Báo cáo đề tài Ô nhiễm dầu trên vùng biển Việt Nam và biển đông

VIỆN KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ VIỆT NAM
VIỆN ĐỊA LÝ








BÁO CÁO TỔNG KẾT ĐỀ TÀI

NHIỄM DẦU TRÊN VÙNG BIỂN VIỆT NAM
VÀ BIỂN ĐÔNG


CNĐT: NGUYỄN ĐÌNH DƯƠNG













8365

HÀ NỘI – 2010





1
MỤC LỤC

MỞ ĐẦU 16
1. Sự hình thành của đề tài 16
2. Mục tiêu, đối tượng, tính cấp thiết, phạm vi nghiên cứu, ý nghĩa khoa học và
thực tiễn của đề tài 16
3. Xuất xứ đề tài 17
4. Mục tiêu hoàn thiện công nghệ, quy mô và trình độ, tính khả thi và hiệu quả
kinh tế 17
CHƯƠNG 1 - NGHIÊN C
ỨU XÁC ĐỊNH CÁC NGUỒN Ô NHIỄM DẦU TRÊN
VÙNG BIỂN VIỆT NAM VÀ BIỂN ĐÔNG 19
1.1 Ô nhiễm dầu tự nhiên 19
1.1.1 Tổng quan về các nguồn dầu khí tự nhiên: vị trí, phân bố tiềm năng 19
1.1.2 Tìm hiểu khả năng di chuyển của dầu khí dưới tác động của các điều kiện
địa chất, địa động lực, kiến tạo khu vực 27
1.1.3 Đánh giá phạ
m vi, mức độ và khả năng ảnh hưởng gây ô nhiễm của các
nguồn dầu khí tự nhiên đối với dải ven bờ 29
1.2 Giao thông biển và nguy cơ ô nhiễm dầu 33
1.2.1 Tổng quan về giao thông biển Việt Nam 33
1.2.2 Đánh giá về tình hình xúc, rửa các tàu biển trên các vùng biển Việt Nam.36

1.3 Ô nhiễm dầu do các hoạt động sản xuất và phát triển ven bờ 40
1.3.1 Tình hình ô nhiễm dầu do các hoạt động sản xuấ
t công nghiệp 40
1.3.2 Tình hình ô nhiễm dầu do các hoạt động sản xuất khai thác hải sản và du
lịch ven biển 42
1.3.3 Tình hình ô nhiễm dầu do các hoạt động phát triển kinh tế xã hội, đô thị
hóa trên dải ven biển 44
1.4 Khai thác thăm dò dầu khí và các vấn đề ô nhiễm dầu 48
1.4.1 Nghiên cứu khảo sát đặc điểm các hệ thống công nghệ khoan - khai thác dầu
liên quan đến vấn đề ô nhiễ
m dầu trên biển 48
1.4.2 Khảo sát đặc điểm các hệ thống thu gom - vận chuyển dầu từ các công
trình đang khai thác đến các địa điểm tiêu thụ, liên quan đến vấn đề ô nhiễm dầu
trên biển 55
1.4.3 Ô nhiễm dầu do vận chuyển và khai thác trong ngành dầu khí 56
1.5 Ô nhiễm dầu từ các tàu đắm 60
1.6 Ô nhiễm dầu không rõ nguồn gốc 62
1.7 Kết qu
ả nghiên cứu 64

2
CHƯƠNG 2 - PHÂN VÙNG NGUY CƠ Ô NHIỄM DẦU TRÊN BIỂN VIỆT
NAM VÀ BIỂN ĐÔNG 73
2.1 Cơ sở khoa học đánh giá nguy cơ ô nhiễm dầu trên biển 73
2.1.1 Phương pháp GIWA Regional assessment 54 – South China Sea 73
2.1.2 Mô hình số trị không gian phân vùng nguy cơ ô nhiễm dầu cho vịnh Hạ
Long 74
2.1.3 Đánh giá nguy cơ ô nhiễm dầu và sẵn sàng ứng phó tại vùng phía đông
biển Địa Trung Hải 75
2.1.4 Đánh giá nguy c

