Luận văn Địa lý ngành công nghiệp dầu khí

iệt Nam như: Phú Khánh, Nam Côn Sơn, Cửu Long. Công tác nghiên cứu được bắt đầu năm 1970 nhưng cho đến nay mới chỉ có các lô 133, 134 được nghiên cứu chi tiết, các vùng khác chỉ mang tính khảo cứu sơ bộ. Diện tích: 95.000 km2, gồm 10 lô. Địa chấn 2D: 20.000 tuyến. Khoan TKTD: 01 giếng. Bề dày trầm tích: 7000 – 8000 m tại các trũng sâu. Sơ bộ thì hệ thống dầu khí được xem tương tự như bể Nam Côn Sơn. Tiềm năng: 750 - 900 triệu m3 qui dầu (chiếm 18% tổng tiềm năng). Tính đến thời điểm 01 tháng 06 năm 2007 đã xác định: 750, 57 triệu tấn dầu quy đổi. Hiện đang có 1 hợp đồng dầu khí tại lô 133, 134 (Với công ty Conocophilip). Nhóm bể Hoàng sa và Trường sa: Các bể trầm tích nước sâu ở hai khu vực Hoàng sa và Trường sa còn ít được nghiên cứu, mới chỉ có một số ít tài liệu trọng lực và địa chấn khu vực cũ. Theo các tài liệu địa vật lý và địa chấn khu vực thì chiều dày trầm tích Kainôzôi đạt 3.000 - 5.000m tại các trũng sâu. Các cấu trúc địa chất, hệ thống dầu khí và tiềm năng dầu khí chưa được phát hiện nghiên cứu và đánh giá. Được đánh giá là khu vực có triển vọng dầu khí. Cần thu thập thêm số liệu địa chấn - địa vật lý để nghiên cứu cấu trúc địa chất, tiềm năng dầu khí làm cơ sở hoạt động chính cho chính sách đầu tư TKTD dầu khí và góp phần bảo vệ chủ quyền tại khu vực này. 2.3. Thực trạng phát triển ngành dầu khí. 2.3.1. Quá trình hình thành và phát triển công nghiệp dầu khí Việt Nam. Quá trình phát triển ngành công nghiệp dầu khí Việt Nam có thể chia ra các thời kỳ sau: - Thời kỳ thuộc Pháp (1858 – 1945). Ngay sau khi đặt chân lên bán đảo Đông Dương, các nhà địa chất Pháp đã khảo sát địa chất và tìm kiếm khoáng sản và đến năm 1898, Sở Địa Chất Đông Dương được thành lập. Năm 1911, các nhà địa chất Pháp tiến hành khoan 2 giếng khoan tại Núi Lịch (Yên Bái) và ở độ sâu 32m đã gặp tầng cát đen và có mùi dầu mỏ. Năm 1923, Gubler.J tiến hành khảo sát tìm kiếm một số điểm trên thềm lục địa, thuộc Đồng bằng sông Cửu Long và khẳng định những dấu hiệu có dầu. Trong 40 năm tồn tại Sở Địa Chất Đông Dương của các nhà địa chất Pháp không nghiên cứu dầu mỏ một cách có hệ thống, mà chỉ chú ý đến một số biểu hiện dầu khí. Tuy nhiên, có thể khẳng định những nghiên cứu này dù rằng còn sơ sài nhưng đã góp phần vào việc khẳng định Đông Dương có dầu mỏ. - Thời kỳ trước năm 1975. Trước năm 1975, do hoàn cảnh chiến tranh, các hoạt động thăm dò dầu khí chủ yếu thực hiện ở miền Bắc với sự giúp đỡ của Liên Xô (cũ). Hoạt động thăm dò dầu khí ở Việt Nam bắt đầu từ những năm 60 tại Vùng trũng Hà Nội. Tại đây, với sự trợ giúp kỹ thuật và tài chính của Liên Xô (cũ), Tổng cục Địa chất Việt Nam đã thực hiện giếng khoan thăm dò đầu tiên ở đạt sâu 3000 mét. Kể từ đó, hàng loạt giếng khoan sâu đã được thực hiện, kết quả thu được là phát hiện mỏ khí Tiền Hải (Tiền Hải C) ở Thái Bình vào năm 1975. Trong thời gian này, một số chương trình khảo sát địa vật lý đã được các công ty dầu khí nước ngoài tiến hành trên thềm lục địa phía Nam vào cuối những năm 60. Các chiến dịch khoan thăm dò do Mobil Oil và Pecten thực sự bắt đầu vào năm 1974 và 1975 ở bồn trũng Cửu Long và