Tổng quan về tài nguyên dầu khí của Việt Nam

Chương Tổng quan về tài nguyên dầu khí của Việt Nam 3 39 Chương 3. Tổng quan về tài nguyên dầu khí của Việt nam Công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí ở Việt Nam được bắt đầu từ đầu những năm 60 của thế kỷ trước, nhưng hoạt động tìm kiếm thăm dò chỉ thực sự được triển khai mạnh mẽ từ khi thành lập Tổng cục Dầu mỏ và khí đốt Việt Nam vào năm 1975. Sau 30 năm xây dựng và phát triển Tổng công ty Dầu khí Việt đã có những bước tiến vượt bậc, nhất là từ khi Luật Đầu tư nước ngoài tại Việt Nam được Nhà nước ban hành (29/12/1987), đã thu hút được hàng chục công ty dầu khí thế giới đầu tư vào thăm dò dầu khí với số vốn đầu tư cho thăm dò khai thác trên 7 tỷ USD, phát hiện nhiều mỏ dầu khí mới, sản lượng khai thác dầu khí tăng nhanh, đảm bảo an ninh năng lượng Quốc gia, góp phần đưa đất nước ra khỏi khủng hoảng kinh tế cuối thập niên 80 của thế kỷ 20 và đưa Việt Nam vào danh sách các nước xuất khẩu dầu trên thế giới. Trừ các hợp đồng nhượng địa được ký trước năm 1975, từ hợp đồng PSC đầu tiên được ký vào năm 1978 cho đến nay (31- 12-2004) đã có trên 50 hợp đồng dầu khí (JV, PSC, BCC, JOC) được ký, trong đó chủ yếu là các hợp đồng ở vùng thềm lục địa đến 200m nước, chỉ có 1 hợp đồng ở đất liền và 1 hợp đồng ở vùng nước sâu. Hiện nay có 27 hợp đồng đang hoạt động gồm 15 hợp đồng ở giai đoạn thăm dò, 12 hợp đồng đang phát triển và khai thác (xem chi tiết ở chương 2). Kết quả công tác tìm kiếm thăm dò trong thời gian qua đã xác định được các bể trầm tích Đệ Tam có triển vọng dầu khí: 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 (Hình 3.1). Tuy nhiên do đặc điểm hình thành và phát triển riêng của từng bể trầm tích nên chúng có đặc điểm cấu trúc, địa tầng trầm tích cũng như các điều kiện về hệ thống dầu khí khác nhau, do vậy tiềm năng dầu khí của mỗi bể có khác nhau với các đặc trưng chính về dầu khí đã phát hiện của các bể như sau: Bể Cửu Long: Chủ yếu phát hiện dầu, trong đó có 5 mỏ đang khai thác (Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông, Hồng Ngọc, Sư Tử Đen) và nhiều mỏ khác (Sư Tử Vàng, Sư Tử Trắng...) đang chuẩn bị phát triển. Đây là bể chứa dầu chủ yếu ở thềm lục địa Việt Nam. Bể Nam Côn Sơn: Phát hiện cả dầu và khí (tỷ lệ phát hiện khí, khí - condensat cao hơn) trong đó có 2 mỏ đang khai thác là mỏ dầu Đại Hùng và mỏ khí Lan Tây-Lan Đỏ, 1. Giới thiệu 40 Địa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam ngoài ra còn một số mỏ khí đang phát triển (Rồng Đôi-Rồng Đôi Tây, Hải Thạch...). Bể Sông Hồng: Chủ yếu phát hiện khí, trong đó mỏ khí Tiền Hải “C” ở đồng bằng sông