Chuyên đề Hoàn thiện công tác lập dự án Dầu khí tại Tổng công ty Thăm dò và Khai thác Dầu khí

hông thử vỉa vì nhà thầu không quan tâm đến khí.             PV103-HOL-1X  (2000) do PIDC khoan, thử vỉa cho dòng khí yếu. - Lô 104: 2 giếng khoan: 104-QV-1X (1995) 104-QN-1X (1996) do OMV khoan, giếng khô. - Lô 106: 2 giếng khoan: 106-YT-1X (2005), 106-HL-1X (2006): do Petronas khoan, giếng đầu có biểu hiện dầu trong Mioxen Trung, gặp khí H2S trong móng đá vôi, giếng thứ 2: thử vỉa trong móng, gặp khí H2S, không gặp khí Hydrocarbon. - Lô 107: 2 giếng khoan: 107T-PA-1X (1991), PV107-BAL-1X (2006), giếng đầu do Total khoan, giếng khô. Giếng thứ 2 do PIDC đang khoan. 1.3.3.2 Khái quát về địa chất khu vực và thực trạng nghiên cứu địa chất - địa vật lý khu vực lô Hợp đồng Lô Hợp đồng đã được thăm dò bằng địa chấn 2D, địa chấn 3D và khoan (như đã giới thiệu trong mục I.3, trang 4). Riêng về địa chấn, nửa phía Tây lô 103 chỉ mới có mạng lưới khảo sát sơ bộ nên chưa đủ cơ sở để xác định cấu tạo, khu vực phía Đông lô 103 (trừ phần đã thu nổ 3D), mạng lưới tuyến được thu nổ năm 2005 (chưa minh giải) chỉ đạt mức thăm dò sơ bộ nên các cấu tạo (nếu có) thì cũng chưa có đủ số liệu để đánh giá cụ thể. Khu vực (chưa được phủ 3D) của lô 107 cũng ở trong tình trạng tương tự như đối với phần phía Đông lô 103, trừ cấu trúc PA trước đây Total đã khoan nhưng cho kết quả khô, các cấu tạo còn lại cũng mới chỉ trong tình trạng được nhận dạng và có thể tồn tại ( mô hình tổng quát được trình bày trong Hình 2) Cấu trúc địa chất của khu vực lô 103-107 nói riêng và phần phía Bắc Vịnh Bắc bộ nói chung bao gồm các yếu tố nâng đơn tà phía Tây Nam, miền nghịch đảo Trung tâm và các Trũng Paleogen phía Đông Bắc. 1.3.3.3. Hệ thống dầu khí Địa tầng của khu vực bao gồm móng kết tinh Proterozoi, đá vôi hoặc granite Mesozoi (?) ở khu vực phía Tây và Tây nam, móng đá vôi và trầm tích Paleozoi đã được khẳng định bằng các giếng khoan mới trong lô 106 tại khu vực Đông Bắc và t ại khu vực trung tâm, lát cắt trầm tích Đệ tam có tổng chiều dày vượt quá khả năng phân dị của địa chấn thăm dò bao gồm trầm tích hạt vụn có tuổi từ Đễ tứ-Plioxen-Mioxen cho tới Paleogen. Bẫy dầu khí trong khu vực bao gồm các đối tượng đá vôi nằm trên các khối nâng cổ, đá trầm tích hạt vụn nằm trong các cấu trúc có lên quan tới các đứt gãy và đá trầm tích hạt vụn nằm trong các vát nhọn kề áp lên móng hoặc nằm dưới bất chỉnh hợp bào mòn nóc Paleogen, ngoài ra còn có thể tồn tại các bẫy địa tầng dạng turbidite hoặc quạt cát trong môi trường Prodelta. Cụ thể, tài liệu địa chấn đã được thu nổ trên diện tích lô Hợp đồng cho thấy trong khu vực tồn tại nhiều cấu trúc địa chất có khả năng chứa dầu khí, đó là các cấu tạo khép kín 3-4 chiều nằm trong đới cấu trúc nghịch đảo Mioxen và dải nâng Hưng yên nằm trong lô 103 (Hình 3), các khối nâng trước Mioxen nằm trong lô 107 như khu vực nghịch đảo Paleogen ở phía Đông (Hình 4, 5)  và khối nâng Tràng kênh nằm phía Đông đứt gãy Vĩnh ninh (Hình 18, 19). Một số tuyến địa chấn của Total thu nổ trong các năm 1989-1990 và ngay cả các tuyến của tầu Iskachen năm 1983 cũng cho thấy tại khu