Tài nguyên dầu khí biển Việt Nam

vụ cho hoạt động của mình. Các công ty cũng được xuất khẩu miễn thuế toàn bộ phần dầu thô để hoàn trả lại vốn đầu tư. Tỷ lệ dành phần dầu khí để hoàn vốn tới 30 – 35% sản lượng khai thác. Trong luật dầu khí ban hành năm 1993, tỷ lệ chi phí khai thác và tỷ lệ phân chia lợi nhuận không được ấn định cụ thể, mà sẽ tùy thuộc vào kết quả gọi thầu hoặc đàm phán. Tỷ lệ chia lời giữa Petro Vietnam và công ty nước ngoài tùy theo thang sản lượng khai thác và tùy khu vực triển vọng, có thể thay đổi từ 65/35 đến 90/10. Ngoài ra, nước chủ nhà còn được hưởng các phần thuế tài nguyên đối với dầu thô từ 6 – 25%, đối với khí từ 0 – 10% thùy theo sản lượng và điều kiện khai thác, thuế lợi tức 50%, thuế xuất khẩu dầu thô 4%, thuế chuyển lợi tức ra nước ngoài, thuế thu nhập. Trong giai đoạn này, các công ty nước ngoài tham gia tìm kiếm, thăm dò và khai thác dầu – khí rất đa dạng, bao gồm các nước như Nga, Anh, Nhật, Hàn Quốc, Indonexia, Úc, Bỉ, Pháp, Nauy, Hà Lan,Canada và Mỹ. Riêng các công ty Mỹ do lệnh cấm vận cản trở đã phải vào sau bằng cách mua lại cổ phần của các công ty nước khác, như công ty Ocidental mua lại cổ phần của một công ty Indonexia, công ty Arco mua lại cổ phần của công ty British Gas, công ty McGee mua lại cổ phần của công ty Cairm (Anh),… Một số hợp đồng dầu – khí đã được ký và đang được thực hiện trên thềm lục địa Việt Nam, từ Bắc vào Nam như ở bảng 1 với số hiệu các lô được trình bày trên hình 2. Bảng 1: Một số hợp đồng dầu khí thực hiện ở Việt Nam STT Tên Công ty điều hành (operator) Quốc gia Lô thăm dò Ngày ký cho phép Ghi chú Vietsovpetro Việt Nam 09, 16, 05-1 19-6-1981 Ongc Videsh LTD Ấn Độ 19, 06, 2/3 lô 12 19-5-1988 Từ 1992 nhường quyền điều hành cho BP Shell Hà Lan 112, 114, 116 16-6-1988 Đã hoàn trả không tìm thấy dầu BP Anh 117, 118, 119 18-2-1989 Enterprise Oil/CEP Anh/Pháp 17, 21 14-4-1989 Total Pháp 103, 106, 1107 9-11-1989 Đã hoàn trả không tìm thấy trữ lượng dầu thương mại IPL/Secab Canada/Thuỵ Điển 115 27-2-1990 Đã rút Scepter Resources Canada 111 23-5-1990 Đã rút Petro – Canada Canada 03, 20, 12 29-5-1990 Đã hoàn trả Petrofina Bỉ 46, 50, 51 8-8-1990 BHPP Úc 120, 121 10-1-1990 Đã rút Cairn Anh 22 28-8-1991 Đã rút Petronas Carigali Malaysia 01, 02 9-9-1991 Shell Hà Lan 10 27-4-1992 Pedco Hàn Quốc 11-2 19-5-1992 AEDC Nhật 109/91 24-6-1992 BP Anh 05-2 9-6-1992 Idemitsu Nhật 109/91 24-6-1992 Total Pháp 11-1 9-7-1992 Lasmo Anh 04-2 19-8-1992 Mitshubishi Nhật 15-2 6-10-1992 P.T.Astra Indonesia 04-3 22-10-1992 Từ 1994 nhường quyền điều hành cho Occidental (Mỹ) British Gas Anh 04-1 28-10-1992 BHPP Úc 05-1a 15-4-1993 Anzoil Úc Đ.B sông Hồng 22-7-1993 OMV Úc 104 20-8-1993 MJC Mỹ/Nhật 05-16 19-4-1994 Trong giai đoạn từ 1988 đến 1996, các công ty dầu khí nước ngoài đã đầu tư vào Việt Nam trên 1,5 tỷ USD để thực hiện công tác tìm kiếm. thăm dò, khai thác dầu khí. Trung bình mỗi năm các công ty dầu khí nước ngoài đầu tư vào Việt Nam khoảng 300 triệu USD, dự kiến năm 1995 có thể lên đến 500 triệu USD cho hoạt động tìm kiếm thăm dò và khai thác dầu khí. Cho đến