Hồng (miền võng Hà Nội) đang được khai thác và một số phát hiện khác ở ngoài Hình 3.1. Sơ đồ phân bố các mỏ dầu khí ở Việt Nam 41 Chương 3. Tổng quan về tài nguyên dầu khí của Việt nam khơi vịnh Bắc Bộ. Bể Malay - Thổ Chu: Phát hiện cả dầu và khí trong đó các mỏ dầu- khí: Bunga Kekwa-Cái Nước, Bunga Raya, Bunga Seroja ở vùng chồng lấn giữa Việt Nam và Malaysia đang được khai thác. Nhìn chung các phát hiện dầu khí thương mại ở thềm lục địa và đất liền Việt Nam cho đến nay thường là các mỏ nhiều tầng chứa dầu, khí trong các dạng play có tuổi khác nhau: móng nứt nẻ trước Đệ Tam (play 1), cát kết Oligocen (play 2), cát kết Miocen (play 3), carbonat Miocen (play 4) và đá phun trào (play 5), trong đó play móng phong hoá nứt nẻ trước Đệ Tam là đối tượng chứa dầu chủ yếu ở bể Cửu Long với các mỏ khổng lồ. Tùy thuộc vào đặc điểm thành tạo các play này lại được chia ra các play phụ (xem bảng 3.1). Tổng quan trữ lượng và tiềm năng dầu khí Việt Nam được nêu trong chương này dựa trên cơ sở kết quả các báo cáo tính trữ lượng các mỏ, các phát hiện dầu khí hàng năm của các nhà thầu và các đơn vị thăm dò khai thác dầu khí của Petrovietnam cũng như kết quả của đề án khí tổng thể năm 1996 “Vietnam Gas Master plan” và đề án “Vietnam Total Resource Assessment” (VITRA) năm 1997 được cập nhật đến 31-12-2004. Hệ thống phân cấp trữ lượng hiện tại đang áp dụng ở Việt Nam theo 2 hệ thống. Các nhà thầu dầu khí (hợp đồng PSC, BCC, JOC) áp dụng hệ thống phân cấp của Hội kỹ sư dầu khí (SPE), còn XNLD “Vietsovpetro” vẫn tiếp tục áp dụng hệ thống phân cấp của Nga được sửa đổi ban hành năm 2001. Hệ thống phân cấp trữ lượng mới của ngành dầu khí Việt Nam được biên soạn tương tự theo hệ thống phân cấp của SPE, CCOP dự kiến sẽ hoàn thiện ban hành trong năm 2005. Con số trữ lượng thống kê trong đề án VITRA đã tính tới các yếu tố của hệ thống phân cấp mới của Petrovietnam cho hầu hết các mỏ (trừ các BĨ MiỊn vâng S«ng Phĩ Cưu Nam T− ChÝnh Nhãm bĨ Malay Play Hμ Néi Hång Kh¸nh Long C«n S¬n Vịng M©y T.Sa, H.Sa Thỉ Chu Pliocen 3d Turbidit Miocen 3d Turbidit Turbidit trªn 3c H¹t vơn 4 Carbonat, Carbonat Miocen gi÷a 3b H¹t vơn H¹t vơn H¹t vơn Carbonat/ H¹t vơn H¹t vơn Miocen d−íi 3a TrÇm tÝch H¹t vơn 2d H¹t vơn TrÇm tÝch ch©u thỉ, Oligocen 2c biĨn n«ng TT ch©u thỉ, TrÇm tÝch h¹t vơn 2b ®Çm hå TrÇm tÝch 2a/5 ch©u thỉ Phun trμo Mãng tr−íc 1 Mãng (granit, granodiorit…) phong ho¸ nøt nỴ, Carbonat hang hèc Kainozoi Play ®· ®−ỵc x¸c minh Play ch−a ®−ỵc x¸c minh Bảng 3.1. Phân chia Play các bể trầm tích Đệ Tam Việt Nam 42 Địa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam mỏ Bạch Hổ, Rồng thuộc “Vietsovpetro”). Con số trữ lượng dầu khí tính đến 31/12/2004 phản ánh cấp trữ lượng thương mại của các mỏ đã phát triển đang khai thác và các phát hiện đang được đánh giá (kỹ thuật - thương mại) có triển vọng thương mại. Đó chính là tài sản có giá trị mà ngành dầu khí Việt Nam cần phải quản lý và đảm bảo khai thác an toàn có hiệu quả để góp phần phát triển nền kinh tế quốc dân. 2. Thành công trong tìm kiếm thăm dò Tính đến 31-12-2004 đã có trên 70 phát hiện dầu khí, tuy nhiên chỉ có 51 phát hiện được đưa vào đánh giá thống kê trữ lượng, trong đó có 24 phát hiện dầu chủ yếu ở bể Cửu Long, 27 phát hiện khí (kể cả phát hiện khí-dầu) phân bố ở các bể: Nam Côn Sơn, Malay-Thổ Chu, Cửu Long và sông Hồng (Hình 3.2a, 3.2b). Trữ lượng phát hiện chủ yếu ở vùng lãnh hải và thềm lục địa đến 200 m nước, chỉ có 2 phát hiện khí ở đất Hình 3.2c. Trữ lượng dầøu khí phát hiện gia tăng hàng năm Hình 3.2a. Phân bố các phát hiện dầu khí Hình 3.2b. Trữ lượng dầu khí phát hiện 43 Chương 3. Tổng quan về tài nguyên dầu khí của Việt nam liền (MVHN). Trữ lượng dầu khí phát hiện gia tăng hàng năm và tính cho giai đoạn 1982-2004 được minh hoạ ở hình 3.2c, 3.2d. 0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 1982 1992 2002 2004 Tr iƯ u tÊ n DÇu KhÝ Hình 3.2d. Trữ lượng dầu khí giai đoạn 1982-2004 Hoạt động thăm dò có bước đột biến và phát triển liên tục từ khi Luật Đầu tư nước ngoài ở Việt Nam được ban hành và nhất là từ khi nhà nước ban hành Luật Dầu khí năm 1993. Mức độ hoạt động thăm dò phụ thuộc vào chu kỳ thăm dò của các hợp đồng dầu khí và giá dầu biến đổi trên thị trường thế giới liên quan chặt chẽ với thị trường dầu OPEC. Số giếng khoan thăm dò cao nhất vào các năm 1994-1996 là 28-32 giếng, trung bình trong giai đoạn 1991 đến nay là 15 giếng/năm. Trong thời gian từ 1997-1999 do khủng hoảng kinh tế khu vực Đông Nam Á và giá dầu giảm mạnh xuống đến 14USD/ thùng vào tháng 8 năm 1998 ở phần lớn các khu vực trên thế giới bao gồm cả Châu Á -Thái Bình Dương đã ảnh hưởng không nhỏ đến công tác thăm dò nên số giếng thăm dò trong những năm này chỉ còn 4-6 giếng/năm. Từ năm 2000 khi giá dầu thế giới tăng lên trên 20USD/thùng nhịp độ khoan thăm dò lại được tăng lên và đạt 20 giếng thăm dò trong năm 2004. Số giếng phát triển đến nay trên 320 giếng, trung bình 17 giếng/năm (Hình 3.3). Đầu tư cho công tác TKTD trong giai đoạn 1988- 2000 ở bể Nam Côn Sơn là lớn nhất, thấp nhất là bể Malay-Thổ Chu (Hình 3.4). 