L&TD

Trữ lượng dầu của Việt Nam tính đến 31/12/2004 cho 24 mỏ có khả năng thương mại vào khoảng 402 triệu tấn.  Trữ lượng dầu 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. 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.

Theo quy mô mỏ, có 7 mỏ có trữ lượng trên 13 triệu tấn (>100MMSTB) chiếm 80% trữ lượng dầu thuộc mỏ dầu quy 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. Theo phân loại của Hội nghị năng lượng thế giới (WEC), chất lượng dầu của các mỏ đang khai thác ở thềm lục địa Việt Nam chủ yếu thuộc loại nhẹ có tỉ trọng từ 380 đến 40,20 API, là loại dầu ngọt có hàm lượng lưu huỳnh rất thấp (0,03 ÷ 0,09% TL), sạch (hàm lượng các chất nhiễm như V, Ni, N thấp), có nhiều parafin (hàm lượng parafin rắn 15%)

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. Sự thành công trong việc gia tăng trữ lượng là do Nhà nước đã có chính sách thu hút đầu tư nước ngoài nhằm 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 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 đặc biệt là công nghệ thu nổ, xử lý, minh giải tài liệu địa chấn 3D để làm rõ cấu trúc địa chất của các đối tượng thăm dò. Đó chính là chìa khóa cho sự thành công trong thăm dò gia tăng trữ lượng trong tương lai.

Phát triển và khai thác dầu  

Tất cả trữ lượng dầu của các mỏ được phát hiện cho đến thời điểm hiện tại đều ở thềm lục địa dưới 200 m nước. Vì vậy việc phát triển và khai thác các mỏ ngoài khơi đòi hỏi kiến thức chuyên môn trong thăm dò, thẩm lượng, phát triển và khai thác mỏ. Trữ lượng và khả năng khái thác của giếng cần thiết cho việc xác định giá trị tới hạn (ngưỡng) để xác định chi phí đầu tư, vận hành và thời gian kéo dài của đề án ở môi trường ngoài khơi. Công nghệ khai thác dầu ngoài khơi Việt Nam đã được bắt đầu, mở rộng và tăng trưởng nhanh từ 0,04 triệu tân/năm (1986) lên 20,34 triệu tấn/năm vào năm 2004.

Từ năm 1988 sau khi phát hiện và đưa vào khai thác dầu trong móng phong hóa nứt nẻ trước Đệ Tam của mỏ Bạch Hổ, sản lượng khai thác dầu thô hàng năm của XNLD Vietsovpetro nói riêng và của ngành dầu khí nói chung tăng lên không ngừng. Từ năm 1988 đến 2004, ngoài mỏ Bạch Hổ đã được đưa vào khai thác nhiều mỏ dầu mới. Sau 18 tháng ký hợp đồng PSC nhà điều hành BHP đã đưa mỏ Đại Hùng vào khai thác sớm (10/1994), XNLD Vietsovpetro đưa mỏ dầu thứ 2 (mỏ Rồng) vào khai thác tháng 12/1994. Mỏ Bunga Kekwa – Cái Nước đưa vào khai thác tháng 7/1997 là kết quả của sự hợp tác giữa Petrovietnam và Petronas với nhà điều hành IPC ở vùng thỏa thuận thương mại (CAA) giữa hai nước Việt Nam và Malaysia. Tiếp theo nhà thầu JVPC (lô 15-2) đã đưa mỏ Rạng Đông vào khai thác.

Trong những năm đầu bước sang thiên niên kỷ mới, Công ty điều hành chung Cửu Long đã phát triển mỏ Sư Tử Đen và đưa vào khai thác từ tháng 10 – 2003. Tổng sản lượng khai thác dầu đến hết năm 2004 là 169,94 triệu tấn (~1.300 triệu thùng) với sản lượng khai thác hiện tại khoảng 60 nghìn tấn/ngày (460 nghìn thùng/ngày), trong đó tổng sản lượng dầu khai thác từ móng nứt nẻ trước Đệ Tam là 139,63 triệu tấn chiếm 82% tổng lượng dầu đã khai thác. Với trữ lượng dầu còn lại vẫn có thể duy trì mức sản lượng khai thác như năm 2004 trong một thời gian từ 5 đến 7 năm, sau đó sản lượng sẽ dần dần giảm xuống, tuy nhiên thời gian khai thác còn có thể duy trì kéo dài được khoảng 15 năm nữa.