Nam Côn Sơn. Các công ty này đã tìm thấy dầu ở hai giếng khoan (Dừa – 1X và BH-1X) tại các cấu tạo đứt gãy thuộc Miocene Hạ và Oligocene. Khi Việt Nam thống nhất vào năm 1975, tất cả các hợp đồng nhượng địa của các công ty này đều hết hiệu lực. - Thời kỳ 1976 - 1980. Thời kỳ này, Tổng cục dầu khí Việt Nam đã ký 5 hợp đồng dầu khí (hợp đồng chia sản phẩm và hợp đồng dịch vụ rủi ro) với 3 công ty dầu khí nước ngoài để tiến hành tìm kiếm thăm dò tại thềm lục địa phía Nam (Lô 15, 04, 12, 28, 29). Các công ty này đã khoan một số giếng khoan thăm dò và có một phát hiện dầu (15A-1X), 3 phát hiện khí (04-A-1X, 12-B-1X, 12-C-1X). Tuy nhiên, các công ty này đã không tiếp tục thẩm lượng vì cho rằng các phát hiện này là “không đáng kể”. Tất cả các hợp đồng dầu khí đã kết thúc vào năm 1980. Trong khi đó ở Miền Bắc, với sự trợ giúp của Liên Xô (cũ), Công ty dầu khí 1 - một công ty trực thuộc Tổng cục dầu khí Việt Nam, không ngừng tăng cường các hoạt động dầu khí. - Thời kỳ 1981 - 1988. Đây là khoảng thời gian dài vắng bóng các công ty dầu khí nước ngoài hoạt động trên thềm lục địa Việt Nam. Sau năm 1981, khí thiên nhiên được khai thác tại mỏ Tiền Hải C phục vụ cho nhu cầu tiêu thụ công nghiệp tại địa phương, rồi đến cuối thời kỳ này, hoạt động tìm kiếm thăm dò tại Vùng Trũng Hà Nội giảm dần và chững lại. Các hoạt động dầu khí với sự giúp đỡ của Liên Xô (cũ) đã phát triển mạnh trong thời kỳ này. Vietsovpetro - liên doanh dầu khí giữa Chính phủ Việt Nam và Chính phủ Liên Xô, được thành lập vào năm 1981, hoạt động trên thềm lục địa phía Nam được ví như “con chim đầu đàn” đã đạt được những thành tựu quan trọng sau đây: * Tiến hành khảo sát địa vật lý cho hầu hết diện tích phần thềm lục địa từ Bắc vào Nam. Hàng loạt các giếng khoan thẩm lượng và khai thác ở khu vực mỏ Bạch Hổ được thực hiện, dẫn đến việc phát hiện dầu ở tầng cát Oligocene và tầng móng nứt nẻ. Đây là sự kiện quan trọng mang đến những thay đổi quan trọng trong việc đánh giá trữ lượng và mục tiêu khai thác của mỏ Bạch Hổ, cũng như cho ra đời một quan niệm địa chất mới về việc tìm kiếm thăm dò dầu khí trên thềm lục địa Việt Nam. * Các giếng khoan thăm dò ở các cấu tạo Rồng, Đại Hùng và Tam Đảo đã mang lại những kết quả khả quan về phát hiện dầu thô. Năm 1984 là thời điểm trọng đại với ngành dầu khí Việt Nam. 20 giờ ngày 30/4/1984, đúng 9 năm sau ngày Giải phóng miền Nam, các chuyên gia Việt Nam và Liên Xô trên tàu khoan Mikhaiin Mirchink phát hiện thấy tầng dầu và 26 ngày sau, vào 21 giờ ngày 26/5/1984, lại phát hiện dòng dầu công nghiệp ngoài khơi biển Vũng Tàu. Với tư cách Vụ trưởng Vụ khoan - Khai thác và Thiết bị dầu khí, đồng thời là người trực tiếp giám sát thi công giếng khoan ở mỏ Bạch Hổ, Đặng Của đã ghi lại cảm xúc của mình: “Giây phút này, chúng tôi, những người làm kỹ thuật không khỏi xúc động. Tất cả đều lao ra... Từ người cạo sơn đến chị phục vụ trong nhà bếp, ông bác sĩ... Ai cũng muốn được tận tay, cầm lấy thỏi đất đá lần đầu tiên sau hàng triệu năm gặp lại ánh nắng mặt trời. Người ta bóp trên tay, đưa lên mũi ngửi để tận hưởng cái mùi dầu tỏa ra - thành quả của bao nhiêu ngày đêm vật lộn với sóng gió. Khuôn mặt của người địa chất rạng ngời khi nhìn qua kính soi độ phát sáng của mẫu đất. Không vui sao được khi ánh lửa màu da cam trong ngày thử vỉa đã bừng cháy sáng rực biển Đông - ánh lửa của dòng dầu công nghiệp”. Và từ Bạch Hổ, Đặng Của báo tin cho Tổng Cục trưởng Nguyễn Hòa: “Đã thấy dầu rồi, thưa Tổng Cục trưởng...”