl) chứa các hóa thạch biển nông ven b ờ hoặc cửa sông đầ m lầy nướ c lợ cũng có tuổi NoriRet v ới chi ều dày khoảng 700 m vùng Thái Nguyên đến 2400 m vùng An Châu, đồng thời số lượ ng vỉa than cũng giảm dần. Tụ khoáng Đông Nam Chũ thuộc huyện L ục Ng ạn, t ỉnh B ắc Giang, có 5 vỉa than cấu tạo t ươ ng đối đơn giả n, trong đó có 3 vỉa đạt chiều dày công nghi ệp. Tr ữ lượ ng 257,4 ngàn tấ n antracit, độ tro trung bình 816% và độ lưu huỳnh thấp. Tụ khoáng Bố Hạ thuộc huyện Yên Thế, t ỉnh Bắc Giang, đã đượ c khai thác từ trướ c năm 1945 và sau này đã thăm dò lại. Tụ khoáng có 8 vỉa than, trong đó 4 vỉa chiều dày thay đổ i từ 0,5 m đến 25,8 m cấu trúc phức tạp. Tr ữ l ượ ng 4,5 tri ệu t ấn antracit. Nhóm tụ khoáng Bắc Thái Nguyên, gồm 3 tụ khoáng Ba SơnQuán Triều, Núi Hồng chứa than antracit, còn tụ khoáng Phấn Mễ ch ứa than bitum (than bi ến ch ất trung bình) sẽ đượ c mô tả ở phần sau
Tụ khoáng Ba SơnQuán 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 lượ ng các cấ p (B+C 1+C2) là 64.986 ngàn tấn (B+C 1) là 44.689 ngàn tấn. Than bi ến ch ất cao ở đây thuộc loại than gầy, độ tro trung bình và l ưu huỳnh từ trung bình đến cao. Tụ khoáng Núi Hồng cách TP Thái Nguyên chừng 50 km về phía tâytây bắc, thuộc huyện Văn Lãng, t ỉnh Thái Nguyên, nơi có mặt cắt chuẩn của h ệ t ầng Văn Lãng (T 3nr vl) chứa đế n 20 vỉa hoặc thấu kính than có nơi dày đế n 33 m, cấu trúc phức tạp, không ổn đị nh. Trữ lượ ng đã thăm dò đế n 15 triệu tấn. Than Núi Hồng có độ tro trung bình 13,89%, chất b ốc 8%, l ưu hu ỳnh 1,84%, nhi ệt năng 8.250 kcal/kg, đặc biệt hàm lượ ng Ge, Ga khá cao ..., cần l ưu ý công nghệ tuyển, thu h ồi tăng hiệu quả s ử dụng. Bể than Sông Đà . Than antracit ở b ể than Sông Đà chất l ượ ng không cao, do vậy có văn liệu cho là than bán antracit. Đặc trưng là tụ khoáng Chiềng Ken thuộc huy ện Văn Bàn tỉnh Lào Cai đã đượ c điều tra đánh giá, than có các chỉ tiêu kỹ thuật sau: Q=7716 cal/g; V=3,145,52%; W=4,466,95%; A=33,67%; N=0,572,13%; S=0,263,87%. Bể than Nghệ Tĩnh. Các bồn trầm tích NoriRet ở Bắc và Trung Trung Bộ ch ủ y ếu là t ướ ng l ục địa lẫn ven biển có các tụ khoáng hoặc vùng than tách biệt nhau nh ư Pù Sạ ng, Đồ ng Đỏ và Nông Sơn. Vùng than Pù Sạng , huyện M ườ ng Xén, t ỉnh Ngh ệ An, n ằm trong h ệ t ầng Đồ ng Đỏ (T 3n r đđ) với 3 v ỉa than đều không ổn định, trong đó có 2 vỉa dày 0,6 và 1,9 m. Tài nguyên dự báo khoảng 21 tri ệu t ấn antracit có độ tro và lưu huỳnh cao. Bể than Nông Sơn thuộc các huyện Đại Lộc, Quế S ơn, t ỉnh Qu ảng Nam đã dượ c khai thác t