Các mỏ dầu đang khai thác ở thềm lục địa Việt Nam đều được phát triển và khai thác trong đá chứa cát kết thuộc địa tầng Miocen, Oligocen; đá móng phong hóa nứt nẻ trước Đệ Tam là đối tượng khai thác chính ở các mỏ: Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông, Hồng Ngọc và Sư Tử Đen – Sư Tử Vàng thuộc bể Cửu Long. Hầu hết các mỏ dầu đã và đang được thiết kế khai thác ban đầu theo chế độ năng lượng tự nhiên đàn hồi của dầu và khí hòa tan. Để nâng cao hệ số thu hồi dầu, lần đầu tiên mỏ Bạch Hổ đã áp dụng giải pháp bơm ép nước duy trì áp suất vỉa ở cả hai đối tượng cát kết Miocen, Oligocen và đặc biệt móng nứt nẻ trước Đệ Tam. Công nghệ khai thác thứ cấp (bơm ép nước) đã cho phép gia tăng đáng kể thu hồi dầu so với khai thác sơ cấp đơn thuần chỉ sử dụng năng lượng tự nhiên của vỉa, hệ số thu hồi dầu cuối cùng có thể đạt tới 0,35 – 0,4 theo các phương án phát triển mỏ Bạch Hổ đã được phê duyệt và triển khai. Chính vì vậy giải pháp bơm ép nước duy trì áp suất vỉa đã lần lượt được áp dụng mở rộng ở các mỏ: Đại Hùng, Rồng, Rạng Đông và ở mỏ Sư Tử Đen – Sư Tử Vàng.

Nhằm phát triển nhanh, linh hoạt, hệ thống thiết bị khai thác được lựa chọn áp dụng phụ thuộc vào độ sâu nước biển, quy mô nhỏ…hệ thống khai thác giàn cố định (giàn đầu giếng, xử lý), hoàn thiện đầu giếng bề mặt và tàu chứa/xử lý dầu đã được áp dụng để khai thác các mỏ có độ sâu nước biển từ 40 đến 70 m. Thực tế cho thấy hệ thống này tỏ ra khá thích hợp, hiệu quả đối với các mỏ vùng nước nông ở bể Cửu Long (mỏ Bạch Hổ, Rồng, Hồng Ngọc, Rạng Đông, Sư Tử Đen) và bể Malay – Thổ Chu (Bunga Kekwa – Cái Nước, Bunga Raya, Bunga Seroja). Duy nhất mỏ Đại Hùng ở vùng nước sâu trên 100 m đã sử dụng hệ thống khai thác nổi di động, kết nối với các giếng khai thác được hoàn thiện bằng đầu giếng ngầm ở đáy biển , đường ống dẫn mềm và tàu chứa xuất dầu nổi để phát triển khai thác sớm phần phía Bắc của mỏ.

Tuy hệ thống này có tính linh hoạt và đưa mỏ vào khai thác nhanh, song công việc sửa chữa, bảo dưỡng trong giếng gặp nhiều khó khăn hơn, chưa kể cả các rủi ro tiềm ẩn về an toàn. Kinh nghiệm trên thế giới cho thấy các giàn cố định bảo đảm khai thác mỏ an toàn hơn mà vẫn kinh tế ngay cả ở độ sâu nước biển đến trên 200 m. Bởi vậy trong tương lai cần cân nhắc giữa giải pháp giàn cố định và giàn nổi (bán chìm) để phát triển khai thác các mỏ có độ sâu nước tương tự mỏ Đại Hùng ở bể Nam Côn Sơn.  

Để có thể giữ ổn định trong thời gian dài mức khai thác khoảng 50 đến 60 nghìn tấn/ngày (400 đến 450 nghìn thùng/ngày) đang đẩy mạnh phát triển các mỏ đang khai thác và sớm đưa các mỏ đang khai thác và sớm đưa các mỏ mới vào khai thác.

Theo Nguyễn Văn Đắc ( Địa chất và tài nguyên dầu khí)