. Có thể nói rằng, 1981 - 1986 là giai đoạn mở đầu hình thành ngành công nghiệp dầu khí Việt Nam, đặt nền móng cho hoạt động tìm kiếm thăm dò trong các giai đoạn tiếp theo trên toàn bộ khu vực thềm lục địa. - Thời kỳ 1987 đến nay. Luật Đầu tư nước ngoài tại Việt nam được ban hành tháng 12 năm 1987 là một trong những mốc quan trọng, đánh dấu quá trình mở cửa nền kinh tế, đa dạng hoá, đa phương hoá các quan hệ kinh tế đối ngoại. Với mục tiêu, xác định tiềm năng và gia tăng trữ lượng dầu khí, phát hiện thêm nhiều mỏ mới, đảm bảo nhu cầu về sản lượng dầu khí cho đất nước, giai đoạn này Việt Nam đã ban hành Luật dầu khí (1993). Bắt đầu từ đây, Tổng công ty dầu khí Việt Nam đã không ngừng mở rộng khu vực tìm kiếm, thăm dò thông qua các hợp đồng phân chia sản phẩm, hợp đồng liên doanh, hợp đồng điều vào khai thác và áp dụng các công nghệ tiên tiến để nâng cao sản lượng, tăng hệ số thu hồi dầu khí, bảo vệ môi trường tài nguyên. Ngày 29/12/1988, ngành dầu khí khai thác tấn dầu thứ 1 triệu tại mỏ Bạch Hổ và chỉ sau đó gần 4 năm, ngày 02/03/1992 Việt Nam khai thác tấn dầu thứ 10 triệu. Sự kiện này đã ghi dấu lần đầu tiên, Việt Nam có tên trong cuốn “Bách khoa toàn thư dầu khí quốc tế” – cẩm nang dầu khí xuất bản tại Mỹ. Từ đây, ngành dầu khí dần khẳng định được vị trí của mình trong nền kinh tế của đất nước và khu vực. Hiện tại, với mức sản lượng khai thác bình quân 50 tấn dầu thô/ngày và 16 triệu m3 khối khí/ngày, Việt Nam được xếp vị trí thứ 31 trên thế giới và thứ 3 trong khu vực ASEAN (sau Indonesia, Malaysia) về sản lượng khai thác dầu khí. Tiềm năng dầu khí: 8,5 tỷ thùng. Tiềm năng khí: 100 TCF. (1 TCF: 1 nghìn tỷ feet khối) Trữ lượng thu hồi khí: ~ 23 TCF. Năm 2006, sản lượng dầu thô khai thác bình quân mỗi ngày: 350 ngàn thùng ~ 50 tấn dầu thô. (Năm 2005 là: 370.000 thùng/ngày, năm 2004 là 403.000 thùng/ngày.) Theo báo cáo của BP, trữ lượng dầu khí tiềm năng tổng thể của Việt Nam đã xác định khoảng 4,5 - 5,5 tỷ m3 quy dầu, chiếm 0,3% trữ lượng thế giới. Trữ lượng đã phát hiện (2P): 1,1 m3 quy dầu. (Chưa kể nguồn khí chứa CO2 cao tại bể sông Hồng khoảng 250 tỷ m3 khí). Ngày 29.8.2006, Thủ tướng Chính phủ đã quyết định phê duyệt đề án Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam và Thành lập Công ty mẹ - Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam. Đây là dấu mốc quan trọng để ngành dầu khí hội nhập quốc tế. Có thể nói, hơn 30 năm là khoảng thời gian không dài đối với một ngành kinh tế, nhưng vị trí của ngành dầu khí luôn được khẳng định. Nhất là những năm gần đây, giá trị khai thác dầu khí trong cơ cấu giá trị sản xuất công nghiệp theo giá thực tế luôn cao. Bảng 2.2. Giá trị khai thác dầu khí trong cơ cấu giá trị sản xuất công nghiệp theo giá thực tế (tỷ đồng). Năm Giá trị 2000 2002 2003 2004 2005 Khai thác dầu khí 45401,6 49222,3 68903,3 