vực phía bắc lô 107 (phía Đông cấu tạo Bạch long) có nhiều khả năng tồn tại các bẫy địa tầng dạng turbidite hoặc các quạt cát (Hình 6). Tài liệu địa chấn thu nổ năm 1999 (BB99-) cho thấy rằng: trên dải nâng Đông sơn thuộc lô 107 cũng có khả năng có những khép kín 3-4 chiều có điện tích nhỏ nhưng được kèm theo là các bẫy đĩa tầng biểu hiện qua các dị thường biên độ mạnh (Hình 7, 8). Ngoài ra tài liệu địa chấn của khu vực mới thu nổ thuộc đề án 2005 ở phía Tây lô 103 cũng sẽ cung cấp thêm những thông tin về khả năng tồn tại các bẫy địa tầng nằm kề áp lên cấu trúc móng nâng đơn tà thuộc khối cấu trúc Thanh-Nghệ.    Cho tới trước khi có kết quả minh giải tài liệu địa chấn thu nổ năm 2005 và kết quả giếng khoan thăm dò trên cấu tạo Bạch long, trong báo cáo này công tác đánh giá tiềm năng dầu khí và hiệu quả đầu tư cơ bản dựa vào kết quả minh giải tài liệu địa chấn 3D và các giếng khoan nằm trong và lân cận diện tích Hợp đồng. Kết quả minh giải tài liệu địa chấn 3D đã khẳng định sự tồn tại của các cấu tạo Hồng Long, Bạch Long, Hắc Long và Hồng Long (Hình 1), ngoài việc khẳng định các cấu tạo đã phát hiện trên cơ sở tài liệu 2D trong những năm trước đây, tài liệu địa chấn 3D còn cho phép đánh giá chi tiết và chính xác hơn về mô hình cấu trúc-trầm tích cũng như về các thông số hình học của các cấu tạo. Ngoài ra tài liệu địa chấn 3D còn cho phép đánh giá định tính các dấu hiệu trực tiếp của dầu khí thông qua khảo sát quan hệ giữa thuộc tính địa chấn, thuộc tính AVO với các đối tượng chứa dầu khí, sau đây là phần mô tả và đánh giá các cấu tạo trong khu vực này.    1.3.3.4 Tiềm năng dầu khí a) Phát hiện khí/condensate Hồng Long Cấu tạo Hồng Long - Vị trí cấu tạo: Cấu tạo Hồng Long nằm ở khu vực phía Tây diện tích thu nổ địa chấn 3D thuộc rìa ngoài của đới nghịch đảo Mioxen, cách cửa Ba Lạt khoảng 45 km - Thời gian, hình dạng và cấu trúc: Cấu tạo này được hình thành do quá trình nghịch đảo trầm tích Mioxen trong pha kiến tạo nén ép Mioxen muộn. Đây là một cấu tạo khép kín phụ thuộc đứt gãy, cánh phía Đông của cấu tạo bị khống chế bởi đứt gãy nghịch có biên độ chờm lớn hình vòng cung theo hướng Tây Bắc – Đông Nam . Đỉnh của cấu tạo bị bào mòn mạnh và nằm lệch về phía Đông áp sát với đứt gãy nghịch giới hạn, cánh đối diện với đứt gãy chìm dần về phía Tây Bắc và phía tây tạo thành trũng hẹp vả sâu ngăn cách cấu tạo này với dỉa nâng Hưng Yên. Phía Tây và Tây Nam ,mức độ khép kín của cấu tạo bị ảnh hưởng bởi các đứt gãy thuận hướng Đông – Tây, cắt ngang cấu tạo và đổ về phía Nam . - Các yếu tố chứa, chắn và hướng di dịch nạp vào cấu tạo: Đối tượng chứa chính của cấu tạo Hồng Long là các vỉa cát kết Mioxen Trung có độ dày 1-20m với độ rỗng từ 9-20%, độ thấm từ 1-5mD. Bên trong các tầng chứa không có các tầng chắn khu vực mà chắn của cấu tạo là các tầng sét xen kẽe có bề dày chỉ từ vài mét đến chục mét, khả năng chắn của đứt gãy chưa rõ ràng vì giếng khoan còn nằm trong khép kín 4 chiều. Khí từ dưới sâu thoát lên các tầng nông và tận mặt đáy biển ở khu vực phía bắc của cấu tạo, nơi trầm tích Mioxen Thượng một phần không được trầm tích, một phần bị bào mòn sau pha kiến tạo nén ép cuối cùng của khu vực vàa chỉ còn lại rất mỏng, hướng di dịch của khí nạp vào cấu tạo chủ yếu từ phía Nam lên. - Dự báo trữ lượng và tiềm năng của cấu tạo: Hai vỉa đã thử có kết quả thử vỉa là trữ lượng tổng cộng cho dòng công nghiệp. Các vỉa chưa thử nhưng có các thông số gần tương tự như các vỉa đã thử.  