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 Ch i p hÝ (T riª u US D) Cưu Long Nam C«n S¬n S«ng Hång ML Thỉ Chu Hình 3.4. Chi phí TKTD 1988-2000 (theo VPI) Tỷ lệ thành công các giếng thăm dò phụ Hình 3.3. Biểu đồ khoan thăm dò, khoan phát triển và giá dầu hàng năm 0 5 10 15 20 25 30 35 19 71 19 72 19 73 19 74 19 75 19 76 19 77 19 78 19 79 19 80 19 81 19 82 19 83 19 84 19 85 19 86 19 87 19 88 19 89 19 90 19 91 19 92 19 93 19 94 19 95 19 96 19 97 19 98 19 99 20 00 20 01 20 02 20 03 20 04 Sè gi Õn g 0.00 10.00 20.00 30.00 40.00 50.00 60.00 70.00 80.00 90.00 G i¸ dÇ u U SD /th ïn g GiÕng thăm dß GiÕng ph¸t triĨn Gi¸ dÇu theo năm Gi¸ dÇu qui vỊ năm 2002 19 71 19 72 19 73 19 74 19 75 19 76 19 77 19 78 19 79 19 80 19 81 19 82 19 83 19 84 19 85 19 86 19 87 19 88 19 89 19 90 19 91 19 92 19 93 19 94 19 95 19 96 19 97 19 98 19 99 20 00 20 01 20 02 20 03 20 04 Sè gi Õn g G i¸ dÇ u U SD /th ïn g 44 Địa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam thuộc vào điều kiện địa chất của từng bể, từng play và đặc biệt phụ thuộc vào công nghệ được áp dụng trong từng giai đoạn. Tỷ lệ thành công các giếng thăm dò ở đất liền (MVHN) là thấp nhất (>10%) do khoan thăm dò được thực hiện chủ yếu trước năm 1980 trên cơ sở tài liẹâu địa chấn 2D được thu nổ, xử lý theo công nghệ cũ. Hệ số thành công các giếng thăm dò ở bể sông Hồng, Nam Côn Sơn tương ứng là 32% và 36%. Ở bể Cửu Long, Malay-Thổ Chu nhờ áp dụng công nghệ thu nổ, xử lý và minh giải tài liệu địa chấn 3D mới (PSDM, AVO, AI hoặc EI...) nên hệ số thành công rất cao tương ứng là 59% và 80%. Đặc biệt sự kiện phát hiện dầu trong móng trước Đệ Tam ở mỏ Bạch Hổ đã mở ra quan điểm mới trong thăm dò giúp cho nhiều công ty dầu điều hành các hợp đồng dầu khí khoan thăm dò thành công phát hiện nhiều mỏ dầu mới ở bể Cửu Long, trong đó công ty JVPC và Cửu Long JOC đã phát hiện 2 mỏ dầu lớn (Rạng Đông và Sư Tử Đen) trên các cấu tạo mà trước đây (1978-1980) công ty DEMINEX đã khoan thăm dò nhưng không phát hiện dầu và đã chấm dứt hợp đồng, hoàn trả diện tích. Cũng trong diện tích này gần với mỏ Sư Tử Đen công ty Cửu Long JOC còn phát hiện 2 mỏ dầu khí lớn là Sư Tử Vàng và Sư Tử Trắng. Tỷ lệ thành công khoan thăm dò từng play thay đổi từ 31-42% cụ thể như sau: Móng phong hoá nứt nẻ trước Đệ Tam 34%, Oligocen 32%, Miocen 31%, carbonat Miocen 37% và Miocen trên- Pliocen dưới 42%. Giá thành phát hiện dầu khí phụ thuộc vào tỷ lệ thành công của các giếng thăm dò và qui mô trữ lượng của các phát hiện trong từng giai đoạn. Giá thành thăm dò cao nhất ở đất liền thuộc MVHN nơi có cấu trúc địa chất rất phức tạp và điều kiện thi công địa chấn và khoan thăm dò rất khó khăn, thấp nhất ở bể Cửu Long là 0,53 USD/ thùng dầu qui đổi (Hình 3.5). Điều Hình 3.6. Trữ lượng và tiềm năng dầu khí theo mức độ thăm dò LËp kÕ ho¹ch 209.33 (~17%) §ang ®¸nh gi¸ 106.84 (~9%) §· khai th¸c 207.58 (~17%) §ang khai th¸c 292.6 (~25%) CÊp 4+5 394.19 33% Kh«ng th−¬ng m¹i 246.5 (~20%) Ch−a ®¸nh gi¸ 147.69 (12%) 0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4 4.5 C hi p hÝ U SD /th ïn g MVHN S«ng Hång Nam C«n S¬n MLThỉ Chu Cưu Long Hình 3.5. Giá thành thăm dò (theo VPI) 45 Chương 3. Tổng quan về tài nguyên dầu khí của Việt nam đó chứng tỏ còn nhiều khả năng phát hiện các mỏ dầu khí mới ở thềm lục địa với giá thành khoảng 1,5 USD/thùng dầu qui đổi. 3. Tài nguyên dầu khí của Việt Nam 3.1. Hiện trạng nguồn tài nguyên dầu khí Kết quả tính trữ lượng và tiềm năng dầu khí đã phát hiện của các bể trầm tích Đệ Tam Việt Nam theo mức độ thăm dò tính đến ngày 31-12-2004 được trình bày ở hình 3.6. Tổng trữ lượng và tiềm năng dầu khí có khả năng thu hồi của các bể trầm tích Đệ Tam của Việt Nam khoảng 4300 triệu tấn dầu qui đổi (Hình 3.7, 3.8), đã phát hiện là 1.208,89 triệu tấn, chiếm khoảng 28% tổng tài nguyên dầu khí Việt Nam, trong đó trữ lượng dầu khí có khả năng thương mại Hình 3.8. Phân bố cấp trữ lượng và tiềm năng theo play (theo mức độ thăm dò) 0.00 500.00 1000.00 1500.00 2000.00 T ri Ưu t Ên q ui d Çu Play 1 Play 2 Play 3 Play 4&5 §· khai th¸c Ph¸t hiƯn cßn l¹i Ch−a ph¸t hiƯn 0.00 200.00 400.00 600.00 800.00 1000.00 1200.00 T iƯ u tÊ n qu i d Çu S«ng Hång Phĩ Kh¸nh Cưu Long Nam C«n S¬n ML-Thỉ Chu T− ChÝnh §· khai th¸c §ang khai th¸c LËp kÕ ho¹ch §ang ®¸nh gi¸ Kh«ng th−¬ng m¹i Ch−a ®¸nh gi¸ Ch−a ph¸t hiƯn Hình 3.7. Phân bố cấp trữ lượng và tiềm năng theo bể (theo mức độ thăm dò) 46 Địa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam là 814,7 triệu tấn dầu qui đổi, xấp xỉ 67% tài nguyên dầu khí đã phát hiện. Trữ lượng đã phát hiện tính cho các mỏ dầu khí gồm trữ lượng với hệ số thu hồi dầu khí cơ bản (khai thác bằng năng lượng tự nhiên) và trữ lượng thu hồi bổ sung do áp dụng các biện pháp gia tăng thu hồi (bơm ép nước) được tính cho các mỏ đã tuyên bố thương mại, phát triển và đang khai thác được phân bổ như sau: trữ lượng dầu và condensat khoảng 420 triệu tấn (khoảng 18 triệu tấn condensat), khí 394,7 tỷ m3 trong đó trữ lượng khí đồng hành 69,9 tỷ m3, khí không đồng hành 324,8 tỷ m3. Trữ lượng dầu đã khai thác 169,94 triệu tấn, khí đồng hành và không đồng hành đã khai thác khoảng 37,64 tỷ m3 trong đó lượng khí đưa vào bờ sử dụng chỉ đạt 18,67 tỷ m3 khí (50%), số khí còn lại được dùng tại mỏ và đốt bỏ để bảo vệ môi trường. Hiện nay (đến 31-12- 2004) trữ lượng còn lại 250,06 triệu tấn dầu và 357 tỷ m3 khí. 3.2. Trữ lượng dầu khí Việt Nam trong khung cảnh dầu khí toàn cầu Việt Nam là Quốc gia có tiềm