ơ ô nhiễm dầu vùng biển các nước thuộc cộng đồng châu
Âu 76
2.2 Phương pháp đánh giá và phân vùng nguy cơ ô nhiễm dầu trên vùng biển
Việt Nam và biển Đông 81
2.2.1 Các nguồn ô nhiễm dầu trên vùng biển Việt Nam và biển Đông 81
2.2.2 Mô hình phân tích nguy cơ ô nhiễm dầu 82
2.3 Phân tích nguy cơ ô nhiễm dầu trên các vùng biển Việt Nam 84
2.3.1 Nguy cơ ô nhiễm tại vùng biển bắc vịnh Bắc Bộ
86
2.3.2 Nguy cơ ô nhiễm tại vùng biển nam vịnh Bắc Bộ 88
2.3.3 Nguy cơ ô nhiễm tại vùng biển từ Quảng Trị đến Quảng Ngãi 89
2.3.4 Nguy cơ ô nhiễm tại vùng biển Bình Định đến Ninh Thuận 91
2.3.5 Nguy cơ ô nhiễm tại vùng biển từ Bình Thuận đến Cà Mau 94
2.3.6 Nguy cơ ô nhiễm tại vùng biển từ Cà Mau đến Kiên Giang 96
2.3.7 Nguy cơ ô nhiễm tại vùng biển bắc biển Đông 98
2.3.8 Nguy cơ ô nhiễm tại vùng biển giữa biển Đông 100
2.3.9 Nguy cơ ô nhiễm tại vùng biển nam biển Đông 102
2.4 Xây dựng hệ thống bản đồ phân vùng nguy cơ ô nhiễm dầu cho biển Việt
Nam và biển Đông 104
2.5 Kết luận 106
CHƯƠNG 3 - BỘ CÁC MÔ HÌNH DỰ BÁO LAN TRUYỀN Ô NHIỄM DẦU
TRÊN BIỂN CÓ KHẢ NĂNG TÍCH HỢP VỚI HỆ THỐNG MÔ HÌNH DỰ

BÁO BIỂN 107
3.1 Tổng quan các mô hình số trị dự báo trường khí tượng thủy văn biển, lan
truyền và biển đổi dầu trên thế giới và ở Việt Nam 107
3.2 Tổng hợp dữ liệu phục vụ mô hình tính toán 114
3.3 Nghiên cứu lựa chọn mô hình 118
3.3.1 Mô hình dự báo các điều kiện khí tượng 119
3.3.2 Nghiên cứu lựa chọn mô hình dự báo trường sóng 125

3.3.3 Hiệu ch
ỉnh và kiểm chứng mô hình tính sóng 126

3
3.3.4 Nghiên cứu lựa chọn mô hình dòng chảy 131
3.3.5 Nghiên cứu lựa chọn mô hình lan truyền và biến đổi dầu tích hợp với các
mô hình dự báo biển 135
CHƯƠNG 4 - CƠ CHẾ BIẾN ĐỔI VÀ LAN TRUYỀN DẦU TRÊN VÙNG
BIỂN ViỆT NAM VÀ BIỂN ĐÔNG CHO MỘT SỐ KỊCH BẢN TIÊU BIỂU.155
4.1 Tính toán và hiệu chỉnh mô hình đã lựa chọn 155
4.1.1 Miền tính và lưới độ sâu tính toán 155
4.1.2 Số liệ
u đầu vào 156
4.1.3 Hiệu chỉnh mô hình 156
4.2 Áp dụng mô hình đã lựa chọn tính toán lan truyền và biến đổi dầu theo các
kịch bản 167
4.3 Xây dựng bản đồ lan truyền và biến đổi dầu theo các kịch bản 170
4.4 Phân tích cơ chế lan truyền và biến đổi dầu theo các kịch bản 175
CHƯƠNG 5 - CƠ SỞ DỮ LIỆU HỖ TRỢ CÔNG TÁC DỰ BÁO VÀ ỨNG PHÓ
S
Ự CỐ TRÀN DẦU VÀ PHÂN VÙNG NGUY CƠ Ô NHIỄM DẦU 196
5.1 Nguồn tư liệu xây dựng hệ thống cơ sở dữ liệu hỗ trợ công tác dự báo và
ứng phó sự cố tràn dầu và phân vùng nguy cơ ô nhiễm dầu 196
5.2 Thiết kế xây dựng cơ sở dữ liệu 196
5.2.1 Hệ qui chiếu, khu vực nghiên cứu, tỷ lệ bản đồ 196
5.2.1.1 Hệ qui chiếu 196
5.2.1.2 Khu v
ực nghiên cứu 197
5.2.2 Thiết kế nội dung và cấu trúc của CSDL 197
5.2.3 Lớp thông tin nền 198

5.2.4 Lớp thông tin về các cơ sở khai thác chế biến dầu khí 199
5.2.5 Lớp thông tin về các sự cố tràn dầu trong quá khứ trên vùng biển Đông và
biển Việt Nam 200
5.2.6 Lớp thông tin về giao thông vận tải biển 200
5.2.7 Lớp thông tin vùng có nguy cơ ô nhiễm dầu 201
5.2.8 Lớp thông tin về các ho
ạt động kinh tế - xã hội ven biển 201
5.2.9 Lớp thông tin về điều kiện khí tượng thủy văn biển 202
5.2.10 Các lớp thông tin bổ trợ 204
5.2.11 Lớp thông tin tổng hợp phục vụ phân tích vết dầu trên ảnh siêu cao tần204
5.3 Xây dựng cơ sở dữ liệu trong phần mềm ArcGIS 205
5.3.1 Lớp thông tin nền 206
5.3.2 Lớp thông tin về các cơ sở khai thác chế biến dầ
u khí 209
5.3.3 Lớp thông tin về các sự cố tràn dầu trong quá khứ trên vùng biển Đông và
biển Việt Nam 212