Cấu tạo Bạch Long - Vị trí cấu tạo: Cấu tạo Bạch Long nằm trên những phần diện tích của 4 lô 102-103-106-107, trong đó phần diện tích trên lô 107 là lớn nhất. - Thời gian, hình dạng và cấu trúc: Do nằm liền kề với mũi nhô Tràng Kênh, ranh giới ngoài cùng của tập hợp các địa hào Paleogen ở phía Đông, cấu tạo Bạch Lonh có điều kiện trở thành một tập hợp của hai dạng cấu tạo: cấu tạo vát nhọn địa tầng được thành tạo trong thời kỳ cuối của Oligoxen trên – đầu Mioxen và cấu trúc vòm nghịch đảo được thành tạo trong Mioxen thượng. Cấu tạo Bạch Long có cấu trúc trầm tích Mioxen chờm nghịch về phía Đông Bắc, nằm đè lên đứt gãy Vĩnh Ninh, cánh phía Tây của cấu tạo soải xuống tạo thành lõm cách ly với cấu tạo Hoàng Long ở phía Tây Bắc. - Các yếu tố chứa, chắn và hướng di dịch nạp vào cấu tạo: Đối tượng chứa chính của cấu tạo Bạch Long là các tầng cát kết thuộc trầm tích Mioxen và Oligoxen. Chắn nóc cho các  tầng chứa Mioxen là các tập sét xen kẽ vùng rìa ngoài châu thổ và chắn biên là màn chắn thạch học của hiện tượng condensad, ngoài ra đứt gãy Vĩnh Ninh và các đứt gãy thuận cắt ngang qua cấu tạo cũng có thể là màn chắn kến tạo tốt. Chắn cho các đối tượng Oligoxen là các tập sét dày của trầm tích Mioxen  hạ, ngoài ra còn có thể có chắn bởi các màn chắn địa chất và chắn thạch học. Cấu tạo Bạch Long rất thuận lợi để đón các di dịch của hydrocarbon từ các vùng trũng rộng lớn ở phía Nam, Tây Nam, do nằm áp sát và ở vị trí cao hơn các khối nhô Tràng Kênh nên cấu tạo này cũng có thể được cung cấp bằng các nguồn nằm trong các trũng Paleogen nằm ở phía Đông Nam. - Dự báo trữ lượng và tiềm năng của cấu tạo: Trữ lượng dự kiến ở cấu tạo Bạch Long đang ở dạng tiềm năng vì chưa có giếng khoan. Trong cấu tạo Bạch Long tồn tại hai cấu tạo tiềm năng là cát kết Mioxen trung và cát kết OlDự báo khả năng thành công của cấu tạo: Trong cấu tạo Bạch Long tồn tại hai đối tượng tiềm năng là cát kết Mioxen trung và cát kết Oligoxen trên, có nhiều khả năng các đối tượng trong Mioxen chủ yếu bị chi phối bới hệ thống dầu khí Neoogen và chỉ mội phần bị ảnh hưởng bởi hệ thống dầu khí Paleogen. Ngược lại, các đối tượng Oligoxen chủ yếu bị chi phối bởi hệ thống dầu khí Paleogen và bị ảnh hưởng ít bởi hệ thống dầu khí Neogen, như vậy tuy trong cùng một cấu tạo nhưng khả năng thành công của đối tượng Mioxen và Oligoxen sẽ khác nhau.             Khả năng thành công của đối tượng Mioxen             Sinh:                           1;                         Chứa:                          0,85;                         Chắn:                          0,75;                         Bẫy:                            0,70;                         Thời gian-Di dịch:    0,75. Khả năng thành công (địa chất) của Mioxen tại Bạch Long là: 0,335             Khả năng thành công của đối tượng Oligoxen Sinh:                                1;                         Chứa:                          0,85;                         Chắn:                          0,75;                         Bẫy:                            0,70;                         Thời gian-Di dịch:    0,75.   