Đặc điểm của đứt gãy Polygon và ý nghĩa của chúng đối với yếu tố chắn dầu khí

8 Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất Tập 59, Kỳ 2 (2018) 8-17 
Đặc điểm của đứt gãy Polygon và ý nghĩa của chúng đối với 
yếu tố chắn dầu khí 
Lê Ngọc Ánh 
Khoa Dầu khí, Trường Đại học Mỏ - Địa chất, Việt Nam 
THÔNG TIN BÀI BÁO 
TÓM TẮT 
Quá trình: 
Nhận bài 25/02/2018 
Chấp nhận 03/4/2018 
Đăng online 27/4/2018 
 Đứt gãy dạng Polygon đã được nghiên cứu và phát hiện ở rất nhiều bể trầm 
tích. Các đứt gãy này rất dễ nhận biết bởi chúng đan xen với nhau tao hình 
đa giác trên bình đồ với chiều dài cạnh rất nhỏ và khá đều nhau từ 100-
1500m, biên độ dịch trươt nhỏ từ ~5 đến 100m. Các đứt gãy này hình thành 
do quá trình co ngót thể tích do mất nước của trầm tích, do dị thường áp 
suất cao gây ra bởi chất lưu bị nhốt ở trong đá trầm tích hạt mịn và bị nén 
ép bởi các lớp phủ phía trên. Tại khu vực nghiên cứu ngoài khơi Cameroon, 
đứt gãy Polygon phát triển tương đối rộng khắp (~500km2), với độ sâu mực 
nước biển dao động từ 940m đến 1750m. Các đứt gãy này chủ yếu được phát 
hiện trong các Hệ tầng trầm tích Đệ Tam, trên sườn dốc 1 nơi có đặc trưng 
biên độ phản xạ yếu và không liên tục. Đứt gãy Polygon phát triển ở hai 
khoảng địa tầng ứng với tập U5, U6 và U10 chỉ ra tiềm năng chắn tốt của 
các tập này cũng như của khu vực nghiên cứu. Tuy nhiên để khẳng định vai 
trò chắn của chúng cho các vỉa chứa nằm bên dưới vẫn cần phải có thêm các 
tài liệu về kết quả khoan và phân tích vật lý thạch học cụ thể. 
© 2018 Trường Đại học Mỏ - Địa chất. Tất cả các quyền được bảo đảm. 
Từ khóa: 
Đứt gãy Polygon 
Đứt gãy đa giác 
Khả năng chắn 
1. Mở đầu 
Đứt gãy Polygon (đứt gãy đa giác) là các đứt 
gãy thuận có chiều dài nhỏ (100 ÷ 1500m), góc 
dốc 40o ÷ 90o, biên độ dịch trượt từ 5 đến 100m 
(Gay và nnk., 2004; Cartwright và nnk., 2007). 
Cách gọi này xuất phát từ việc các đứt gãy có đặc 
trưng rất đặc biệt là chúng khép nối với nhau và 
tạo thành hình đa giác rất dễ nhận ra trên bản đồ 
(Hình 1). Rất nhiều nghiên cứu như ở Biển Bắc, 
Angola, Congo đã chỉ ra rằng các đứt gãy dạng 
Polygon xuất hiện liên quan đến trầm tích hạt mịn 
và các thành phần khoáng vật chứa trong trầm 
tích đó. Hàm lượng khoáng vật smectit cao đóng 
vai trò quan trọng trong việc phát triển các đứt gãy 
dạng Polygon (Lonergan và nnk., 2000). Các đứt 
gãy thường phát triển trong một tập địa tầng và 
khoảng cách giữa chúng khá đồng đều. 