84327,5 86379,1 Tổng giá trị SX CN 336100,3 476350,0 620067,7 808958,3 991049,4 % so với giá trị SXCN 13,5 10,3 11,1 10,4 8,7 Nguồn: Tổng cục thống kê. 2.3.2. Tìm kiếm thăm dò dầu khí. Với vai trò là khâu đầu trong công nghiệp dầu khí, công tác tìm kiếm thăm dò luôn được Chính phủ Việt Nam quan tâm, đầu tư cả về kỹ thuật, công nghệ. Đây được xem là một trong những hoạt động quan trọng nhất của Tập đoàn dầu khí Việt Nam. Mục tiêu giai đoạn này là xác định tiềm năng và gia tăng trữ lượng dầu khí, phát hiện thêm nhiều mỏ mới, đảm bảo nhu cầu về sản lượng dầu khí cho đất nước. Với mục tiêu đó, Tập đoàn dầu khí Việt Nam đã không ngừng mở rộng khu vực tìm kiếm, thăm dò thông qua các hợp đồng phân chia sản phẩm, hợp đồng liên doanh, hợp đồng điều hành chung, có nhiều phát hiện quan trọng, đưa nhanh các mỏ đã được phát hiện vào khai thác và áp dụng các công nghệ tiên tiến để nâng cao sản lượng, tăng hệ số thu hồi dầu khí, bảo vệ môi trường tài nguyên. Để đạt được mục tiêu gia tăng trữ lượng trong giai đoạn 2000 – 2005 khoảng 150 – 200 triệu tấn quy dầu và gia tăng 250 – 300 triệu tấn quy dầu trong giai đoạn 2006 – 2010, đòi hỏi nhịp độ khoan thăm dò hàng năm khoảng 10 đến 15 giếng. Nhịp độ khoan này đòi hỏi vốn đầu tư lớn và khả năng chịu rủi ro rất cao. Mặc dù có những biến động về kinh tế nói chung và sự lên xuống của giá dầu nói riêng trong những năm qua, song hoạt động tìm kiếm thăm dò vẫn duy trì và phát triển. Bảng 2.3: Số giàn khoan thăm dò đang hoạt động. Năm Nước 1996 1997 1998 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 8/2007 Việt Nam 4 3 3 7 7 8 7 10 12 14 15 Ngoài khơi 4 3 3 7 6 8 7 8 10 12 13 Trên đất liền 0 0 0 1 0 0 2 2 2 2 Nguồn: Tập đoàn dầu khí Việt Nam. Công tác khoan các giếng dầu khí ngoài khơi đắt hơn nhiều so với trong đất liền, do độ phức tạp của công nghệ khoan. Không những thế, chi phí giàn khoan luôn tăng theo chiều sâu mực nước biển. Nếu như năm 1996, chúng ta chỉ có 4 giàn khoan thì đến năm 2001 số giàn khoan là 7. Số lượng giàn khoan trong khoảng thời gian này tăng khá chậm và thậm chí còn giảm xuống 3 giàn (năm 1997, 1998). Nguyên nhân cơ bản đó là khả năng đầu tư tài chính cho tìm kiếm thăm dò. Những năm gần đây, số lượng giàn khoan đang hoạt động có dấu hiệu tăng rõ rệt hơn và số lượng giàn khoan trên đất liền được đang ở mức 2 giàn/năm. Công tác thăm dò, tìm kiếm dầu khí luôn phức tạp, tốn kém, hiểm nguy và không phải bao giờ cũng mang lại kết quả như mong muốn. Trong lĩnh vực này, công nghệ khoan giếng dầu khí quốc tế có nhiều bước tiến và hầu hết đều đã được áp dụng tại Việt Nam. Qua tìm kiếm thăm dò cho đến nay, các tính toán dự báo đã khẳng định tiềm năng dầu khí Việt Nam tập trung chủ yếu ở thềm lục địa (phần đất liền chỉ có 2 phát hiện về khí). Trước năm 1995, Tập đoàn dầu khí Việt Nam đã ký nhiều hợp đồng thăm dò với nhiều công ty dầu khí có uy tín trên thế giới và đã triển khai một lượng vốn đầu tư không nhỏ, cũng như áp dụng nhiều kỹ thuật công nghệ hiện đại, nhưng hầu như không có phát hiện gì mới. Điều này làm cho những nghi ngờ về tiềm năng dầu khí Việt Nam ngày càng tăng lên. Năm 1995, với hàng loạt phát hiện thương