năng dầu khí. Các mỏ dầu khí đã được phát hiện ở MVHN (đồng bằng Sông Hồng), ở bể Nam Côn Sơn và Cửu Long thuộc thềm lục địa Nam Việt Nam từ năm 1975, nhưng với trữ lượng không đáng kể nên trước năm 1990, trữ lượng dầu khí của Việt Nam chưa được thống kê trong khu vực và thế giới. Chỉ sau khi phát hiện và khai thác dầu từ móng nứt nẻ trước Đệ Tam của mỏ Bạch Hổ ở bể Cửu Long trữ lượng dầu của Việt Nam mới được đưa vào thống kê đầu tiên vào năm 1990 và sau khi phát hiện mỏ khí Lan Tây - Lan Đỏ ở bể Nam Côn Sơn trữ lượng khí của Việt Nam mới đươc đưa vào bảng thống kê của thế giới từ năm 1992. Theo thống kê của BP (BP 2004 Statistical Review of World Energy) trữ lượng dầu thế giới vẫn giữ được mức tăng trưởng so với năm 1992 và đạt 1.147,8 tỷ thùng cuối năm 2003 chủ yếu tập trung ở khu vực Trung Đông (63%), điều đó cho thấy tầm quan trọng của các nước trong khu vực này đối với việc cung cấp dầu trên thế giới. Trong khi đó ở khu vực Châu Á-Thái Bình Dương từ năm 1992 đến 31-12-2003 trữ lượng dầu tăng khoảng 3 tỷ thùng từ 44,6 tỷ thùng lên 47,7 tỷ thùng chỉ chiếm khoảng 4% trữ lượng dầu thế giới (hình 3.9a). Mặc dù trữ lượng dầu của Việt Nam đã tăng lên khoảng 1,7 lần so với năm 1992 từ 250,9 triệu tấn (1.930 triệu thùng) lên 420 triệu tấn (3.203 triệu thùng) vào cuối năm 2004 nhưng vẫn là rất nhỏ so với trữ lượng dầu của thế giới và chỉ chiếm khoảng 7,8% trữ lượng dầu của khu vực Châu Á - Thái Bình Dương, đứng hàng thứ 6 (sau Malaysia) trong khu vực Châu Á- Thái Bình Dương (Hình 3.9b). Tổng trữ lượng khí của thế giới đến cuối 2003 khoảng 175,78 nghìn tỷ m3 (6204,9 TSCF), trong đó các nước khu vực Châu Á - Thái Bình Dương có trữ lượng khí khoảng 13,47 nghìn tỷ m3 (475,6 TSCF) chiếm khoảng 8% trữ lượng khí thế giới, đứng thứ 4 sau Châu Phi (hình 3.10a). Trữ lượng khí của Việt Nam mặc dù tăng 3 lần từ 120 tỷ m3 (4,3 TSCF) vào năm 1992 lên 395 tỷ m3 (14 TSCF) vào năm 2004 nhưng chỉ chiếm khoảng 2,9% trữ lượng khí khu vực Châu Á-Thái Bình Dương (Hình 3.10b) và xếp thứ 9 sau Papua New Guinea. Nghiên cứu xu hướng biến động trữ lượng dầu khí khu vực Châu Á-Thái Bình Dương cho thấy trong khi các nước Trung 47 Chương 3. Tổng quan về tài nguyên dầu khí của Việt nam Quốc, Ấn Độ, Indonesia, Malaysia trữ lượng dầu giảm so với năm 1992 thì Việt Nam lại có sự tăng trữ lượng nhanh cả dầu và khí. Thành công trong thăm dò gia tăng trữ lượng dầu khí của Việt Nam là do hàng loạt các hợp đồng dầu khí được ký ở các vùng mới và hoạt động thăm dò sôi động mở rộng ra toàn thềm lục địa đến vùng nước sâu 200m. Mặt khác khoan thăm dò và phát triển mỏ Bạch Hổ lần đầu tiên đã phát hiện dầu