Hệ thống đứt gãy dạng Polygon đã được phát 
hiện ở rất nhiều nơi trên thế giới, chủ yếu dựa vào 
tài liệu địa chấn. Đã có trên 200 bể trầm tích phát 
hiện đứt gãy Polygon như ở Biển Bắc, phía Bắc của 
trũng trung tâm Đan Mạch (Danish Central 
Trough), bể trầm tích Voring, thềm lục địa New 
Jersey, thềm lục địa Tây Phi (Cartwright và 
Dewhurst 1998). Tất cả những bể trầm tích này 
đều tương đồng về môi trường trầm tích, do đó 
_____________________ 
*Tác giả liên hệ 
E-mail: lengocanh@humg.edu.vn 
 Lê Ngọc Ánh/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 59 (2), 8-17 9 
có thể các hệ thống đứt gãy dạng Polygon được 
hình thành theo cùng một cơ chế. Cơ chế hình 
thành đứt gãy Polygon đầu tiên được cho là gây ra 
bởi dị thường áp suất cao trong trầm tích tại các 
khu vực sườn dốc, nứt thủy lực trên diện rộng sẽ 
gây trượt lở tạo đứt gãy thuận dạng Polygon. Giả 
thuyết này sau đó đã được kiểm chứng lại và đứt 
gãy được cho là xảy ra do sự co ngót thể tích theo 
lớp của các trầm tích hạt mịn để
giải phóng chất lưu (Cartwright và Lonergan, 
1996). 
Đứt gãy Polygon xuất hiện trong hầu hết các 
bể trầm tích nơi có lắng đọng các trầm tích hạt 
mịn. Do đó việc nghiên cứu chi tiết đặc điểm của 
đứt gãy Polygon, cơ chế hình thành và vai trò của 
nó đối với hệ thống dầu khí là hết sức cần thiết. 
Nghiên cứu này sẽ đi sâu vào nghiên cứu các vấn 
đề liên quan đến đứt gãy Polygon và áp dụng 
Hình 1. Minh họa đứt gãy Polygon trên tài liệu địa chấn. A: Lát cắt ngang qua khối thuộc tính variance 
cho thấy mạng đứt gãy Polygon. B: mặt cắt địa chấn minh họa cho sự phát triển dày đặc của đứt gãy 
Polygon trong các tập trầm tích hạt mịn ngoài khơi Na Uy. Sự thay đổi biên độ phản xạ ứng với ranh giới 
A/CT tạo bởi quá trình chuyển đổi từ opal A sang opal CT (Cartwright và nnk., 2007). 
10 Lê Ngọc Ánh/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 59 (2), 8-17 
cụ thể tìm kiếm đứt gãy Polygon cho khu vực 
ngoài khơi Cameroon. 
2. Đặc điểm - Cơ chế hình thành của đứt gãy 
Polygon và khả năng chắn dầu khí 
2.1. Nhận diện các đứt gãy Polygon trên tài 
liệu địa chấn 3D 
Sự phát triển của địa chấn 3D đã giúp phát 
hiện thêm một loại đứt gãy không liên quan đến 
kiến tạo được gọi là hệ thống đứt gãy Polygon 
(Cartwright và Dewhurst, 1998). Những đứt gãy 
này thường xuất hiện trong các đá hạt mịn của bể 
trầm tích và trải trên diện rộng lên đến > 1 triệu 
km2. Các đứt gãy phát triển dày đặc với khoảng 
cách trung bình từ 100 đến 1500m, cự ly dịch 
trượt 5 ÷ 100m, góc dốc 40 ÷ 90o phân bố khá 
đồng đều, xếp nối tạo hình đa giác trên bình đồ 
(Hình 2). Nhìn trên ... quá 
trình nứt nẻ tạo hình đa giác, các nứt nẻ dần dần 
xuyên suốt xuống toàn bộ lớp vỏ bùn. Vào cuối giai 
đoạn, các vỏ bùn nứt nẻ này tách rời khỏi nhau tạo 
các lớp riêng biệt. Mối liên quan giữa các vết nứt 
trên bùn và đứt gãy Polygon được Abduallah và 
nnk (2016) dựa trên cơ sở: (i) chúng cùng được 
hình thành không liên quan đến kiến tạo, (ii) cùng 
có hình dáng đa giác trên bản đồ, (iii) cùng phát 
triển giới hạn trong một tập/lớp trầm tích. Tuy 
nhiên giả thuyết này mới chỉ dừng ở mức độ sơ 
khai, quan sát hiện tượng và hình thái của các nứt 
nẻ tạo bởi vỏ bùn và bước đầu gắn nó với dạng đứt 
gãy Polygon, cần có những nghiên cứu chi tiết hơn 
để giải thích về mối liên quan và nguồn gốc hình 
thành của vết nứt trên bùn và đứt gãy Polygon. 