ừ trướ c năm 1945, nằm trong lo ạt Nông Sơn tạo thành nếp lõm lớn thoải, dạng trũng địa hào, nằm không chỉnh h ợp trên các đá không đồng nhất c ổ h ơn. Loạt Nông Sơn gồm hai hệ tầng An Điềm (T3n ađ) ở dướ i và Sườ n Gi ữa (T 3r sg) ở trên, chứa than có phức hệ thực vật ki ểu Hòn Gai. Bể than Nông Sơn có 10 vỉa cấu tạo đơn giả n, nhưng chỉ có 35 vỉa đạ t chiề u dày từ 0,6 đế n 25,7 m ở các t ụ khoáng Nông Sơn, Ng ọc Kinh và Sườ n Giữa có trữ lượ ng chung là 10 triệu tấn antracit, mã hiệu 100B có độ tro trên 25%, l ưu huỳnh trên 2,5%. Đáng chú ý là trong trầm tích chứa than ở đây đã phát hiện đượ c quặng urani xâm nhiễm, tích tụ theo lớp đang đượ c đánh giá. Ngoài những tụ khoáng hoặ c nhóm tụ khoáng than khoáng nêu trên, còn gặ p rải rác than antracit tu ổi Permi mu ộn v ới quy mô rất nhỏ nh ư ở các vùng Thanh Hóa, Hòa Bình, Hà Tây, Hà Giang, Thái Nguyên, Lạng S ơn, Quảng Ninh và than tuổi Trias gi ữa cũng có quy mô rất nhỏ. Tóm lại, tổng tr ữ l ượ ng xác định và dự tính cấ p 121+122+333 (A+B+C 1+C2) c ủa 82 t ụ khoáng trong số 136 t ụ khoáng than antracit (than bi ến ch ất cao) ở Vi ệt Nam là 4,2 t ỷ tấn; tài nguyên dự báo 334 khoảng 10,6 t ỷ t ấn. Nhóm than bitum (than biến chất trung bình). Nhóm than bitum g ồm các nhãn than kết dính (than không có độ kết dính đượ c 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 cốcmỡ (km), than mỡ (m), than khímỡ (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 NguyênAn Châu và Nghệ Tĩnh.
Bể than Thái NguyênAn Châu: than bitum được biết đến từ lâu ở tụ khoáng thuộc mỏ than Phấn Mễ. Than ở đây thu ộc loại c ốcm ỡ, độ tro và lưu huỳnh trung bình, trữ lượ ng 2.100 ngàn tấn, hiện tại đang khai thác gần hết. Bể than Sông Đà: Nhóm tụ khoáng Qu ỳnh Nhai thuộc huyên Quỳnh Nhai, t ỉnh S ơn La, gồm các tụ khoáng nhỏ Bản Mứn, Nà Sung và các điể m than khoáng Pom Khem, Co C ủ, Hu ổi La. Tụ khoáng Bả n M ứn đã đượ c tìm kiế m, khảo sát xác định đượ c 5 vỉa than có chiều dày 0,51,1 m, không ổn định theo cả đườ ng phươ ng và hướ ng dốc , với tài nguyên tính đượ c 10 triệ u tấn đến độ sâu 300 m. Tuy nhiên sau này đã thăm dò 3 vỉa tính tr ữ lượ ng ch ỉ có 173 ngàn tấn. Than khoáng ở đây chủ yếu là than ánh clarenfusinit ki ểu colinit h ỗn h ợp, nhãn khímỡ, độ tro và l ưu huỳnh cao, nhi ệt năng trung bình 7.627 kcal/kg. Tụ khoáng Nà Sung có 5 vỉa than v ới chi ều dày thay đổi rất nhanh t ừ 0 đế n 7,2 m, cấu tạo phức tạp, tr ữ lượ ng 168 ngàn tấn, thu ộc loại than ánh, nhãn khímỡ. Nhìn chung than nhóm tụ khoáng Qu ỳnh Nhai có chất l