nay trên 70 giếng khoan thăm dò, với tổng chiều sâu hơn 200km đã được thực hiện trên thềm lục địa Việt Nam ở các lô đã ký kết và đã phát hiện gần 300 cấu tạo có triển vọng dầu khí. Công ty Dầu khí JVPC (Mitsubishi) đã phát hiện vỉa dầu lớn nhất có chất lượng tốt ở lô 15-2 cách mỏ Bạch Hổ khoảng 50km về hướng Đông Bắc. Tổ hợp BP (Anh), Statoil (Nauy), ONGA (Ấn Độ) đã tìm được mỏ khí lớn ở lô 06 với trữ lượng ước tính ban đầu khoảng 60 tỷ m3 khí. Tổ hợp BP và Statoil cũng đã tìm thấy dầu có khả năng khai thác công nghiệp ở lô 05-2 và phát hiện một mỏ khí lớn (mỏ Hải Thạch) cũng nằm ở lô 05-2 cách mỏ khí Lan Tây, Lan Đỏ chừng 50km về phía Bắc. Petronas (Malaixia) tìm thấy dầu ở lô 01. Công ty Total (Pháp) đã phất hiện dầu ở lô 11-1 và công ty Pedco (Hàn Quốc) cũng đã phát hiện được dầu ở lô 11-2. Hình 2: Sơ đồ phân lô dầu khí vùng biển Việt Nam Trong giai đoạn này, các hoạt động khai thác dầu khí cũng được xúc tiến mạnh. Vietsovpetro ngoài việc mở rộng khai thác dầu ở mỏ Bạch Hổ với sản lượng 1994 là 6,9 triệu tấn, đến cuối năm 1994 đã bắt đầu đưa mỏ Rồng thuộc lô 09 vào khai thác. Liên doanh Đại Hùng, gồm các công ty BHP (Úc), Petro Vietnam, Petronas Carigali (Malaixia), Total (Pháp), Sumitomo (Nhật) với phần hùn vốn BHP 43,75%, Petronas Caregali 20%, Petro Vietnam 15%, Total 10,625%, Sumitomo 10,625% đã được thành lập vào tháng 4/1993 và đến tháng 10/1994 đã bắt đầu tiến hành khai thác mỏ Đại Hùng thuộc lô 05-1 cách Vũng Tàu 250km về phía Đông Nam. Với 3 mỏ Bạch Hổ, Rồng và Đại Hùng đã khai thác được sản lượng 8 triệu tấn trong năm 1995. Tháng 12/1993, Việt Nam đã ký một hợp đồng với Công ty Hyundai Heavy Industries Co.Ltd (Hàn Quốc) thực hiện công trình hệ thống thu gom khí đồng hành từ các giếng khai thác của mỏ dầu Bạch Hổ, đưa vào đất liền bằng hệ thống đường ống ngầm dưới biển. Tháng 4/1994, công trình này khởi công xây dựng. Tháng 4/1995, hệ thống đường ống dài 107km đường kính 16 inch (406mm) đặt dưới đáy biển đã hoàn thành và ngày 14/4/1995 khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ đã được đưa đến Dinh Cô (Long Hải), sau đó tháng 10/1995 đã hoàn thành xây dựng 17km đường ống dẫn khí từ Long Hải đưa về nhà máy điện Bà Rịa để chạy các tổ máy tuốc bin với sản lượng ban đầu 1 triệu m3/ngày (300 triệu m3 khí/năm). Sau khi giai đoạn 1 hoàn thành Công trình này còn được phát triển vào giai đoạn 2 nhằm nâng sản lượng khí lên 1 -1,5 tỷ m3/năm, để cung cấp cho nhà máy sản xuất khí hóa lỏng (LPG) 300.000 tấn/năm tại Long Hải, nhà máy điện Phú Mỹ, khu công nghiệp Biên Hòa, nhà máy sản xuất phân đạm và hóa chất hữu cơ. Đến năm 1988, giai đoạn 2 đã chính thức hoàn thành. Bên cạnh đó, một dự án xây dựng đường ống dẫn khí thiên nhiên từ các mỏ khí Lan Tây, Lan Đỏ vào đất liền dài khoản 400km đang được Petro Vietnam, Mobil, BHPP, BP, Statoil xúc tiến làm dự án khả thi trị giá 500 triệu USD. Sản lượng khí thiên nhiên đưa vào bờ theo hệ thống này khoảng 5 tỷ m3/năm. 70% sản lượng khí nói trên sẽ cung cấp cho các nhà máy điện, còn lại dùng để sản xuất phân đạm và hóa chất hữu cơ. Về mặt chế biến