2.3. Ảnh hưởng của đứt gãy Polygon đối với 
đá chắn dầu khí 
Ảnh hưởng của đứt gãy Polygon đối với đá 
chắn dầu khí đã được nhiều tác giả đề cập đến. Tuy 
nhiên việc xuất hiện các đứt gãy này có làm suy 
giảm khả năng chắn hay không vẫn còn đang được 
bàn cãi. Một số tác giả cho rằng, đứt gãy chỉ xảy ra 
trong trầm tích hạt mịn, biên độ dịch trượt nhỏ 
nên không làm ảnh hưởng đến khả năng chắn. Một 
số tác giả khác lại cho rằng, việc tạo hệ thống đứt 
gãy có dạng đa giác sẽ đóng vai trò là đường dẫn 
dầu khí dịch chuyển lên phía trên. 
Trầm tích phát hiện có sự tồn tại của đứt gãy 
dạng Polygon chủ yếu có độ thấm nhỏ, dưới 10-17 
m2 (Cartwright và nnk., 2007). Vì vậy mà sự phổ 
biến của mạng đứt gãy đa giác được hình thành 
trong giai đoạn đầu của nén ép và mất nước cho 
thấy tính bất đồng nhất về độ thấm. Mặt đứt gãy 
được biết đến như đóng vai trò truyền chất lưu 
mặc dù các mặt trượt này không xuất hiện mảnh 
vụn (gouge) và có độ thấm thấp hơn khu vực xung 
quanh. Điều này cho thấy rằng có sự giãn của trầm 
tích trong quá trình trượt tạo đứt gãy và tạo 
đường dẫn tạm thời cho chất lưu truyền qua 
(Løseth và nnk., 2001). Thêm vào đó, có những 
bằng chứng gián tiếp cho rằng chất lưu được 
truyền qua hệ thống đứt gãy Polygon trong rất 
nhiều dạng bể trầm tích (Gay và nnk., 2004). 
Nghiên cứu ở mỏ Ormen Large field cũng giả 
thuyết rằng đứt gãy Polygon đóng vai trò là đường 
dẫn chính (Van Rensbergen và nnk., 2007). 
Trên thực tế có rất nhiều tích tụ dầu khí đã 
được phát hiện bên dưới các tầng chắn bị biến đổi 
bởi đứt gãy Polygon. Điều này có thể giả thuyết là 
sự rò rỉ chất lưu qua đứt gãy Polygon là không lớn 
và với tốc độ rất chậm, do đó không ảnh hưởng 
nhiều đến các tích tụ dầu khí. Tuy nhiên, nếu vì 
một yếu tố nào đó tác động mà các đứt gãy này tái 
hoạt động, chúng có thể làm ảnh hưởng đến khả 
năng bảo tồn của bẫy chứa. Sự phát hiện các đứt 
gãy Polygon trong đá chắn là dấu hiệu cho thấy 
chất lượng tầng chắn tốt bởi đứt gãy này chỉ tồn 
tại trong các trầm tích có độ thấm cực nhỏ. Tuy 
nhiên việc đánh giá khả năng rò rỉ qua đứt gãy 
Polygon vẫn cần được nghiên cứu cụ thể khi đánh 
giá mức độ rủi ro của đá chắn (Cartwright và nnk., 
2007). 
Hình 4. Nứt nẻ tạo ra trong trầm tích hạt mịn 
(bùn) tại Massada, khu vực biển chết (Dead Sea) 
của Israel. Hình vuông chỉ kết nối hình chữ T. Mũi 
tên chỉ chiếc búa địa chất thể hiện cho tỷ lệ 
(Hornbach và nnk., 2012). 