ượ ng t ốt nh ưng phân bố trên diệ n hẹp, quy mô nhỏ, độ chứa than không ổn định, với nhiều đứt gãy phá hủy, các vỉ a than uốn nếp, cắm dốc. Tuy nhiên cần xem xét sớm hướ ng s ử dụng tr ướ c khi thi công đậ p thủy điệ n Sơn La. Nhóm tụ khoáng Yên Châu phân bố ở huyện Yên Châu, t ỉnh Sơn La, hình thành trong địa hào hẹp kéo dài gần 100 km, gi ới h ạn b ới các đứt gãy rìa phươ ng TBĐN, nhiều nơi cấu tạo chờm ngh ịch, g ồm các tụ khoáng Tô Pan, Ke Lay, Mườ ng L ựm ... Tụ khoáng M ườ ng L ượ m nằm cách thị trấn Yên Châu 20 km về phía đôngđông nam, có 5 vỉa than với cấu t ạo và chi ều dày rất biến đổi, trong đó 3 vỉa đã thăm dò tính trữ lượ ng cấ p C 1 là 70,1 ngàn tấn, cấp 333 (C 2) là 102,5 ngàn tấn. Than M ườ ng L ựm có thể luyện côc tốt với độ ẩ m trung bình 4,62%, độ tro 19,74%, chất bốc cháy 33,15%, lưu huỳnh 2,16%, nhi ệt năng 7.562 kcal/kg, X=3337 mm, Y=912 mm thu ộc lo ại clarencolinit h ỗn h ợp v ới vi thành phầ n vitrinit 80 85%, fusinit 515%, leipitit 05%. Tụ khoáng Kẻ Lay nằm về phía bắ c cùng xã Mườ ng Lựm, có 5 vỉa than mỏng với tài nguyên khoảng 1,2 tri ệu t ấn, trong đó cấp 122+333 (C 2+P1) là 237 ngàn tấn, có thành phần gần gi ống than M ườ ng L ượ m, nh ưng 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 v ề chi ều dày, đườ ng phươ ng, tr ữ lượ ng dự tính 122+333 (C 1+C2) khoảng 500 ngàn tấn than khímỡ vitrinit, chất b ốc: 38,83%; độ tro: 16,95%; lưu huỳnh khá cao. Nhóm tụ khoáng Vạn Yên thu ộc huyện V ạn Yên, t ỉnh Sơn La, nằm trong địa hào hẹ p kéo dài hơn 80 km, bị các đứt gãy dọc và ngang chia cắt thành các khối với số lượ ng các vỉa than tăng dầ n vào trung tâm, từ 46 v ỉa ở Núi Tọ, Suối Lúa đến 27 vỉa ở Suối Bàng, rồi lại giảm còn 4 vỉ a ở Tốc Lộc. T ổng tài nguyên 6.264 ngàn tấn, trong đó cấp C 1 là 332 ngàn tấn. Than Su ối Bàng thuộc nhóm than bitum, độ tro cao, l ưu hu ỳnh nhi ều, có thể luyện cốc tr ực tiếp hoặc ph ối li ệu với than Hòn Gai. M ức độ biến chất tăng dần từ nam lên bắc, tươ ng ứng từ than mỡ, cốc, c ốc kết dính, sang phía bắc sông Đà là than gầykết dính. Nhóm tụ khoáng Hòa BìnhNho Quan nằm trong cánh cung Ninh Bình, gồm nhi ều tụ khoáng nhỏ và điểm than khoáng mà đặ c tr ưng là các tụ khoáng Đồi Hoa, Đầ m Đùn, Vũ Lâm và Hòa Mục. Số lượ ng v ỉa than thay đổ i từ 16 như ở Định Giao, Vũ Lâm, Mườ ng Cọ ... đế n 16 vỉ a ở Đồi Hoa và 26 vỉa ở Đầm Đùn. Các vỉa than có chiề u dày thay đổ i lớn, cấu tạo phức tạp, phần l ớn than có độ tro và lưu huỳnh cao. Tổng tài nguyên 23.963 ngàn tấn, trong đó trữ lượ ng là 8.935 ngàn tấn [61].