Khả năng thành công (địa chất) của cấu tạo igoxen trên. : 0,335 Cấu tạo Hắc Long - Vị trí cấu tạo: Cấu tạo Hắc Long nằm củng trên dải nâng với phát hiện khí Hồng Long  và cách cấu tạo này khoảng 10 km về phía Nam – Tây Nam . - Thời gian, hình dạng và cấu trúc: Cấu tạo Hắc Long được hình thành và hoàn thiện chủ yếu trong pha nghịch đảo và uốn nếp Mioxen thượng. Toàn bộ cấu trúc là một dải nâng hẹp , bị giới hạn ở hai cánh phía Đông và phía Tây bằng hai đứt gãy nghịch biên độ lớn, cấu trúc có chiều rộng khoảng 1 km ở khu vực phía Bắc và mở rộng dần tới khoảng 4-5 km ở khu vực giới hạn phía Nam của diện tích 3D. - Các yếu tố chứa, chắn và hướng di dịch nạp vào cấu tạo: Theo địa chấn, trầm tích trước pha kiến tạo nghịch đảo tại khu vực Hắc Long có bề dày lớn và vát nhọn dần về phía Đông, Đông Bắc. Do vậy cấu tạo Hắc Long có tính chất chứa kém hơn so với các cấu tạo khác và khả năng chắn hiệu quả hơn so với các nơi khác. Di dịch của sản phẩm vào khu vực này có thể nói là thuận lợi vì cấu tạo này tiếp xúc trực tiếp với các trũng khu vực ở phía Tây và phía Đông mà có nhiều khả năng trong các trũng này đá mẹ Mioxen có tiềm năng sinh tốt. - Dự báo trữ lượng và tiềm năng của cấu tạo: Sự thành công của của cấu tạo Hắc Long phụ thuộc lớn vào khả năng chắn của các đứt gãy nghịch giới hạn ở phía Đông và phía Tây cấu tạo. Tại khu vực Hắc Long trầm tích Mioxen rất dày và ổn định Dự báo khả năng thành công của cấu tạo:             Sinh: đã được chứng minh bằng các phát hiện:                                              1;             Chứa: có thể có chất lượng kém hơn so với tại các cấu tạo khác:      0,70;             Chắn: nhiều khả năng có chắn tốt:                                                                                          0,80;             Bẫy: phụ thuộc nhiều vào đứt gãy, kép kín 4 chiều không rõ ràng:   0,65;             Thời gian và di dịch: có khả năng có nhiều thuận lợi:                                                0,85. Khả năng thành công (địa chất) của cấu tạo:                                                       0,310.   Cấu tạo Hoàng Long Vị trí cấu tạo: Cấu tạo Hoàng Long nằm ở trung tâm khu vực thu nổ địa chấn 3D, phía Tây Bắc là cấu tạo Hồng long và phía Đông Bắc là cấu tạo Bạch Long. - Thời gian, hình dạng và cấu trúc: Cấu tạo Hoàng Long được hình thành và hoàn thiện chủ yếu trong pha kiến tạo nén ép và uốn nếp Mioxen thượng, cấu tạo được giới hạn ở phía Tây bởi các đứt gãy nghịch trong hệ thống đứt gãy kéo dài từ cánh phía Đông cấu tạo Hồng Long xuống. Nhìn tổng thể, Hoàng Long là một khép kín 4 chiều biên độ nhỏ, bị phân thành 3 khối bởi các đứt gãy thuận phát triển theo hướng Tây Tây Bắc – Đông Đông Nam. - Các yếu tố chứa, chắn và hướng di dịch nạp vào cấu tạo: Đá chứa nằm trong lát cắt trầm tích tới khoảng độ sâu 3400m