 Lê Ngọc Ánh/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 59 (2), 8-17 13 
3. Tổng quan về khu vực nghiên cứu 
Khu vực nghiên cứu nằm trong khoảng độ sâu 
mực nước biển từ 940m đến 1750m, ngoài khơi 
Cameroon, trên rìa thụ động và thuộc bể trầm tích 
Kribi Campo. Diện tích nghiên cứu 1500km2, nằm 
trong khoảng tọa độ giữa 2o20’ đến 3o00’ vĩ độ 
Bắc, 9o00 đến 9o50’ kinh độ Đông (Hình 5). Bề mặt 
đáy biển hiện tại được chia thành hai sườn dốc, 
sườn dốc 1 và sườn dốc 2. Ranh giới phân chia hai 
sườn dốc dựa trên sự khác biệt về góc dốc, hướng 
dốc và đặc điểm địa chấn. (i) sườn dốc 1 có góc dốc 
3,4o nghiêng về phía Tây, chủ yếu là các phản xạ 
song song với biên độ yếu; (ii) sườn dốc 2 có góc 
dốc 0,7o nghiêng về phía Tây Nam, phát triển hệ 
thống các dòng sông cổ dày đặc, biên độ phản xạ 
cao. Đây là bể trầm tích cuối cùng nằm về phía Bắc 
trong chuỗi các bể trầm tích có xuất hiện trầm tích 
muối ở Tây Phi. Cấu trúc của bể bị chi phối chủ yếu 
bởi khối nhô Kribi nằm ở phía Đông Nam. 
4. Cơ sở tài liệu và phương pháp nghiên cứu 
4.1. Cơ sở tài liệu 
Nghiên cứu sử dụng 1500km2 tài liệu địa 
chấn 3D, ngoài khơi Cameroon, gồm 1581 tuyến 
dọc (inline) và 2051 tuyến ngang (crossline), với 
độ sâu mực nước biển từ 940m đến 1750m. Chiều 
sâu nghiên cứu là 6,6s TWT (Hình 5 & 6). 
4.2. Phương pháp nghiên cứu 
Phương pháp minh giải tài liệu địa chấn kết 
hợp với phân tích tổng hợp tài liệu đã công bố về 
đứt gãy Polygon được sử dụng là chủ yếu. Ngoài 
ra để minh giải đứt gãy, phần mềm SVI Pro_64 
được sử dụng và thực hiện tuần tự từng bước từ 
(1) nhập khối địa chấn (Seismic import); (2) làm 
rõ đứt gãy bằng chạy thuộc tính variance cho cả 
khối địa chấn (Fault enhanced); (3) phát hiện đứt 
gãy (Fault detect); và cuối cùng là (4) hiển thị đứt 
gãy (Fault in). 
5. Kết quả 
Đứt gãy dạng Polygon được phát hiện rộng 
rãi tại các rìa lục địa thụ động và được chỉ ra ở rất 
nhiều nghiên cứu ngoài khơi Tây Phi như Angola 
(Gay và nnk., 2004), Namibia (Cartwright và 
Dewhurst, 1998). Nghiên cứu tài liệu địa chấn 3D 
ngoài khơi Cameroon cũng chỉ ra sự tồn tại của 
đứt gãy dạng Polygon trên diện rộng, phủ gần như 
1/3 diện tích nghiên cứu và đây là dạng đứt gãy 
phổ biến nhất khu vực này. 
Địa tầng của khu vực nghiên cứu được phân 
chia làm 11 tập trầm tích đánh số từ U1 đến U11 
Hình 5. Vị trí khu vực nghiên cứu thuộc bể trầm tích Kribi Campo, ngoài khơi Cameroon (trái); và bản đồ 
thuộc tính biên độ trung bình bình phương (RSM) của tập U11 (trong khoảng ~ 0,5s - 1,5s dưới đáy biển) 
(phải). Biên độ phản xạ mạnh chủ yếu phát hiện tại sườn dốc 2 và biên độ yếu tại khu vực sườn dốc 1. 