Nhóm tụ khoáng Điện Biên thuộc huyện Điện Biên, tỉnh Lai Châu, nằm trong hệ t ầng Suối Bàng (T3nr sb) có cấu tạo nếp lõm thoải ph ươ ng TBĐN kéo tới biên giới ViệtLào, gồm 7 khối địa chấtcấu trúc: Thanh An, Khâu Lệ nh, Tia MôngNà Sang, Noọng USam M ần, Khao Keo Lom, Pa Sa, Hu ổi Sa. Các vỉa than thườ ng có chiều dày mỏng 0,11,5 m; s ố l ượ ng các vỉa có nơi đế n 18, trong đó có 18 vỉa có giá tr ị. Than thu ộc loại khímỡ, độ tro và lưu huỳnh thay đổi lớ n. Tổng tài nguyên của nhóm tụ khoáng Điện Biên là 76.570 ngàn tấn, trong đó trữ lượ ng là 4.224 ngàn tấn. Tiếp về phía Mườ ng Lay, Mườ ng Tè phía tây bắ c còn có các điểm than khoáng Huổi Xay Nậm Pi ềng, Vàng Sâm, Nậm Thín, Mườ ng Pồn, Nậm U v ới quy mô nhỏ. Bể than Nghệ Tĩnh đã ghi nhận t ụ khoáng than Khe B ố T ươ ng D ươ ng, Ngh ệ An thu ộc 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 0,477m. Chất lượng than: W pt: 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: W : 1,45%; Ach: 19,24%; Vch: 24%; Qk: 6889kcal/kg; S: 1,66. pt 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 l ượ ng đượ c xác định cấp 111+121+122+333 (A+B+C1+C2) của nhóm than bitum (biến chất trung bình) ở Việt Nam kho ảng 17 tri ệu t ấn, 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 tr ướ c đây) gồm than l ửa dài, than nâu các loại. Than c ủa nhóm này hoàn toàn thuộc tuổi Neogen. Theo các tài liệu l ỗ khoan điều tra dầu mỏ khí đốt, than Neogen tu ổi Miocen gi ữamu ộn [148] ở vùng trũng Hà Nội là nguồn tài nguyên lớn nhất về than hi ện nay ở Vi ệt Nam. Ở đồ ng bằ ng Sông Cửu Long, và thềm l ục địa cũng gặp các vỉa than xen trong các tầng chứa dầ u m ỏ khí đốt, nh ưng ch ưa đượ c đánh giá. Các tụ khoáng than nâu phân bố ở dọc đớ i đứt gẫ y sâu Cao BằngLạng S ơn nh ư t ụ khoáng Nà Dươ ng, đớ i đứt gẫy Sông Hồng, Sông Chả y, Sông Cả , Sông Ba, Di LinhB ảo L ộc... đã đượ c khai thác. Sau đây là phần mô tả tóm tắt tụ khoáng than Nà Dươ ng thu ộc dải Cao BằngL ạng S ơn và tụ khoáng than Bình Minh Khoái châu thuộc bể than Sông Hồng Tụ khoáng Nà Dươ ng thu ộc huyện L ộc Bình, t ỉnh Lạng Sơn, cách thị xã Lạ ng Sơn 25 km về phía đôngđông nam, đã đượ c khai thác từ lâu, nằm trong tr ầm tích sônghồ Miocen của hệ tầng Nà Dươ ng (N 1 nd), tạo thành một n ếp lõm có 9 vỉa than chiều dày 0,423,7 m, cấu t ạo t ươ ng đối phức tạp và ít ổn định. Kết quả thăm dò đã tính trữ l ượ ng cấp 111+121+122+333 (A+B+C1) là 103,9 triệu t ấn than lignit lo ại l ửa dài, trong đó cấp A là 10,5 triệu tấn, B là 43,6 triệu tấn. Than có độ tro cao: 37,20%, l ưu hu ỳnh: 6,20%, ch ất b ốc: 46,3%, nhi ệt năng: 7.280 kcal/kg, đặ c biệt hi ện tượ ng bốc cháy tự nhiên thườ ng xảy ra. Tụ khoáng Bình MinhKhoái Châu phân bố trong rift Đệ tam Hà Nội có sự khống chế c ủa các hệ th ống đứt gãy sâu Sông Hồng, Sông Chảy, Sông Lô, than tập trung nhi ều ở d ải trung tâm Khóai ChâuTiền Hải kéo ra vịnh Bắc B ộ. Qua m ạng l ưới khoan thăm dò dầukhí, than đượ c phát hi ện t ừ độ sâu 110 đế n hơn 4.000 m, có 115 vỉa, trong đó 90 vỉa có chiều dày 0,810 m, có nơ i đế n 21 m nh ư ở Khoái Châu phần tây bắc của dải, trong tr ầm tích Neogen mà chủ yế u là hệ tầng