là cát kết tuổi từ Mioxen thượng cho tới Mioxen trung. Trong phần trên của Mioxen thượng tần suất xuất hiện của các vỉa cát khá lớn nhưng các lớp cát kết này có độ liên kết yếu nên khả năng khả năng chứa không cao. Phía dưới của hệ tầng Mioxen thượng tần suất xuất hiện và độ dày của các tập cát kết giảm và độ cứng của đá tăng lên đáng kể. Đối với cát kết Mioxen trung có chiều dày nhỏ, hạt mịn, độ chọn lọc và bào tròn từ trung bình đến tốt. Độ rỗng của các tập cát kết này dao động khá lớn từ 2-66% và trung bình lá 12,6%. - Dự báo trữ lượng và tiềm năng của cấu tạo: Theo kết quả minh giải tài liệu địa chấn 3D, khối khép kín của phía Bắc cấu tạo Hoàng Long nằm ở vị trí cao hơn với khép kín lớn hơn nên có nhiều khả năng tại đây có tích tụ khí thương mại. Dự báo khả năng thành công của cấu tạo: Sinh: đã được chứng minh                                                                              1; Chứa: đã được chứng minh, kể cả đá chứa Mioxen:                        0,80 Chắn: chắn Mioxen thượng kém:                                                                    0,70; Bẫy:     có cấu trúc phức tạp:                                                                          0,65; Thời gian và di dịch: thuận lợi cho các di dịch muộn (khí)    0,80. Khả năng thành công (địa chất) của cấu tạo là:                                  0,291 b) Các cấu tạo tiềm năng (Leads) Trên diện tích thu nổ địa chấn 3D, có một số khu vực có tiềm năng trở thành cấu tạo có triển vọng hoặc triển vọng cao, đó là: Lead 1:  Khu vực phía Đông cấu tạo Bạch Long (Hình 19) hay nói chính xác hơn là phía Đông đứt gãy Vĩnh Ninh tại khu cực Bạch Long. Tại đây, trầm tích Mioxen nằm dưới đứt gãy bị đẩy lên và tạo nên khép kín nhỏ nằm kéo dài theo đứt gãy. Các trầm tích Oligoxen nằm giữa U300 và U400 bị vát nhọn và trên bề mặt bị bào mòn mạnh của nó có thể tồn tại một số thân cát lất đầy địa hình bào mòn và chúng có thể là những đối tượng chứa tốt. Nhưng đối tượng đáng lưu ý nhất là khối nâng của U400, đây là đối tượng chưa được khảo sát và vị trí phía Đông cấu tạo Bạch Long này là nới có điều kiện tốt để có thể khoan tới đối tượng này. Lead 2:  Khu vực phía Nam cấu tạo Hắc Long: Trên tài liệu của các tuyến CDP tận cùng phía Nam của diện tích 3D vẫn cho khả năng tồn tại một khối nâng tiếp tục kéo dài theo hướng Nam mà khả năng khép kín của nó chưa được xác minh. Lead 3:  Khu vực phía Nam cấu tạo Hoàng Long: Khu vực phía Nam của cấu tạo Hoàng Long tồn tại một số khép kín vào đứt gãy, tuy có diện tích nhỏ nhưng tại đây lại có những biểu hiện rất rõ ràng và rất mạnh trên các bản đồ biên độ. Với những dấu hiệu như vậy, nếu khu vực có tiềm năng sinh tốt thì có thể khẳng định chúng là những bẫy chứa khí. Các cấu tạo tiềm năng nằm ngoài khu vực địa chấn 3D: Ngoài khu vực đã có địa chấn 3D, các khu vực khác đã có địa chấn 2D cũng có những thông tin đáng lưu ý về sự tồn tại của các cấu tạo có khả năng chứa dầu khí. Đó là các khu vực: -          Phía Bắc lô 107: Tại khu vực này có nhiều khả năng tồn tại các bẫy địa tầng dạng turbidite hoặc các dạng quạt trong miền prodelta. -          Khu vực phía Tây lô 107: Là phần kéo dài về phía trung tâm bể trầm tích của cấu tạo Bạch long. Đây là một cấu trúc dạng mũi có những khép kín 4 chiều cỡ nhỏ hoặc các khép kín vào đứt gãy kết hợp vớI các bẫy địa tầng.  -          Phía Tây khu vực địa chấn 3D: Dải nâng Hưng yên, đã được sơ bộ nghiên cứu bằng tài liệu địa chấn cũ, tài liệu địa chấn mới thu nổ năm 2005 có thể cho những thông tin chính xác hơn về các cấu tạo. Tại khu vực này, các giếng khoan thăm dò có thể nghiên cứu được cả trầm tích Mioxen lẫn Paleogen.              c) Xếp hạng các cấu tạo             Trên cơ sở khả năng thành công và tiềm năng của các cấu tạo triển vọng cao (prospect) và cấu tạo tiềm năng (lead), chúng được xếp hạng lần lượt như sau: 1.      Cấu tạo Bạch Long; 2.      Cấu tạo Hắc Long; 3.      Cấu tạo Hoàng Long Bắc; 4.      Lead Bạch Long Đông, nếu có phát hiện tại Bạch Long thì lead này có triển vọng cao hơn cả Hắc Long; 5.      Lead 2; 6.      Lead 3; 7.      Khu vực dải nâng Hưng yên.          1.3.4 Phương án phát triển mỏ Trong diện tích hợp đồng hiện đã có phát hiện khí Hồng long với tiềm năng mức P50 dự kiến là khoảng 8,5 tỷ m³, dự kiến tối thiểu có thể phát hiện thêm từ 1-2 mỏ mới đó là Bạch long và Hắc long. 1.3.4.1 Các phương án phát triển mỏ Các phương án phát triển mỏ được dự kiến như sau: (Các phương án A không sử dụng máy nén khí, các phương án B có sử dụng máy nén khí) - Phương án 1A: Phát triển hai mỏ Hồng long và Hắc long, sản lượng đỉnh 50 mmcf/ngày, tổng sản lượng khai thác: 503 Bcf. Trong phương án này cần thiết phải khoan 3 giếng khoan thăm dò, 3 giếng thẩm lượng, 22 giếng khai thác (với khoảng cách 1300-1600m, bán kính ảnh hưởng khoảng 2 km và lưu lượng khai thác 3,9 MMcf/ngày), xây dựng 50 km đường ống dẫn khí vào bờ, 11 km đường ống giữa các mỏ, 01 giàn công nghệ trung tâm, 01 giàn đầu giếng, 01 cụm xử lý trên bờ và infrastructure. Nhân lực vận hành dự kiến có 40 người làm việc trên biển và 10-15 người làm việc trên bờ. - Phương án 1B: Phát triển hai mỏ Hồng long và Hắc long, sản lượng đỉnh 50 mmcf/ngày, Tổng sản lượng khai thác: 503 Bcf. Mô hình thăm dò-thẩm lượng và phát triển mỏ tương tự như phương án 1A, tuy nhiên có thêm máy nén khí đặt tại giàn CN trung tâm. - Phương án 2A: Phát triển hai mỏ Hồng long và Bạch long, sản lượng đỉnh 85mmcf/ngày, tổng sản lượng khai thác: 824 Bcf. Trong phương án này cần thiết phải khoan 3 giếng khoan thăm dò, 4 giếng thẩm lượng, 38 giếng khai thác (với khoảng cách 1300-1600m, bán kính ảnh hưởng khoảng 2 km và lưu lượng khai thác 3,9 MMcf/ngày), xây dựng 50 km đường ống dẫn khí vào bờ, 11 km đường ống giữa các mỏ, 01 giàn công nghệ trung tâm, 02 giàn đầu giếng, 01 cụm xử lý trên bờ và infrastructure. Nhân lực vận hành dự kiến có 40 người làm việc trên biển và 10-15 người làm việc trên bờ. - Phương án 2B: Phát triển hai mỏ Hồng long và Bạch long, sản lượng đỉnh 85 mmcf/ngày, tổng sản lượng khai thác: 824 Bcf. Mô hình thăm dò-thẩm lượng và phát triển mỏ tương tự như phương án 2A, tuy nhiên có thêm máy nén khí đặt tại giàn CN trung tâm. - Phương án 3A: Phát triển 3 mỏ Hồng long, Bạch long và Hắc long, sản