14 Lê Ngọc Ánh/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 59 (2), 8-17 
(Hình 6 & Hình 7). Từ U1 đến U4 tương ứng với 
trầm tích Creta, từ U5 đến U11 là trầm tích Đệ tứ. 
Đứt gãy đa giác phát hiện chủ yếu trong các trầm 
tích Đệ tứ tại khu vực sườn dốc 1, trong tập trầm 
tích U5-U6 và U10-U11. Sườn dốc 1 chủ yếu là các 
phản xạ song song, không liên tục, biên độ yếu 
được minh giải là các trầm tích hạt mịn. Sườn dốc 
2 chủ yếu gồm các phản xạ song song, tương đối 
liên tục, biên độ phản xạ thay đổi từ yếu đến mạnh. 
Rất nhiều thân cát cổ chôn vùi được phát hiện tại 
đây (Hình 6 & 7). Khu vực sườn dốc này được 
minh giải cho sự tồn tại chủ yếu là các trầm tích 
hạt thô. 
Đứt gãy Polygon được phát hiện chủ yếu trên 
sườn dốc 1, nơi có đặc trưng trầm tích hạt mịn. 
Trên tài liệu địa chấn, khu vực xuất hiện đứt gãy 
Polygon có đặc điểm là các tập phản xạ bị ngắt 
quãng liên tục, tuy nhiên độ lệch của các tập phản 
xạ rất nhỏ, khoảng 15m đến 20m (Hình 8). Khoảng 
cách giữa các đứt gãy khoảng 500m đến 1500m. 
Trên bản đồ, các đứt gãy có phương không cố 
định, xuất hiện trên diện rộng. 
Phân tích sự phân bố của đứt gãy Polygon đã
 được tiến hành sử dụng phần mềm SVI Pro_64 
cho khu vực sườn dốc 1 đối với trầm tích Đệ Tam 
(U5 - U11). Kết quả cho thấy đứt gãy Polygon phát 
hiện ở hầu hết các địa tầng từ tập U8 và U9 (Hình 
6, 7 & 8). Đứt gãy phát hiện nhiều hơn ở tập U5, 
U6 và U10 với đặc điểm là khoảng cách giữa các 
đứt gãy dưới sâu (U5 & U6) lớn hơn các đứt gãy 
phía trên (U10). 
Đứt gãy Polygon được phát hiện rộng khắp 
trên rìa thụ động, xảy ra trong các trầm tích hạt 
mịn. Sự xuất hiện của rất nhiều đứt gãy trên sườn 
dốc 1 góp thêm minh chứng cho sự tồn tại trầm 
tích hạt mịn trên sườn dốc 1, nơi chủ yếu là các 
phản xạ có biên độ yếu; và trầm tích thô hơn trên 
sườn dốc 2 (phát triển hệ thống kênh dẫn cổ dày 
đặc) với các phản xạ có biên độ yếu đến rất mạnh. 
6. Vai trò của đứt gãy Polygon đối với tiềm 
năng chắn dầu khí ở khu vực nghiên cứu 
Tại khu vực nghiên cứu, hệ thống đứt gãy 
phát triển trong trầm tích Đệ Tam rộng khắp trên 
sườn dốc 1. Diện tích tồn tại đứt gãy Polygon có 
khả năng đóng vai trò là tầng chắn tốt cho các tích
Hình 6. Mặt cắt địa chấn với tập địa chấn đã được minh giải đánh số từ U1 đến U11 (U1-U4: trầm tích 
Creta; U5-U11: trầm tích Đệ tam). Đứt gãy Polygon phát triển dày đặc ở tập U5-U6 và U10-U11, chủ yếu 
bên phía sườn dốc 1 nơi chủ yếu là các phản xạ địa chấn song song, biên độ yếu được minh giải là các 
trầm tích hạt mịn. 
 Lê Ngọc Ánh/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 59 (2), 8-17 15 
tụ chứa trong các thân cát tuổi Creta bên dưới. 