dầu – khí, một mốc đáng ghi nhớ là vào tháng 5/1988 nhà máy lọc dầu đầu tiên của Liên doanh chế biến dầu – khí thành phố Hồ Chí Minh (Saigon Petro) đi vào hoạt động với nguyên liệu là dầu thô bạch Hổ Việt Nam, công suất 40.000 tấn/năm (800 thùng/ngày) nhằm cung cấp cho thị trường TP. Hồ Chí Minh các sản phẩm xăng ôtô, dầu hỏa dân dụng, dầu diesel và cặn FO. Mặc dù công suất chế biến thấp nhưng đây là cơ sở chế biến dầu thô Việt Nam đầu tiên của cả nước bằng công nghệ và thiết bị tiên tiến của nước ngoài. Hiện nay, năng lực chế biến của Saigon Petro đã lên tới 350.000 tấn/năm, nguyên liệu là condensat và sản phẩm chủ yếu là xăng các loại, dầu hỏa, DO và LPG. Để đảm bảo cung cấp đủ nhu cầu về sản phẩm dầu khí cho cả nước, song song với việc kêu gọi đầu tư vào lĩnh vực tìm kiếm, thăm dò, khai thác dầu khí, từ năm 1991 Chính phủ Việt Nam đã kêu gọi đấu thầu xây dựng nhà máy lọc dầu số 1 công suất 6,5 triệu tấn/năm. Có 6 tổ hợp tham gia đấu thầu là Shell (Hà Lan), Tomen (Nhật), Nipppon Mining (Nhật), Nissoho – Iwai (Nhật), C. Itoh Co.Ltd (Nhật) và Total (Pháp). Cuối cùng, tổ hợp Total (Pháp), CPC (Đài Loan), CIPC (Nhật) liên doanh với Petro Vietnam đã trúng thầu, với số vốn đầu tư khoảng 3 tỷ USD, gần đây Total đã rút khỏi liên doanh nói trên và Petro Vietnam đang tìm đối tác khác thay thế. Nhà máy đặt tại khu vực Dung Quất (Quãng Ngãi), miền Trung Việt Nam. Những sản phẩm chủ yếu của nhà máy lọc dầu số 1 sẽ bao gồm xăng ôtô, dầu hỏa dân dụng, nhiên liệu máy bay phản lực, dầu diesel (DO), nhiên liệu công nghiệp (FO), bitum. Sản phẩm phụ đi kèm là propylen hóa lỏng. Các sản phẩm này sẽ cung cấp cho thị trường nội địa, một phần xuất khẩu ra thị trường khu vực để thu ngoại tệ hoàn trả vốn vay và lãi. Hình 3: Nhà máy lọc dầu Dung Quất Dưới sự chỉ đạo của Ðảng và Chính phủ, các bộ, ngành và cơ quan Trung ương, sự phối hợp chặt chẽ của tỉnh Quảng Ngãi, cộng với những nỗ lực vượt bậc của chủ đầu tư cùng hàng vạn cán bộ, kỹ sư, chuyên gia, công nhân thuộc các nhà thầu trong nước và quốc tế, Nhà máy lọc dầu Dung Quất đã được hoàn thành và đưa vào vận hành đúng tiến độ, cho ra dòng sản phẩm thương mại đầu tiên vào ngày 22-2-2009. Từ tháng 2-2009 đến 30-5-2010, chủ đầu tư và nhà thầu tập trung cho công tác chạy thử, chạy nghiệm thu và bàn giao nhà máy. Kết quả sản xuất, kinh doanh của nhà máy từ ngày 1-1-2010 đến 20-10-2010: Nhập khoảng 4,7 triệu tấn dầu thô; sản xuất 4,4 triệu tấn sản phẩm các loại đạt chất lượng. Đến hết năm 2010, nhà máy nhập hơn 6,1 triệu tấn dầu thô và sản xuất khoảng 5,7 triệu tấn sản phẩm các loại, ước đạt doanh thu 86 nghìn tỷ đồng, nộp ngân sách Nhà nước và các khoản thuế hơn 10 nghìn tỷ đồng; cao hơn nhiều so với chỉ tiêu chính của kế hoạch sản xuất, kinh doanh năm 2010 là sản xuất 4,76 triệu tấn sản phẩm các loại, đạt doanh số hơn 62 nghìn tỷ đồng. Đây là một bước ngoặt trong lịch sử phát triển ngành dầu khí nước ta, tạo tiền đề cho các dự án sau này. NHU CẦU CÁC SẢN PHẨM DẦU KHÍ Ở VIỆT NAM Nhu cầu thị trường các sản phẩm dầu khí hiện nay: Các sản phẩm năng lượng: Nhu cầu các sản phẩm