mại nối tiếp nhau được công bố, đã làm cho tính hấp dẫn của lòng đất Việt Nam sôi động hơn bao giờ hết. Các công ty đã từng đến, hoặc chưa đến Việt Nam nhanh chóng tìm cơ hội đầu tư sau khi Nhà nước Việt Nam ban hành Luật đầu tư dầu khí 07/1993 và “nút thắt” cấm vận chính thức được Mỹ xóa bỏ năm 1994. Điểm nổi bật trong công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí đến nay được triển khai nhanh trên diện rộng, từ đất liền, đến thềm lục địa và các vùng đặc quyền kinh tế trên biển cả. Nếu tính từ khi Luật đầu tư ra đời (12/1987), đến năm 2005 trữ lượng dầu khí phát hiện liên tục gia tăng rất đáng kể. Biểu đồ 2.1: Trữ lượng dầu khí phát hiện gia tăng hàng năm. Luật Đầu tư ra đời (12/1987) và những phát hiện về dầu ở mỏ Bạch Hổ đã làm cho trữ lượng dầu khí phát hiện gia tăng kỷ lục vào 1988. Đến năm 1995, tức là sau 2 năm khi Luật dầu khí ra đời (1993) và 1 năm sau khi Việt Nam chính thức được Mỹ xóa cấm vận, trữ lượng dầu khí phát hiện vượt mức 100 triệu tấn quy dầu, đặc biệt là việc phát hiện các mỏ khí lớn đã mở ra một triển vọng về tài nguyên khí của Việt Nam. Những năm tiếp theo 1997 - 1999 cuộc khủng hoảng tài chính khu vực và dư âm của nó, cùng với giá dầu giảm mạnh dưới 10USD/thùng, đã làm ảnh hưởng không nhỏ đến công tác tìm kiếm thăm dò, số giếng khoan thăm dò chỉ còn 3 giếng/năm và đương nhiên, trữ lượng dầu khí phát hiện ở những năm này giảm một cách đột ngột. Từ năm 2000, khi giá dầu thế giới tăng trên 20USD/thùng, nhịp độ khoan thăm dò được nâng lên và đạt 07 giếng/năm. Đặc biệt năm 2005, khi giá dầu tăng trên 50USD/thùng, thì nhịp khoan thăm dò, thẩm lượng được đẩy mạnh. Những năm gần đây, mức độ hoạt động thăm dò luôn phụ thuộc sâu sắc vào chu kỳ thăm dò của các hợp dồng dầu khí, các động thái chính trị và những biến động trên thị trường OPEC. Kết quả công tác tìm kiếm thăm dò cho đến nay, đã xác định được các bể trầm tích Đệ Tam có triển vọng dầu khí là: Sông Hồng, Phú Khánh, Cửu Long, Nam Côn Sơn, Malay - Thổ Chu, Tư Chính - Vũng Mây, nhóm bể Trường Sa và Hoàng Sa, trong đó các bể: Cửu Long, Nam Côn Sơn, Malay - Thổ Chu và Sông Hồng gồm cả đất liền (miền võng Hà Nội), đã phát hiện và đang khai thác dầu khí. Biểu đồ 2.2: Tổng tiềm năng các bể dầu Việt Nam. (Tính đến 31/12/2005) Tất cả trữ lượng dầu của các bể, được phát hiện cho đến thời điểm hiện tại đều ở thềm lục địa, dưới 200m nước. Trong số này có 24 phát hiện dầu khí ở bể Cửu Long, trong đó mỏ Bạch Hổ là mỏ dầu lớn nhất Việt Nam; 27 phát hiện khí (hoặc khí - dầu) phân bố ở các bể Nam Côn Sơn, Malay – Thổ Chu, Cửu Long và Sông Hồng. Tuy nhiên, do đặc điểm hình thành và phát triển riêng của từng bể trầm tích, nên tiềm năng của bể dầu khí của mỗi bể có khác nhau với các đặc trưng chính về dầu khí đã phát hiện ở các bể như sau: * Bể Cửu Long: Chủ yếu phát hiện dầu, trong đó có một số mỏ đang khai thác (Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông, Ryby, Lục Ngọc, Sư Tử Đen, Phương Đông). Đây là bể có tiềm năng chứa nhiều dầu mỏ nhất Việt Nam và hiện tại bể đang trong giai đoạn phát triển đỉnh cao. * Bể Nam Côn Sơn: Đây là bể phát hiện cả dầu lẫn khí, trong đó có 1 mỏ dầu Đại