Kênh dẫn cổ phát triển rộng khắp trên sườn 
dốc 2 và chồng phủ lên nhau tạo điều kiện cho chất 
lưu di chuyển từ dưới lên (Hình 7). Sự phát hiện 
của mặt phản xạ mô phỏng đáy biển (BSR) trên 
diện rộng ở khu vực nghiên cứu dẫn đến giả 
thuyết một lượng lớn dầu khí đã được sinh ra và 
dịch chuyển lên phía trên, đi vào đới hydrate cân 
bằng và đóng băng tạo gas hydrate (Le và nnk., 
2015). Các kênh dẫn cổ có thể đã đóng vai trò dẫn 
hiệu quả hydrocarbon từ dưới sâu lên. 
Theo (Cartwright và nnk., 2007), do đứt gãy 
Polygon chỉ xảy ra trong trầm tích hạt mịn, thêm 
vào đó các đứt gãy có độ mở nhỏ và chỉ mở trong 
một thời gian ngắn để ép chất lưu ra ngoài nên khả 
năng kín của đứt gãy là rất cao. Những nghiên cứu 
chi tiết chỉ ra rằng độ thấm trên mặt trượt đứt gãy 
thậm chí còn nhỏ hơn khu vực xung quanh 
(Cartwright và nnk., 2007). Ở đây, tác giả nghiêng 
về giả thuyết về khả năng chắn tốt của những tầng 
trầm tích phát triển đứt gãy Polygon. Sự xuất hiện 
của các đứt gãy Polygon dựa vào tài liệu địa chấn 
có thể giúp xác định khu vực có tiềm năng chắn tốt. 
Tuy nhiên đây chỉ là những dấu hiệu ban đầu cần 
được kiểm chứng khi có tài liệu giếng khoan tìm 
kiếm cho các cấu tạo ở dưới sâu cũng như những 
phân tích vật lý thạch học cụ thể cho trầm tích bị 
đứt gãy Polygon làm biến dạng. 
Hình 8. (a) khối địa chấn chưa minh giải (vị trí 
trên Hình 6); (b) đứt gãy được biểu diễn trên khối 
thuộc tính variance; (c) Đứt gãy thể hiện trên mô 
hình 3D sử dụng phần mềm SVI Pro. 
Hình 7. Minh giải cho mặt cắt địa chấn trên Hình 6, với rất nhiều các thân cát phát triển trên sườn dốc 2 
và đứt gãy Polygon phát triển dày đặc trên sườn dốc 1. Tập trầm tích U1-U4: Creta; U5-U11: Đệ tam. 
16 Lê Ngọc Ánh/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 59 (2), 8-17 
7. Kết luận 
Đứt gãy Polygon là một dạng đứt gãy có biên 
độ dịch trượt nhỏ khoảng 5 đến 100m, phát triển 
với mật độ lớn với khoảng cách 100 ÷ 1500m/đứt 
gãy và phổ biến trong trầm tích hạt mịn, giàu 
khoáng vật smectit. Chúng thường xuất hiện trên 
diện rộng và là dấu hiệu để nhận biết các tầng chắn 
tốt với đặc trưng xuất hiện hình đa giác trên hình 
chiếu đứng. 
Đứt gãy được hình thành do dị thường áp 
suất cao gây ra khi chất lưu bị lưu giữ trong trầm 
tích hạt mịn và bị tác động của nén ép kết hợp với 
sự co ngót thể tích trong quá trình mất nước. Hệ 
thống đứt gãy thường bị khống chế bởi địa tầng, 
có thể có hơn 1 hệ thống đứt gãy Polygon tại một 
bể trầm tích. 
Tại khu vực nghiên cứu, đứt gãy Polygon chủ 
yếu phát hiện trên sườn dốc 1 nơi các phản xạ địa 
chấn có biên độ phản xạ yếu, không liên tục. Đứt 
gãy phát triển chủ yếu ở các tập U5, U6 và U10 trên 
diện tích khoảng 500km2. Sự xuất hiện các đứt gãy 
này là dấu hiệu chỉ ra sự tồn tại các tầng chắn tốt 
cho các tích tụ dầu khí dưới sâu tuổi Creta. 