năng lượng của cả nước mỗi năm một tăng, đồng thời cơ cấu tiêu thụ các sản phẩm này cũng thay đổi. Về nhiên liệu cho động cơ Hình 4: Số lượng xe tăng – nhu cầu nhiên liệu tăng nhanh Theo số liệu kiểm tra của Tổng cục thống kê, hiện nay ở nước ta trung bình cứ 100 hộ dân có 2 xe ôtô con các loại và 65 xe gắn máy các loại. Nếu theo phương pháp trung bình mỗi hộ có 4 nhân khẩu thì hiện tại với 85.789.573 dân số cả nước, nước ta có tới 21.447.393 hộ. Như vậy cả nước có 428.947 xe ôtô con và 13.940.805 xe gắn máy, số lượng xe này làm nhu cầu sử dụng xăng, đặc biệt kể từ năm 1992 đến nay tăng lên đáng kể, từ 155.000 tấn (1992) lên đến 879.700 tấn (1993) và 11,3 triệu tấn (năm 2010). Mặt khác, việc sử dụng nhiên liệu diesel (DO) để chạy máy phát lực và phát điện khá phổ biến ở nông thôn miền Nam, cũng như dung DO chạy xe con và xe bus, xe vận tải có hiệu quả kinh tế cao hơn dùng xăng, vì tiêu hao ít, giá lại rẻ hơn xăng, do đó nhu cầu trên thị trường về nhiên liệu diesel tăng nhanh từ 1.457.000 tấn (1992) lên 1.959.500 tấn (1993), chiếm 49% trong tổng số các dạng nhiên liệu. Xu thế này phù hợp với cơ cấu tiêu thụ DO của nhiều nước như Nhật và Châu Âu. Về chất đốt dân dụng Những năm gần đây, mạng lưới điện phát triển khá rộng rãi ở các tỉnh và vùng nông thôn, trong khi đó ở thành thị, nhất là ở phía Bắc, sản lượng điện cung cấp cho sinh hoạt có dồi dào hơn, đồng thời việc sử dụng than cám đóng bánh dưới dạng than tổ ong đã phát triển rộng rãi, nên nhu cầu về dầu hoả để thắp sáng và đun nấu tăng không đáng kể, 174.600 tấn (1992) lên 193.500 tấn (1993). Từ năm 1993 ở TP. Hồ Chí Minh, Elf – Gas Saigon, Saigon Petro và Petrolimex bắt đầu đưa LPG ra thị trường cho dân sử dụng làm chất đốt, tạo ra một nhu cầu mới về LPG, góp phần giảm bớt đáng kể nhu cầu về dầu hoả đun nấu, vừa thuận tiện cho người sử dụng, vừa giải quyết cơ bản nhu cầu chất đốt cho dân cư đô thị theo hướng giải quyết của các đô thị hiện đại, hạn chế nạn phá rừng và làm trong sạch môi trường sống. Về chất đốt công nghiệp Trước 1975, chất đốt công nghiệp (dùng để sản xuất điện, sản xuất vật liệu xây dựng, luyện cán thép, thuỷ tinh,…) ở miền Nam chủ yếu dựa vào FO (cặn dầu thô chưng cất khí quyển), vì ngoài FO, không có nguồn chất đốt nào khác trong nội địa. Sau khi miền Nam giải phóng, nguồn than đá phia Bắc trở thành nguồn chất đốt quan trọng của cả nước, nhu cầu tiêu thụ FO trên phạm vi cả nước có thấp so với riêng miền Nam trước đây. Nếu 1973 chỉ riêng miền Nam đã tiêu thụ 700.600 tấn FO, thì sang 1993, cả nước cũng chỉ tiêu thụ chừng ấy (767.000 tấn). Tuy nhiên, cơ cấu chất đốt FO cho công nghiệp sẽ còn thay đổi đáng kể trong những năm tới, do xuất hiện nguồn nhiên liệu khí dồi dào khai thác từ các mỏ dầu và khí ở thềm lục địa Nam Việt Nam được đưa vào Bà Rịa – Vũng Tàu và Thủ Đức (TP. Hồ Chí Minh) theo đường ống dẫn. Số lượng tổng cộng các sản phẩm năng lượng tiêu thụ hiện nay và sự thay đổi trong cơ cấu phân bố giữa các sản phẩm năng lượng qua các giai đoạn, được thấy rõ trong số liệu thống kê dưới đây: Bảng 2: Tiêu thụ các sản phẩm năng