trong móng trước Đệ Tam bổ sung nguồn trữ lượng rất lớn để duy trì và tăng sản lượng khai thác. Như vậy ngay cả như những phát hiện mới bị giảm đi, số lượng và qui mô, trữ lượng có khả năng tăng mạnh đáng kể ở các vùng xung quanh mỏ sẵn sàng khai thác. Điều đó nhấn mạnh tầm quan trọng các hoạt động phát triển ở Hình 3.9a. Phân bố trữ lượng dầu các khu vực trên Thế giới 0 100 200 300 400 500 600 700 800 N gh ×n T ri Ưu t hï ng Trung Đông Châu Âu và Á-Âu Nam và Trung Mỹ Châu Phi Bắc Mỹ Châu Á- TBD Hình 3.9b. Phân bố trữ lượng dầu các nước khu vực Châu Á- Thái Bình Dương 0 5 10 15 20 25 N gh ×n t ri Ưu t hï ng Tr un g Q uo ác A ÙÂn Đ ộ In do ne si a U Ùc M al ay si a V ie ät N am B ru ne i T ha ùi L an P ap ua N ew G ui ne a 48 Địa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam các mỏ đã phát hiện trong việc thăm dò hợp lý các tiềm năng dầu khí có thể. 4. Phân bố trữ lượng dầu 4.1. Phân bố trữ lượng dầu chi tiết. Trữ lượng dầu của Việt Nam tính đến 31- 12-2004 cho 24 mỏ có khả năng thương mại vào khoảng 402 triệu tấn (~3.100 BSTB). Như hình 3.11 trữ lượng dầu Việt Nam được tăng hàng năm rất nhanh kể từ năm 1988 sau khi phát hiện dầu trong móng nứt nẻ trước Đệ Tam ở mỏ Bạch Hổ. Năm 1988 trữ lượng ước tính vào khoảng 113 triệu tấn (860 BSTB) dầu có khả năng thu hồi (thu hồi cơ bản). Sau thời gian trên 10 năm đã được bổ sung vào nguồn trữ lượng khoảng 289 triệu tấn nâng tổng số trữ lượng dầu đến 31-12-2004 đạt 402 triệu tấn. Cũng trong cùng thời kỳ đã khai thác 169,94 triệu tấn chiếm 42% còn lại 232,06 triệu tấn. Trong số trữ lượng còn lại, trữ lượng đã và đang phát triển là 200,4 triệu tấn (~80%) ở 9 mỏ đang khai thác (kể cả mỏ dầu-khí), số còn lại chuẩn bị phát triển trong thời gian tới. Trữ lượng dầu tập trung chủ yếu ở bể Cửu Long chiếm tới 86% (khoảng 340,8 triệu tấn) trữ lượng dầu Việt Nam, trong đó trữ Hình 3.10a. Phân bố trữ lượng khí các khu vực trên Thế Giới 0 10 20 30 40 50 60 70 80 N gh ×n t û m 3 Trung Đông Châu Âu và Á-Âu Châu Phi Châu Á- TBD Bắc Mỹ Nam và Trung Mỹ Hình 3.10b. Phân bố trữ lượng khí các nước khu vực Châu Á- Thái Bình Dương 0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 N gh ×n t û m 3 In do ne si a U Ùc M al ay si a Tr un g Q uo ác A ÙÂn Đ ộ P ak is ta n T ha ùi L an P ap ua N ew G ui ne a V ie ät N am M ya nm ar B ru ne i B an gl ad es h 49 Chương 3. Tổng quan về tài nguyên dầu khí của Việt nam lượng dầu từ móng nứt nẻ trước Đệ Tam là 262 triệu tấn chiếm 63% tổng trữ lượng dầu của Việt Nam (Hình 3.12). Theo qui mô mỏ có 7 mỏ có trữ lượng trên 13 triệu tấn (>100 MMSTB) chiếm 80% trữ lượng dầu thuộc mỏ dầu có qui mô