Tài liệu tham khảo 
Abduallah, M. M., Ahmed, H., Ahmed, K. S., 2016. 
Are Mud cracks the Origin of Polygonal Faults? 
Researcher 8(2). 
Cartwright, J., Huuse, M., Aplin, A., 2007. Seal 
bypass systems. AAPG bulletin 91(8), 1141. 
Cartwright, J. A., Dewhurst, D. N., 1998. Layer-
bound compaction faults in fine-grained 
sediments. Bulletin of the Geological Society of 
America 110(10): 1242 - 1257. 
Cartwright, J. A., Lonergan, L., 1996. Volumetric 
contraction during the compaction of 
mudrocks: a mechanism for the development 
of regional-scale Polygonal fault 
systems. Basin Research 8 (2), 183-193. 
Dewhurst, D. N., Cartwright, J. A., Lonergan, L., 
1999. The development of Polygonal fault 
systems by syneresis of colloidal sediments. 
Marine and Petroleum Geology 16(8), 793-810. 
Gay, A., Lopez, M., Cochonat, P., and Sermondadaz, 
G., 2004. Polygonal faults-furrows system 
related to early stages of compaction-upper 
Miocene to recent sediments of the Lower 
Congo Basin. Basin Research 16 (1), 101-116. 
Hornbach, M. J., Bangs, N. L., Berndt, C., 2012. 
Detecting hydrate and fluid flow from bottom 
simulating reflector depth anomalies. Geology 
40(3), 227-230. 
Le, A. N., Huuse, M., Redfern, J., Gawthorpe, R. L., 
and Irving, D., 2015. Seismic characterization 
of a Bottom Simulating Reflection (BSR) and 
plumbing system of the Cameroon margin, 
offshore West Africa. Marine and Petroleum 
Geology 68, 629-647. 
Lonergan, L., Lee, N., Johnson, H. D., Cartwright, J. 
A., Jolly, R. J. H., 2000. Remobilization and 
injection in deepwater depositional systems: 
implications for reservoir architecture and 
prediction. Deep-water reservoirs of the 
world: Gulf Coast Section SEPM Foundation, 
20th annual conference, Houston 
Løseth, H., Wensaas, L., Arntsen, B., Hanken, N., 
Basire, C., and Graue, K., 2001. 1000 m long gas 
blow-out pipes. 63rd EAGE Conference & 
Exhibition, Extended Abstracts, 524p. 
Van Rensbergen, P., Rabaute, A., Colpaert, A., 
Ghislain, T. S., Mathijs, M., and Bruggeman, A., 
2007. Fluid migration and fluid seepage in the 
Connemara Field, Porcupine Basin interpreted 
from industrial 3D seismic and well data 
combined with high-resolution site survey 
data. International Journal of Earth Sciences 
96(1), 185-197. 
 Lê Ngọc Ánh/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 59 (2), 8-17 17 
ABSTRACT 
Characteristics of Polygonal faults and its implication for the seal 
factor of oil and gas 
Anh Ngoc Le 
Faculty of Oil and Gas, Hanoi University of Mining and Geology, Vietnam 
Polygonal faults have been documented in many sedimentary basins. The faults have very detective 
properties of Polygonal systems, very complex fault intersection geometry with through ranging from 
meter to 100m, 0.5 to 1.5km in length. The faults was proposed to be generated by episodic dewatering 
of thick shale succession and the overpressured pore fluid which restricted in fine-grained sediments. 
The widespread of Polygonal faults (~500km2) have been observed in offshore Cameroon, with the water 
depth range from 940m to 1750m. Polygonal faults mainly developed in Tertiary sequences, in the slope 
1, which is characterized as low amplitude and discontinuous reflections. These faults fall into two tiers: 
the lower tier in the unit 5 and 6, the upper tier in the unit 10. The occurrence of Polygonal fault has 
important implication for the seal potential. However, further study need to be carried on to confirm the 
role of seal, particularly for the lower reservoir unit.