lượng một số năm qua ở Việt Nam Sản phẩm 1972 1973 1992 1993 Tổng tiêu thụ trên thị trường các sản phẩm dầu khí (triệu tấn) 1,882 2,149 3,331 3,980 Trong đó, phần chia theo cơ cấu sản phẩm như sau (% trọng lượng) Nhiên liệu động cơ: Xăng DO Nhiên liệu phản lực Chất đốt dân dụng: Dầu hoả LPG (triệu tấn) Chất đốt công nghiệp: FO 14,3 23,7 1,3 24,0 - 29,1 16,4 22,4 0,8 23,3 - 32,6 25,7 43,7 5,2 4,9 - 19,9 22,0 49,2 4,5 4,8 0,002 12,3 Hiện nay, mức độ tiêu thụ các sản phẩm năng lượng không đồng đều trên cả nước: miền Bắc tiêu thụ 30 – 35%, miền Trung 10 -15% và miền Nam 55 – 60% so với thị trường cả nước. Theo thống kê điều tra của Petro Vietnam, tốc độ tăng hàng năm trong tiêu thụ các sản phẩm năng lượng ở Việt Nam, giai đoạn 1986 – 1994 trung bình là 12,17%/năm, đặc biệt 2 năm gần đây, 1992 – 1994 tốc độ hàng năm là 18,47%/năm. Mức độ tiêu thụ sản phẩm năng lượng từ dầu khí tính trên đầu người tuy đã có tăng lên, nhưng vẫn còn thấp so với nhiều nước trong khu vực Châu Á – Thái Bình Dương. Các sản phẩm phi năng lượng: Trong các sản phẩm phi năng lượng, nhu cầu của thị trường những năm qua tập trung vào các loại sau: Nhớt cho động cơ và nhớt cho máy móc cơ khí. Bitum cho các công trình giao thông vận tải. Nhu cầu về nhớt chủ yếu là cho các loại động cơ, do đó nhu cầu về nhớt phụ thuộc vào lượng nhiên liệu tiêu thụ, thông thường khoảng 4% tổng nhiên liệu đã tiêu thụ. Lượng nhớt tiêu thụ trên thị trường những năm qua như sau: Bảng 3: Tiêu thụ nhớt ở Việt Nam qua các năm Năm 1990 1991 1992 1993 1994 1995 2000 Mức tiêu thụ (tấn) 65.000 78.000 85.000 98.000 110.000 130.000 230.000 Nhu cầu nhựa đường những năm qua tăng lên khá nhanh, do việc sữa chữa và làm mới các công trình gia thông, sân bay, bến bãi. Theo số liệu các công ty Vietranscimex, Vietranimex, Petrolimex, số lượng bitum đã nhập cho nhu cầu trong cả nước những năm qua như sau: Năm 1990 1991 1992 1993 Số lượng bitum nhập (tấn) 40.000 50.000 100.000 150.000 Để cung ứng các sản phẩm dầu khí cho nhu cầu thị trường trước giải phóng ở miền Bắc, các sản phẩm dầu khí đều do nhà nước độc quyền kinh doanh và phân phối qua Tổng cục vật tư, từ các kho chính ở Hải Phòng theo các ống dẫn về Hà Nội và một số tỉnh Đồng bằng sông Hồng, trong khi đó ở miền Nam, các sản phẩm dầu khí đều do 3 công ty ngoại quốc độc quyền cung ứng với cơ cấu như sau: Bảng 4: Thị phần cung ứng sản phẩm năng lượng của các công ty trước 1975 Sản phẩm Công ty, % sản phẩm cung ứng SHELL ESSO CALTEX Xăng 58,8 27,8 13,4 Dầu hoả 58,0 30,0 12,0 DO 58,9 27,4 13,7 FO 59,3 27,6 13,1 Các sản phẩm nhập từ Singapor và Malaixia đều đưa vào nhà kho chính ở Nhà Bè, với hệ thống cầu cảng xuất nhập, hệ thống bồn chứa cho những loại sản phẩm số lượng lớn, có khả năng tồn trữ 240 triệu lít, bằng 10 -20% tổng số sản phẩm cung ứng cho thị trường 1 năm. Những loại sản phẩm nhu cầu ít nhưng lại đa dạng, như nhớt, có một xưởng pha chế nhớt từ dầu gốc nhập (5 loại) thành các dầu nhớt cho mọi đối tượng sử dụng (120 loại). Hiện nay, để cung ứng các loại sản phẩm dầu khí, nhà nước độc quyền và chính thức cho phép 5 