Tiên Hưng (N 13 th) thu ộc Miocen th ượ ng. Than ở đây thuộc loại lignit ở ph ần nông và á bitum (subbituminous) ở ph ần sâu , độ tro: 14,2%, chất b ốc cháy: 40,5%, l ưu huỳnh: 0,95%, nhi ệt năng xấ p xỉ 7.000 kcal/kg. Tài nguyên tin cậy 122 (C 1) là 2,3 tỷ tấn, tài nguyên dự tính 333 (C 2) là 8,8 tỷ tấn trong t ổng tài nguyên dự báo đến 252 tỷ tấn nhưng phần l ớn n ằm d ướ i.sâu, điề u 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 10200, 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 15200, theo hướng cắm các vỉa đá dầu dài 300500 m rồi vát mỏng dần. Phần đá chứa dầu được chia thành 3 lớp: lớp dưới gồm cát kết ngậm dầu, asphal, chiều dày 011 m, trung bình 4,1 m; lớp giữa là lớp đá dầu chiều dày 3,29,9 m, trung bình 6,5 m; lớp trên là cát kết ngậm dầu chiều dày 01,5 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 (19591960) Chất lượng đá dầu Đồng Ho Bảng 3.3 Lưu Nhiệt Các loại Hàm lượng Độ ẩm Độ tro Ao, Chất bốc huỳnh S năng Q, đá dầu dầu, % Wa, (%) (%) Vo, (%) (%) kcal/jkg Đá phiến 4 ,612,4 4,04,6 65,6 77,0 14,825,7 1 11602257 dầu Asphal 4,621,5 10 22,5 44,5 0,7 23455165 Cát bột kết 2,04,5 4,1 79,8 14,4 0,34 ngậm dầu 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 HoaKhe 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, uranocircitmetauranocircit, 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 axitkiềm 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 uranithori nằm trong đá biến chất trao đổi (tremolit, actinolit) và trong pegmatit ở Thạch Khoán, Thanh Sơn, Phú Thọ; trong pegmatitmigmatit 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 (500018000m) ngay cả trong phần đất liền, đặc biệt là trầm tích PliocenĐệ 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 BắcĐông 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 PliocenĐệ 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 ChínhVũng 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 PliocenĐệ tứ đới ven bờ không dày. Phần lãnh hải Việt Nam thuộc cánh ĐôngĐông 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 PliocenĐệ 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 (pullapart) 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 CO 2 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 synrift 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 ĐBTN) và Tây Nam (có hệ thống đứt gãy ĐT, BN) 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 ChínhVũng Mây bao gồm một dải nâng ở phía Bắc (gọi là Nâng Tư ChínhPhúc Nguyên và Nâng Đá Látđá 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 rollover, 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 YếtSơn Ca) và Tây (Nâng Vành KhănBình Nguyên) và một đới trũng ở giữa (Trũng Nam Sinh TồnBình 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 PaleocenEocen và mở rộng giai đoạn synrift 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 ph ần Nam c ủa Trũng Pattani và rìa Đông Bắc c ủa Bể Mã Lai. Trong văn liệu của Việt Nam thì phần Nam của Trũng Pattani đượ c gọi là Đới phân dị Thổ Chu, còn rìa Đông Bắc của Bể Mã Lai đượ c gọi là Đơn nghiêng Đông Nam. Cả hai đơn vị cấu trúc trên đề u 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 BắcNam, còn Đơn nghiêng Đông Nam (thuộc bể Mã Lai) có trục tách giãn TBĐN. Ảnh hưởng c ủa biển b ắt đầu từ Miocen sớm bắt đầ u từ phía Nam, biển tiến mạnh vào Miocen trung và lùi dần từ Miocen mu ộn đến ngày nay. Môi trườ ng 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 trườ ng đầm hồ, còn trong đới phân dị Thổ Chu có môi trườ ng alluvi và sông ngòi. Vào Miocen, các đơn vị cấu trúc riêng trong Oligocen h ợp l ại v ới nhau thành một bể trầm tích lớn, cùng chia sẻ chế độ kiến tạo và môi trườ ng trầm tích.