Hùng; 1 mỏ khí Tây Lan Đỏ đang khai thác. Một số mỏ khí (08 mỏ) đang phát triển và đưa vào khai thác trong thời gian tới (Rồng Đôi, Rồng Đôi Tây, Hải Thạch…). * Bể Sông Hồng: Tại đây, chủ yếu phát hiện khí, trong đó mỏ khí Tiền Hải C và D14 đang được khai thác, một số phát hiện khí khác ở phía Nam bể Sông Hồng. Nhìn chung, mức độ thăm dò ở bể Sông Hồng còn rất thấp. * Bể Malay – Thổ Chu: Phát hiện cả dầu và khí. Trong đó, có 1 mỏ khí ở vùng chồng lấn giữa Việt Nam và Malaysia đang được khai thác (Bunga Kekwa – Cái nước). Phía Bắc của bể (Vùng giáp thềm lục địa Thái Lan), chủ yếu phát hiện khí. Một số mỏ đang được thẩm định (Kim Long, Ác Quỷ, Cá Voi, Hoa Mai, Sông Đốc…). * Bể Phú Khánh: Các đánh giá giả định về Phú Khánh cho thấy ở đây có cả dầu và khí. Với vị trí địa lý gần bờ, gần các nhà máy chế biến đang trong giai đoạn xây dựng, nếu dầu khí ở mỏ Phú Khánh được xác định rõ ràng hơn về tiềm năng và sớm đưa vào khai thác thì đây sẽ là những ưu thế rõ nét về thị trường tiêu thụ. * Bể Tư Chính – Vũng Mây: Là bể có triển vọng dầu khí, dù tại đây chưa có các hoạt động khoan tìm kiếm thăm dò. Hiện bể được các đánh giá nhất trí là tồn tại cả dầu và khí. Biểu đồ 2.3: Quy mô trữ lượng Dầu theo mỏ. Trữ lượng dầu của Việt Nam tính đến 31 - 12 – 2005 có 32 mỏ cho khả năng thương mại. Trong đó, mỏ Bạch Hổ có trữ lượng trên 190 triệu tấn. Đây là mỏ dầu chủ lực của ngành dầu khí tính cho đến thời điểm hiện tại. Hiện nay, có khoảng 25 công ty dầu khí nước ngoài, đến từ 13 quốc gia đang họat động tại Việt Nam, trong khuôn khổ 27 dự án khác nhau, với tổng đầu tư hơn 7 tỷ USD. Việt Nam đứng hàng thứ 4 trong khu vực ASEAN về trữ lượng dầu khí. Riêng về khí, từ những phát hiện khí ở Tiền Hải C (thuộc tỉnh Thái Bình) trong năm 1975, đến nay có 27 mỏ đã được phát hiện. Khí tự nhiên Việt Nam chủ yếu phân bố ở các bể trầm tích ngoài khơi thềm lục địa như trầm tích Nam Côn Sơn, trầm tích Cửu Long, trầm tích Malay – Thổ Chu. Các vùng trầm tích khác như trầm tích Sông Hồng, trầm tích Phú Khánh là những vùng có nhiều tiềm năng về khí tự nhiên, hiện vẫn đang được tiếp tục nghiên cứu và tìm kiếm. Tiềm năng tương lai của ngành khí rất triển vọng, trữ lượng tiềm năng dự đoán khoảng 2.100 tỷ m3 và trữ lượng xác minh có thể thu hồi là 530 tỷ m3. Các dự án khí Nam Côn Sơn (các mỏ Rồng Đôi, Mộc Tinh, Cá Chó, Hải Thạch, Hải Âu), đang tiếp tục được triển khai thẩm lượng các mỏ và sớm sẽ trở thành cột sống của công nghiệp khí Việt Nam. Biểu đồ 2.4: Trữ lượng khí theo các bể. Các mỏ khí chủ yếu ở thềm lục địa dưới 200m nước. Trong đó 09 mỏ với 175 tỷ m3, chiếm 40% trữ lượng khí ở bể Nam Côn Sơn; 13 mỏ khí và 2 mỏ khí – dầu thuộc bể Malay – Thổ Chu; 2 mỏ Tiền Hải C và D14 ở đất liền (thuộc miền võng Hà Nội) và 1 mỏ khí thuộc bể Sông Hồng với trữ lượng 208 tỉ m3 chiếm 46% tổng trữ lượng khí. Bể Sông Hồng được đánh giá là bể khí thiên nhiên có trữ lượng lớn nhất nước ta. Thậm chí tiềm năng của bể còn lớn hơn rất nhiều so với các con số đưa ra tại thời điểm hiện tại. Việc phát hiện một số mỏ khí khổng lồ ở phía Nam bể Sông Hồng (sẽ công bố), là một triển vọng vô cùng lớn để gia tăng trữ lượng khí thiên nhiên