công ty sau đây đứng ra nhập và phân phối cho các thị trường sau: Bảng 5: Các công ty được phép kinh doanh sản phẩm dầu khí Công ty Thị trường Petrolimex Cả nước Petechim - Kerogasimex - Saigonpetro TP. Hồ Chí Minh Airimex Hàng không Trên thực tế, thị trường miền Bắc do Petrolimex độc quyền, thị trường TP. Hồ Chí Minh và các tỉnh phia Nam là cuộc cạnh tranh giữa Saigonpetro, Petechim và Petrolimex. Mỗi công ty đều có hệ thống bồn chứa, cấp phát, hệ thống cây xăng đại lý riêng cho mình. Trên phương diện cả nước, phần cung ứng sản phẩm dầu khí của các công ty trong năm 1993 như sau: Bảng 6: Thị phần cung ứng năng lượng của các công ty năm 1993 Sản phẩm Công ty, % sản phẩm cung ứng PETROLIMEX PETECHIM KEROGASIMEX SAIGONPETRO AIRIMEX Xăng 66,2 14,5 1,2 18,1 - Dầu hoả 20,0 20,0 60,0 - - DO 59,2 22,5 2,0 16,3 - FO 97,8 2,2 - - - Jet A1 39,1 - - - 60,9 Ngoài ra, từ năm 1993 một số công ty nói trên (Saigonpetro, Petrolimex) cùng với công ty Elf gas Saigon đã đưa rat hi trường các loại sản phẩm LPG cho nhân dân dùng làm nhiên liệu sinh hoạt với mức tăng nhanh hàng năm: 1993 – 2.400 tấn, 1994 – 27.000 tấn, 1995 – 38.700 tấn, 2000 – 100.000 tấn. Nhu cầu thị trường các sản phẩm dầu khí trong tương lai: Do là một nước đang phát triển nên nhu cầu tiêu thụ sản phẩm xăng dầu ở Việt Nam trong tương lai sẽ tăng rất nhanh, với mức trung bình khoảng 6 - 7%/năm từ năm 2011 - 2020 và khoảng 4 - 4,5%/năm từ năm 2021 - 2050. Nhu cầu các sản phẩm xăng dầu vào các năm 2010, 2020, 2050 tương ứng là khoảng 17,5 - 18 triệu tấn, 32,7 - 36,5 triệu tấn và 106 - 135 triệu tấn. Nhu cầu dầu làm nguyên liệu trong công nghiệp hóa dầu tăng nhanh: cần khoảng 8 triệu tấn vào năm 2010 và trên 17 triệu tấn vào năm 2020. Tương tự là nhu cầu tiêu thụ khí (80% cho sản xuất điện): năm 2010 cần khoảng 8 - 10 tỷ m3, và có thể lên đến 14 - 18 tỷ m3 vào năm 2020, tùy thuộc vào khả năng cấp khí... HIỆN TRẠNG KHAI THÁC: Tiềm năng dầu khí ở Việt Nam: Để đánh giá được tiềm năng dầu khí, trước hết cần phân biệt các thuật ngữ khi đề cập đến vấn đề này, tránh những ngộ nhận. Theo Charles J-Johnson, có ba cách đưa ra các con số để đánh giá tiềm năng dầu khí của một nước: Trữ lượng có thực: để chỉ lượng dầu và khí đã được phát hiện và chắc chắn tới trên 80% là có khả năng khai thác thương mại trong điều kiện kinh tế kỹ thuật hiện nay. Trữ lượng có khả năng: chỉ lượng dầu và khí có từ 50% đến 80% là có dầu, khí và có khả năng khai thác thương mại trong điều kiện kinh tế và kỹ thuật hiện tại. Trữ lượng tiềm năng: chỉ lượng dầu và khí mà các nhà địa chất tin là có thể có tại một điểm nào đó, và sau khi thăm dò có thể chuyển sang dạng trữ lượng đã được chứng minh có thực. Trữ lượng tiềm năng thường được đánh giá dựa trên các phương pháp dự đoán và theo đánh giá chủ quan của các chuyên gia địa chất. Hình 5: Các vùng có triển vọng dầu – khí ở thềm lục địa Việt Nam Trong “Bách khoa toàn thư dầu khí thế giới” năm 1993, lần đầu tiên xuất hiện bản đồ dầu khí Việt Nam, cùng lời giới thiệu quốc gia dầu khí non trẻ này trong cộng đồng các quốc gia dầu khí thế giới. Ở