lượng đỉnh: 110 mmcf/ngày, tổng sản lượng khai thác: 1067 Bcf. Trong phương án này cần thiết phải khoan 3 giếng khoan thăm dò, 5 giếng thẩm lượng, 49 giếng khai thác (với khoảng cách 1300-1600m, bán kính ảnh hưởng khoảng 2 km và lưu lượng khai thác 3,9 MMcf/ngày), xây dựng 50 km đường ống dẫn khí vào bờ, 11 km đường ống giữa các mỏ, 01 giàn công nghệ trung tâm, 03 giàn đầu giếng, 01 cụm xử lý trên bờ và infrastructure. Nhân lực vận hành toàn bộ hệ thống dự kiến có 40 người làm việc trên biển và 10-15 người làm việc trên bờ. - Phương án 3B: Phát triển 3 mỏ Hồng long, Bạch long và Hắc long, sản lượng đỉnh 110 mmcf/ngày, tổng sản lượng khai thác: 1067 Bcf. Mô hình thăm dò-thẩm lượng và phát triển mỏ tương tự như phương án 3A, tuy nhiên có thêm máy nén khí đặt tại giàn CN trung tâm. 1.3.4.2 Dự kiến chi phí Tổng chi phí dự án theo các phương án như sau (*): Đơn vị : Triệu USD Phương án 1A 1B 2A 2B 3A 3B CAPEX 451.1 441.1 616.6 614.6 759.0 758.0 OPEX 322.5 322.5 330.0 330.0 366.0 366.0 Chi phí dọn mỏ 67.7 66.2 92.5 92.2 113.8 113.7 TỔNG CHI PHÍ 841.3 829.8 1039.1 1036.8 1238.8 1237.7 Phần chi phí của PIDC 462.70 456.37 571.49 570.22 681.35 680.72 (*) : Không kể chi phí quá khứ 19 tr. USD (Chi phí quá khứ sẽ được Petronas hoàn trả) 1.3.5. Nội dung hợp đồng Các điều kiện hợp đồng chính đối với các lô 103 và 107 như sau: 1.3.5.1 Hình thức hợp đồng: Hợp đồng chia sản phẩm  (PSC) 1.3.5.2 Thời hạn hợp đồng:  30 năm, trong đó 6 năm cho giai đoạn TKTD,được phép xin gia hạn tối đa 5 năm cho toàn bộ thời hạn và tối đa 2 năm cho giai đoạn TKTD. 1.35.3 Tỷ lệ tham gia của các Bên Nhà thầu - Công ty Đầu tư – Phát triển Dầu Khí (PIDC):                55% - Petronas Carigali Overseas (PCOSB):                            45% 1.3.5.4 Người điều hành - PIDC là Người điều hành trong giai đoạn TKTD cho đến khi có phát hiện thương mại. - Các bên sẽ đàm phán về việc chỉ định Người điều hành cho giai đoạn phát triển và khai thác hoặc cho thời gian còn lại của giai đoạn TKTD nếu PIDC  chuyển nhượng nhiều hơn 50% quyền lợi tham gia. 1.3.5.5 Cam kết công việc và tài chính tối thiểu của giai đoạn thăm dò Giai đoạn Cam kết công việc Cam kết tài chính (triệu USD) Pha 1 (Chắc chắn 4 năm) Thu nổ 400 km2 địa chấn 3D 18 Tái xử lý 2000 km địa chấn 2D 0,2 Nghiên cứu địa chất và địa vật lý 0,5 Khoan 3 giếng thăm dò (ít nhất 2 giếng wildcat) 39 Tổng 57,7 Pha 2 (Lựa chọn 2 năm) Nghiên cứu địa chất và địa vật lý 0,2 Khoan 1 giếng thăm dò 13 Tổng 13,2 1.3.5.6 Thuế    Nhà thầu phải trả các loại thuế: tài nguyên, thu nhập doanh nghiệp, xuất nhập khẩu và các loại thuế khác theo luật Việt nam như sau 1        Thuế tài nguyên Đối với Dầu thô Sản lượng (thùng/ngày) Thuế suất (%) Nhỏ hơn hoặc bằng 20.000 4 Trên 20.000 đến 50.000 6 Trên 50.000 đến 75.000 8 Trên 75.000 đến 100.000 10 Trên 100.000 đến 150.000 15 Trên 150.000 20          Đối với Khí thiên nhiên Sản lượng (triệu m3/ngày) Thuế suất (%) Nhỏ hơn hoặc bằng 5 0 Trên 5 đến 10 3 Trên 10 6 2        Thuế thu nhập doanh nghiệp: 32%. Một năm đầu được miễn thuế. Được giảm 50% trong 1 năm tiếp theo. 3        Thuế xuất khẩu             - Dầu: 