Về hệ thống dầu khí, bể Mã LaiThổ 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 co ́kha năng thu hôi ch ̉ ̀ ưa 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. 1200 Đã phá t hiệ n Chưa phát hiện 1000 Tổng tiềm năng dầu khí 800 (Triệu m3 quy dầu) 600 400 200 0 Sông hồ ng Phú Khánh Cửu long Nam Côn Tư Chính- Malay-Thổ Sơn Vũng Mây Chu Hình 3.21. Trư l ̃ ượng va tiêm năng dâu khi tai cac bê trâm tich Đê tam Viêt Nam ̀ ̀ ̀ ́ ̣ ́ ̉ ̀ ́ ̣ ̣ 950 860 160 370 720 320 Sông Hồng Phú Khánh Cửu long Nam Côn Sơn Malay-Thổ Chu Tư Chính-Vũng Mây Hình 3.22. Tiêm năng thu h ̀ ồi dự bao ch ́ ưa phat hiên ́ ̣ ở cac bê trâm tich Đê tam Viêt 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. Cac ban đô đô dân nhiêt, gradient nhiêt đô va ́ ̉ ̀ ̣ ̃ ̣ ̣ ̣ ̀ ̣ ́ ̉ ̀ ́ ̉ dong nhiêt cac bê trâm tich bê Sông Hông, C ̀ ̀ ửu Long, Nam Côn Sơn va tai nguyên đia nhiêt cua cac tâng ̀ ̀ ̣ ̣ ̉ ́ ̀ trâm tich Neogen, Paleogen va đa mong phong hoa n ̀ ́ ̀ ́ ́ ́ ưt ne b ́ ̉ ươt đâu đa đ ́ ̀ ̃ ược tinh toan xây d ́ ́ ựng. 1. Hiện trạng tài nguyên địa nhiệt trong các bể trầm tích dầu khí Độ dẫn nhiệt: Độ dẫn nhiệt của mẫu lõi giêng khoan tăng d ́ ần theo độ sâu với các giá trị thay đổi trong khoảng 1,52,0 W/mK tương đương với độ sâu từ 1000m đến 4500m. Độ dẫn nhiệt trung bình các bể trầm tích thay đổi trong khoảng 2,283,37 W/mK, biểu hiện khả năng truyền dẫn nhiệt tốt từ phần sâu hơn cua móng đ ̉ ến các bê tr ̉ ầm tích. Sự phân bố độ dẫn nhiệt không đều trong không gian, cao ở phía Bắc bê Sông H ̉ ồng và thấp ở phía Nam bê C̉ ửu Long và Nam Côn Sơn. Ở trong mỗi bê, s ̉ ự 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. Cac khu v ́ ực Nam bê Sông Hông, bê Phu Khanh va phia Đông bê Nam Côn S ̉ ̀ ̉ ́ ́ ̀ ́ ̉ ơn phát triển các thành tạo cacbonat có độ dẫn nhiệt đặc biệt thấp. Gradient nhiệt độ: Đặc điểm chung về gradient nhiệt độ thêm l ̀ ục địa Việt Nam là có giá trị cao, thay đổi trong khoảng 2,873,59 C/100m va có s o ̀ ự phân dị theo không gian trong toan th̀ ềm. Dòng nhiệt: Với các giá trị dòng nhiệt trung bình giêng khoan là 119 mW/m ́ 2 , 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 chưa d ́ ầu 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, MalayThổ 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). Tr ữ 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 do nghiên c ̀ ứu địa chất của từng vùng thềm lục địa Việt Nam nên tiềm năng tại chỗ và năng lượng địa nhiệt được tinh cho t ́ ưng lô trong các b ̀ ể 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 1400m2700m 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 trâm tích phía Nam th ̀ ềm 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, dolomitecacbonat, 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, granodiorite, 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 băng 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.