bản đồ này giới thiệu những khu vực có triển vọng có dầu khí ở Việt Nam và đưa ra các con số ước tính về trữ lượng tiềm nằng dầu khí Việt Nam, khoảng 1,5 – 3 tỷ thùng dầu (từ 200 – 400 triệu tấn) và khoảng 1 – 4 nghìn tỷ feet khối (khoảng 28 – 110 tỷ m3) khí thiên nhiên. Con số này rất thấp so với các két quả thăm dò và tính toán thực tế hiện nay. Năm 1994, cũng trong Bách khoa toàn thư dầu khí thế giới đã đưa con số về trữ lượng có thực đã chứng minh dầu khí Việt Nam và xếp Việt Nam vào vị trí thứ 6 trong 7 nước Châu Á – Thái Bình Dương. Bảng7: Trữ lượng dầu khí có thực đã được chứng minh của một số nước Châu Á – Thái Bình Dương (tính tới 1 – 1 – 1993) TT Tên nước Dầu (tỷ thùng) Khí (1000 tỷ feet khối) Tổng dầu và khí quy đổi (tỷ thùng dầu quy đổi) Malaixia 4,3 76,7 18,8 Indonexia 5,8 64,4 18,0 Oxtraylia 1,8 18,3 5,3 Brunay 1,4 14,0 4,0 SNG 0,3 15,0 3,1 Việt Nam 1,2 3,7 1,9 Thái Lan 0,2 8,5 1,8 Theo như bảng trên đây cho thấy tỷ lệ giữa khí/dầu trung bình của các nước là 16, trong khi đó của Việt Nam chỉ là 3, tức là bằng 1/5 mức trung bình của các nước trong khu vực. Điều này đặt ra một nghi vấn, đòi hỏi tiếp tục đánh giá. Thực tế gần đây, nhiều mỏ khí lớn đã được phát hiện như Lan Tây, Lan Đỏ do Công ty BP phát hiện, trữ lượng ước tính 57 tỷ m3 khí thiên nhiên. Cũng theo tính toán của Công ty BP, trữ lượng tiềm năng khí của Việt Nam khoảng 300 – 400 tỷ m3. Nếu giả định rằng Việt Nam có trữ lượng khí/dầu tương đương với 6 nước trong khu vực thì trữ lượng khí sẽ là 19 nghìn tỷ feet khối, tức cao gấp 5 lần mức thông báo và rõ ràng con số này phù hợp với dự báo trữ lượng 400 tỷ m3 do BP đưa ra. Vì vậy, sẽ có sự thay đổi đáng kể trong bảng xấp hạng nói trên. Tháng 5/1994, Charles J-Johnson, chuyên gia dầu khí Viện hệ thống tài nguyên thuộc Trung tâm Đông Tây (East – West Center – Mỹ) đã đưa ra ước tính mức trữ lượng dầu khí Việt Nam sẽ phát hiện và chứng minh trong vòng 10 – 15 năm tới. Bảng 8: Trữ lượng có thực, trữ lượng có khả năng và trữ lượng tiềm năng dầu khí ở Việt Nam (theo Charles J-Johnson) Loại trữ lượng Dầu (tỷ thùng) Khí (1000 tỷ feet khối) Thấp T/bình Cao Thấp T/bình Cao Trữ lượng có thực 0,9 1,2 1,3 3,0 5,0 8,0 Trữ lượng có khả năng 0,7 0,8 1,4 9,0 15,0 27,0 Trữ lượng tiềm tàng 1,6 2,0 2,7 12,0 20,0 35 Tuy vậy, những ước tính về tiềm năng dầu khí không bao giừo giống nhau, phụ thuộc vào các nguồn thông tin và độ tin cậy của các dự báo. Theo con số tính toán của Ngân hàng thế giới đưa ra trong năm 1993, trữ lượng tiềm năng dầu của Việt Nam là 4 – 6 tỷ thùng, cao hơn những con số của Charles J-Johnson đưa ra, nhưng cũng theo số liệu dự báo của Ngân hàng thế giới, trữ lượng khí của Việt Nam chỉ 4 – 6 nghìn tỷ feet khối, con số này lại thấp hơn những ước tính của Charles J-Johnson. Theo Petro Vietnam, căn cứ vào các kết quả nghiên cứu khảo sát địa chất cũng như các phát hiện dầu khí gần đây của các công ty nước ngoài đã đưa ra con số ước tính trữ lượng tiềm năng dầu khí Việt Nam có thể đến 5 – 6 tỷ tấn (kể cả khí quy đổi). Con số này rõ rang cao hơn những dự đoán đã nêu, chủ yếu vì những