lớn - khổng lồ, trong đó mỏ dầu Bạch Hổ có trữ lượng trên 190 triệu tấn (~56%) ở bể Cửu Long là mỏ lớn nhất ở thềm lục địa Việt Nam (Hình 3.13). Dựa trên giới hạn chất lượng dầu giữa 22o và 31o API theo phân loại của Hội nghị năng lượng thế giới (WEC), dầu của các mỏ đang khai thác ở thềm lục địa Việt Nam chủ yếu thuộc loại nhẹ có tỷ trọng từ 38o đến 40,2oAPI, là loại dầu ngọt có hàm lượng lưu huỳnh rất thấp (0,03-0,09%TL), sạch (hàm lượng các chất gây nhiễm như V, Ni, N thấp), có nhiều parafin (hàm lượng parafin rắn 15-28%TL), Hinh 3.11. Biểu đồ tăng trưởng trữ lượng và dầu tại chỗ theo năm 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 19 75 19 76 19 77 19 78 19 79 19 80 19 81 19 82 19 83 19 84 19 85 19 86 19 87 19 88 19 89 19 90 19 91 19 92 19 93 19 94 19 95 19 96 19 97 19 98 19 99 20 00 20 01 20 02 20 03 20 04 D Çu t ¹i c hç , t r÷ l− ỵn g (t ri Ưu t Ên ) 0.00 20.00 40.00 60.00 80.00 100.00 120.00 140.00 160.00 180.00 D Çu k ha i t h¸ c (t ri Ưu t Ên ) Tr÷ l−ỵng DÇu t¹i chç DÇu khai th¸c céng dån Hình 3.12. Phân bố trữ lượng dầu theo các bể Cưu Long 340.8 (85%) MLThỉ Chu 31.1 (8%) Nam C«n S¬n 30.1 (7%) Oli+Mio (CL) 78.8 (20%) Mãng(CL) 262 (65%) 50 Địa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam có điểm chảy rất cao (22-36o C). 4.2. Xu thế nguồn trữ lượng bổ sung Mặc dù sản lượng khai thác tăng nhanh trong thời gian qua từ 5,5 triệu tấn (năm 1992) lên 20,34 triệu tấn (năm 2004), nhưng trữ lượng vẫn duy trì tăng cao hơn sản lượng khai thác, điều đó cho thấy sự thành công thăm dò gia tăng trữ lượng bù đắp được khối lượng dầu đã khai thác (Hình 3.11). Sự thành công trong việc gia tăng trữ lượng là do Nhà nước đã có chính sách thu hút đầu tư nước ngoài nhằm đẩy mạnh và mở rộng hoạt động thăm dò ra các vùng mới có tiềm năng và sự thành công trong thăm dò, thẩm lượng gia tăng trữ lượng ở các mỏ đã phát hiện cũng như ở các mỏ đã phát triển với sự tăng trữ lượng trong thời gian qua từ các mỏ đã phát hiện chiếm khoảng 45% trữ lượng được bổ sung. Đồng thời giải pháp tăng hệ số thu hồi dầu (bơm ép nước duy trì áp suất vỉa) cũng đã được nghiên cứu áp dụng lần đầu ở mỏ Bạch Hổ và sau đó được triển khai ở các mỏ khác như: Đại Hùng, Rồng, Rạng Đông và Sư Tử Đen đã góp phần đáng kể tăng nguồn trữ lượng bổ sung. Đặc trưng của công tác thăm dò dầu khí là với mức độ rủi ro cao, ngay cả ở những mỏ đã phát triển vẫn còn có rủi ro, bởi vậy sự thành công thăm dò gia tăng trữ lượng chẳng những phụ thuộc vào sự hiểu biết các đối tượng từ các thông tin thu được từ khoan thẩm lượng và phát triển, mà còn phụ thuộc vào áp dụng các giải pháp công nghệ mới trong thăm dò