cho đất nước. Biểu đồ 2.5: Quy mô trữ lượng khí theo mỏ. Tính trong cả 15 năm, từ 1990 đến hết 2004 đã phát hiện được trên 30 mỏ khí, bình quân tăng 26 tỉ m3 khí/năm từ các mỏ mới và các thẩm lượng đã phát hiện. Sự bổ sung trữ lượng khí trong tương lai, một phần sẽ do tăng trưởng của các mỏ phụ, từ kết quả khoan thẩm lượng và phát triển các mỏ trên cơ sở kết quả nghiên cứu tốt hơn về địa chất, phần còn lại chủ yếu hy vọng ở các mỏ khí mới, ở các vùng thăm dò mới của các bể Sông Hồng, Phú Khánh, Tư Chính – Vũng Mây, Malay – Thổ Chu và Nam Côn Sơn. Trữ lượng dầu khí Việt Nam đã xác minh gia tăng nhanh trong 15 năm qua. Nhìn chung nhiều phát hiện dầu khí thuộc loại mỏ có cấu trúc phức tạp, mỏ khí có hàm lượng CO2 hoặc H2S trung bình hoặc cao. Hơn nữa, công tác thăm dò mới tập trung ở vùng nước nông (200m), với tổng diện tích các lô đã ký hợp đồng chiếm 1/3 diện tích thềm lục địa. Những phát hiện về dầu khí mới đây ở thềm lục địa phía Nam nước ta đã tăng thêm niềm tin và thu hút sự quan tâm của các nhà đầu tư là: lô 09-2, giếng Cá Ngừ Vàng - IX (kết quả thử vỉa thu được 330 tấn dầu và 170.000m3 khí/ngày). Lô 16-1, giếng Voi Trắng - IX (kết quả 420 tấn dầu và 22.000m3 khí/ ngày). Lô 15-1, giếng Sư Tử Vàng - 2X (820 tấn dầu) và giếng Sư Tử Đen - 4X (980 tấn dầu/ngày). Triển khai tìm kiếm thăm dò mở rộng các khu mỏ Bạch Hổ, Rồng, Đại Hùng với các giếng R-10, 05- ĐH-10 cho kết quả 650.000 m3 khí ngày đêm và dòng dầu 180 tấn/ngày đêm; Giếng R-10 khoan tầng móng đã cho kết quả 500.000 m3 khí/ngày đêm và 160 tấn Condensate/ngày đêm. Tiềm năng dầu khí chưa phát hiện ở diện tích còn khá lớn. Đây là cơ hội, đồng thời cũng tiềm ẩn nhiều thách thức hoạt động thăm dò tìm kiếm của Tập đoàn dầu khí Việt Nam. Đến nay, Tập đoàn đã ký 57 hợp đồng dầu khí (35 hợp đồng còn đang có hiệu lực), với các tập đoàn và công ty dầu khí quốc tế dưới nhiều hình thức hợp tác khác nhau như: Hợp đồng phân chia sản phẩm (PSC), Hợp đồng hợp tác kinh doanh (BCC), Hợp đồng điều hành chung (JOC), Liên doanh (JV)… với tổng vốn đầu tư trên 7 tỷ USD. Tập đoàn dầu khí Việt Nam đã tiến hành khảo sát trên 300 nghìn km tuyến địa chấn 2D, gần 40 nghìn km2 địa chấn 3D, khoan 600 giếng tìm kiếm, thăm dò, thẩm lượng và khai thác với tổng số mét khoan trên 2,0 triệu km. Một số giếng khoan có phát hiện dầu khí quan trọng trong thời gian gần đây, đã mở ra các quan điểm tìm kiếm thăm dò mới, gia tăng trữ lượng dầu khí, tạo ra sự quan tâm của các nhà đầu tư: Phát hiện khí tại giếng Đông Quan D-1X, vùng trũng Hà Nội, phát hiện dầu khí tại giếng Rồng Tre -1X, lô 11-2, phát hiện dầu tại GK 16-1-TGT-1X lô 16-1 và 15-1-SN-1X lô 15-1,15-R, 103-BAL-1X, gia tăng trữ lượng 30-40 triệu tấn quy dầu/năm. Với tiềm năng này, bức tranh dầu khí Việt Nam ngày càng trở nên rõ nét. Mục tiêu gia tăng trữ lượng dầu khí trong nhiều năm trở lại đây liên tục được hoàn thành với mức từ 30 - 40 triệu tấn dầu qui đổi/ năm… Thật vậy, dầu khí Việt Nam đang trở thành một trong những lĩnh vực đầu tư nước ngoài sôi động, với sự góp mặt của hầu hết các tập đoàn dầu khí đứng đầu trên thế giới. Nhiều tập đoàn dầu khí lớn của thế giới đã và đang có kế hoạch