tính toán của Charles J-Johnson đưa ra vào thời điểm chưa có phát hiện mới dồn dập của các công ty nước ngoài từ năm 1993 – 1994 trở lại đây. Chính vì vậy, Petro Vietnam đã đặt mục tiêu đưa sản lượng dầu khí vào năm 2000 lên 20 triệu tấn dầu quy đổi không phải là không có cơ sở. Sản lượng dầu khí cực đại giai đoạn sau năm 2000 dự báo sẽ không thấp hơn 35 – 40 triệu tấn/năm và có thể kéo dài đến năm 2010. Theo số liệu thống kê năm 2009 của Tập đoàn dầu khí Việt Nam, tổng tiềm năng dầu khí tại các bể trầm tích: Sông Hồng, Phú Khánh, Nam Côn Sơn, Cửu Long, Ma lay - Thổ Chu, Vùng Tư Chính - Vũng Mây... đã được xác định tiềm năng và trữ lượng đến thời điểm này là từ 0,9 đến 1,2 tỷ m3 dầu và từ 2.100 đến 2.800 tỷ m3 khí. Trữ lượng đã được xác minh là gần 550 triệu tấn dầu và trên 610 tỷ m3 khí. Trữ lượng khí đã được thẩm lượng, đang được khai thác và sẵn sàng để phát triển trong thời gian tới vào khoảng 400 tỷ m3. Với các biện pháp đồng bộ, đẩy mạnh công tác tìm kiếm - thăm dò, khoảng từ 40 đến 60% trữ lượng nguồn khí thiên nhiên của nước ta sẽ được phát hiện đến năm 2015. Sản lượng khai thác dầu khí ở Việt Nam: Hiện nay, ngành Dầu khí nước ta đang khai thác dầu khí chủ yếu tại 6 khu mỏ bao gồm: Bạch Hổ, Rồng, Đại Hùng, Hồng Ngọc, Rạng Đông, Bunga Kekwa - Cái Nước và chuẩn bị chính thức đưa vào khai thác mỏ khí Lan Tây - lô 06.l. Công tác phát triển các mỏ Rạng Đông, Ruby và Emeral, Lan Tây - Lan Đỏ, Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng, Hải Thạch, Rồng Đôi, Kim Long, Ác Quỷ, Cá Voi... đang được triển khai tích cực theo chương trình đã đề ra, đảm bảo duy trì và tăng sản lượng khai thác dầu khí cho những năm tới. Dự kiến, mỏ Sư Tử Đen (lô 15-1) sẽ được đưa vào khai thác trong quý 4 năm 2010. Những phát hiện về dầu khí mới đây ở thềm lục địa miền Nam nước ta rất đáng phấn khởi, 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-l, giếng Voi Trắng-IX cho kết quả 420 tấn dầu và 22.000m3 khí/ ngày. Lô 15.1, giếng Sư Tử Vàng – 2X cho kết quả 820 tấn dầu và giếng Sư Tử Đen – 4X cho kết quả 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 650.000m3 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. Tính chung, 2 năm đầu thế kỷ mới, ngành Dầu khí nước ta đã thăm dò phát hiện gia tăng thêm trữ lượng trên 70 triệu tấn dầu thô và hàng chục tỷ m3 khí để tăng sản lượng khai thác trong những năm tiếp theo. Năm 2006, Tổng công ty Dầu khí Việt Nam bố trí kế hoạch khai thác 20,86 triệu tấn dầu thô quy đổi (tăng 1,5 triệu tấn so với mức đã thực hiện trong năm 2002). Đây là năm đầu tiên nước ta khai thác trên 20 triệu tấn dầu thô quy đổi. Trong đó có 17,6 triệu tấn dầu thô và 3,7 tỷ m3 khí thiên nhiên. Dự kiến năm 2010, ngành Dầu khí nước ta sẽ khai thác từ trên 30 đến 32 triệu tấn dầu thô quy đổi, nhằm đáp ứng các ngành năng lượng và sản xuất công nghiệp của cả nước. Dầu khí Việt Nam đang trở thành một trong những lĩnh vực đầu tư nước ngoài sôi động: Nhiều tập đoàn dầu khí lớn đang có kế hoạch đầu tư và mở rộng hoạt động tại Việt Nam. Ngoài số hợp đồng thăm dò khai thác được Tổng công ty Dầu k