4%             - Khí:  0%          4 Thuế VAT và các loại thuế, phí khác: theo luật Việt nam 1.3.5.7 Tỷ lệ thu hồi chi phí: tới 70% cho cả Dầu và Khí 1.3.5.8 Tỷ lệ chia lãi Chia Dầu lãi Sản lượng  (thùng dầu/ngày) Tỷ lệ chia dầu lãi PETROVIETNAM (%) Nhà thầu (%) Nhỏ hơn hoặc bằng 20.000 20 80 Trên 20.000 đến 50.000 30 70 Trên 50.000 đến 75.000 40 60 Trên 75.000 đến 100.000 40 60 Trên 100.000 đến 150.000 40 60 Trên 150.000 40 60 Chia Khí lãi Sản lượng (triệu m3 khí/ngày) Tỷ lệ chia khí lãi PETROVIETNAM (%) Nhà thầu (%) Nhỏ hơn hoặc bằng 10 15 85 Trên 10 20 80 1.3.5.9. Hoa hồng (không thu hồi nhưng được khấu trừ thuế) Loại hoa hồng Gía trị (triệu USD) §     Bên Nhà thầu nước ngoài (PCOSB) phải trả         Hoa hồng chữ ký 1 §     Nhà thầu (PIDC và PCOSB) trả -                   Hoa hồng Phát hiện thương mại 2 -         Hoa hồng Khai thác đầu tiên 2 -         Hoa hồng Sản xuất Đối với Dầu: Mức sản lượng (thùng/ngày) -               Trên 20.000 2 -               Trên 50.000 4 -               Trên 75.000 6 -               Trên 100.000 8 -               Trên 150.000 8 Đối với Khí: Mức sản lượng (triệu m3 khí/ngày) -               Trên 5 1 -               Trên 10 2,5 -             Trên 15 4 1.3.5.10 Phí đào tạo Nhà thầu trả, không thu hồi nhưng được khấu trừ thuế - Giai đoạn TKTD:                              150.000 USD/năm - Giai đoạn Phát triển và Khai thác:   200.000 USD/năm Điều kiện khác Khi hợp đồng có hiệu lực, PCOSB sẽ hoàn trả một phần (theo tỷ lệ quyền lợi tham gia 45%) các chi phí quá khứ mà Tổng Công ty Dầu khí Việt nam đã đầu tư cho các hoạt động thăm dò tại khu vực này trong thời gian trước đây (ước tính sơ bộ khoảng 19 triệu) và các chi phí khoan giếng Bạch Long. Việc hoàn trả chi phí của PCOSB sẽ được thực hiện thông qua hình thức ứng vốn cho các chi phí hoạt động dầu khí theo Hợp đồng thuộc trách nhiệm của PIDC với số tiền tương đương với chi phí quá khứ PCOSB cần hoàn trả. Các chi phí quá khứ mà PCOSB sẽ hoàn trả được coi là chi phí được phép thu hồi theo Hợp đồng. 1.3.6 Đánh giá kinh tế 1.3.6.1 Phương pháp đánh giá Hiệu quả đầu tư của việc đầu tư vào dự án thăm dò Lô 103-107 được thể hiện qua các chỉ số kinh tế chính thường áp dụng cho các dự án thăm dò dầu khí gồm: (i) giá trị hiện tại thuần của dòng tiền tính tại thời điểm 01/01/2006 (NPV); (ii) tỷ suất doanh lợi nội tại (IRR); (iii) thời gian hoàn vốn; và (iv) giá trị đồng tiền mong đợi (EMV). Cơ sở để đánh giá kinh tế của dự án như sau: - Chi phí góp vốn đã thực hiện của PIDC theo tỷ lệ tham gia tính đến thời điểm 01/01/2006: khoảng 8.55 triệu USD: được thu hồi theo quy định hợp đồng; - Dự án kết thúc theo quy định hợp đồng hoặc vào năm mà các khoản thu của Nhà thầu không đủ để trang trải chi phí trong năm đó; - Khảo sát sự biến động trong phạm vi có thể dự kiến của các thông số đầu vào đối với các chỉ số kinh tế (Phân tích độ nhạy) để xem xét mức độ ảnh hưởng của các thông số kinh tế đối với hiệu quả đầu tư; 1.3.6.2 Thông số kinh tế đầu vào a) Điều kiện tài chính Hợp đồng - Tỷ lệ tham gia của các bên trong thành phần nhà thầu hiện nay như sau +                  PIDC:  55% +