mở rộng đầu tư tại Việt Nam. Điều này có ý nghĩa hết sức quan trọng đối với việc đảm bảo cân đối bền vững, duy trì ổn định sản lượng dầu khí khai thác phục vụ nền kinh tế, đảm bảo an ninh năng lượng của đất nước cho thời gian tới. 2.3.3. Khai thác dầu khí. Một năm sau ngày thành lập, ngày 25/7/1976, ngành dầu khí đã phát hiện nguồn khí thiên nhiên đầu tiên tại giếng khoan số 61 ở vùng Trũng Sông Hồng. Năm năm sau, tháng 6 năm 1981, dòng khí công nghiệp ở mỏ khí Tiền Hải đã được khai thác để đưa vào phục vụ sản xuất. Ngày 26/6/1986, Xí nghiệp Liên doanh dầu khí Việt – Xô đã khai thác tấn dầu đầu tiên từ mỏ Bạch Hổ, một mốc dấu quan trọng - Việt Nam đã có tên trong danh sách các nước khai thác và xuất khẩu dầu thô trên thế giới, khẳng định một triển vọng hứa hẹn của cho ngành công nghiệp dầu khí đất nước. Kể từ đó, sản lượng khai thác dầu khí Việt Nam tăng lên không ngừng. Biểu đồ 2.6: Sản lượng khai thác Dầu – Khí. Nguồn: Tập đoàn dầu khí Việt Nam. Ngày 26/06/1986, Việt Nam bắt đầu khai thác dầu và năm đó khai thác được 0,4 triệu tấn. Đến năm 1994 khai thác được 7 triệu tấn, gấp 182 lần so với năm đầu tiên. Chín năm sau năm 1995 khai thác gấp 192,5 lần, năm 1999 khai thác 15,2 triệu tấn, gấp 385 lần và năm 2000 khai thác 15,86 triệu tấn, gấp gần 400 lần so với năm đầu tiên. Sản lượng khai thác dầu trong giai đoạn 1995 – 2006 luôn tăng qua mỗi năm. Năm 1996 tăng gần 9% so với năm 1995, năm 1997 tăng 15,5% so với năm 1996. Hai năm 1998, 1999 sản lượng khai thác đều <23%. Đỉnh điểm của sản lượng khai thác dầu là năm 2004, Việt Nam khai thác đạt 20,4 triệu tấn. Nếu so với sản lượng năm 1995, tức là cách đó 10 năm thì sản lượng tăng lên 3 lần và tăng 66%. Đây là thời điểm giá dầu thô tăng đột biến từ khoảng 23 – 25 USD/thùng vào những năm trước, lên gần 40 và có lúc tới 41,49 USD/thùng. Sau năm 2004, sản lượng các năm tiếp theo 2005, 2006 có xu hướng giảm dần từ 20,4 triệu tấn năm 2004 xuống 18,8 và 17,4 triệu tấn năm 2005 và 2006. Trong năm 2005, sản lượng dầu thô của Việt Nam bình quân khoảng 370.000 thùng/ngày, thấp hơn so với năm 2004 (vốn là 403.000 thùng/ngày) gần 10%. Nguyên nhân của sự sụt giảm sản lượng này là do điều kiện địa chất ở một số mỏ diễn biến phức tạp, có nhiều biểu hiện bất thường. Cụ thể ở một số mỏ như, Rạng Đông và Rồng tuy duy trì ở mức lưu lượng tối ưu để không ngập nước, nhưng do trữ lượng có khả năng thu hồi và năng lượng tự nhiên của mỏ giảm nhiều so với dự kiến đã làm suy giảm sản lượng khai thác. Tại mỏ Sư Tử Đen (lô 15-1), từ cuối năm 2005 đã xuất hiện tình trạng nước tăng rất nhanh và khó kiểm soát, Tập đoàn dầu khí Việt Nam và các nhà thầu phải đầu tư nghiên cứu khai thác ở mức sản lượng tối ưu (giảm sản lượng khai thác), để đảm bảo an toàn cho mỏ. Mỏ Ruby (lô 01-02), các giếng khai thác ở tầng móng có sản lượng thấp hơn nhiều so với dự kiến. Tại cụm mỏ PM-3 và 46 Cái Nước, do phía Malaysia tiếp nhận, khối lượng ít hơn so với thỏa thuận nên lượng condensate giảm. Mỏ Đại Hùng triển khai gói thầu kết nối 6 giếng khai thác chậm so với kế hoạch nên sản lượng khai thác ít, chỉ đạt 0,05 triệu tấn. Hơn nữa, sản lượng khai thác mỏ Bạch Hổ sau 20