4
5.3.4 Lớp thông tin về giao thông vận tải biển 214
5.3.5 Lớp thông tin phân vùng nguy cơ ô nhiễm dầu 216
5.3.6 Lớp thông tin các hoạt động kinh tế - xã hội ven biển 217
5.3.7 Lớp thông tin các điều kiện khí tượng thủy văn biển 219
5.3.8 Lớp thông tin bổ trợ 222
5.3.9 Lớp thông tin tổng hợp phục vụ phân tích vết dầu trên ảnh RADAR 225
CHƯƠNG 6 - HỆ THỐNG PHẦN MỀM NHẬN DẠNG VÀ PHÂN LO
ẠI VẾT
DẦU TRÊN BIỂN TỪ TƯ LIỆU VIỄN THÁM SIÊU CAO TẦN 228
6.1 Xây dựng phần mềm đọc và chuyển đổi khuôn dạng tư liệu SAR 228
6.1.1 Các khuôn dạng tư liệu siêu cao tần phổ biến và nhu cầu chuyển đổi về
khuôn dạng thống nhất 228

6.1.1.1 Khuôn dạng JAXA ALOS PALSAR 228
6.1.1.2 Khuôn dạng ERSDAC ALOS PALSAR 229
6.1.1.3 Khuôn dạng RADARSAT 232
6.1.1.4 Khuôn dạng ENVISAT ASAR 235
6.1.2 Các thuật toán chuyển đổ
i khuôn dạng 237
6.1.3 Chuyển đổi tư liệu JAXA PALSAR 242
6.1.4 Lập trình và thử nghiệm chương trình chuyển đổi khuôn dạng tư liệu siêu
cao tần 244
6.1.4.1 Chuyển đổi tư liệu JAXA ALOS PALSAR 245
6.1.4.2 Chuyển đổi tư liệu ERSDAC ALOS PALSAR 249
6.1.4.3 Chuyển đổi tư liệu ENVISAT ASAR 249
6.1.4.4 Chuyển đổi tư liệu RADARSAT 250
6.2 Xây dựng phần mềm lọc nhiễu tư
liệu siêu cao tần 252
6.2.1 Nhiễu đốm trên tư liệu viễn thám siêu cao tần và các bộ lọc phổ biến 252
6.2.2 Lập trình và thử nghiệm phần mềm lọc nhiễu tư liệu siêu cao tần 255
6.2.3 Xây dựng phần mềm tự động hiệu chỉnh hình học ảnh siêu cao tần 256
6.2.3.1 Nhu cầu hiệu chỉnh hình học ảnh siêu cao tần và đề xuất thuật toán .256
6.2.3.2 Lập trình và thử nghiệm phần m
ềm tự động hiệu chỉnh hình học ảnh
siêu cao tần 258
6.3 Xây dựng phần mềm nhận dạng và phân loại vết dầu trên biển 259
6.3.1 Tổng quan về kỹ thuật nhận dạng và phân loại vết dầu trên biển 259
6.3.2 Đề xuất thuật toán nhận dạng và phân loại vết dầu trên biển 262
6.3.3 Lập trình phần mềm nhận dạng và phân loại vết dầu trên biển
262
6.4 Xây dựng phần mềm nén ảnh 263
6.4.1 Tổng quan về kỹ thuật nén ảnh và cung cấp ảnh trên mạng 263
6.4.2 Xây dựng chương trình chuyển đổi khuôn dạng ảnh viễn thám về ECW.265

5
6.5 Xây dựng phần mềm chuyển đổi khuôn dạng điểm ảnh sang vec tơ cho các
đường biên vết dầu 266
6.6 Tích hợp các hợp phần xây dựng hệ thống phần mềm OilDetect 271
6.6.1 Cấu trúc hệ thống phần mềm Oildetect 1.0 272
6.6.2 Hệ thống phần mềm nhận dạng và phân loại vết dầu trên biển Oildetect
1.0 274
CHƯƠNG 7 - QUY TRÌNH CÔNG NGHỆ DỰ BÁO Ô NHIỄM DẦU TRÊN
BI
ỂN DO SỰ CỐ PHỤC VỤ CÔNG TÁC XỬ LÝ Ô NHIỄM VÀ GIẢM THIỂU
ẢNH HƯỞNG ĐẾN MÔI TRƯỜNG SINH THÁI, PHÁT TRIỂN KINH TẾ XÃ
HỘI 282
7.1 Quy trình công nghệ phân tích vết dầu trên tư liệu viễn thám siêu cao
tần 284
7.1.1 Chuẩn bị số liệu và phân tích sơ bộ bằng mắt 284
7.1.2 Sử dụng phần mềm OilDetect phân tích vết dầu 284
7.1.3 Xây dựng báo cáo quan trắc vế
t dầu và gửi thông báo thông qua trang chủ
hệ thống giám sát và cảnh báo sớm ô nhiễm dầu trên biển 288
7.2 Quy trình công nghệ tính toán lan truyền và dự báo lan truyền ô nhiễm
dầu trên biển 288
CHƯƠNG 8 - XÂY DỰNG THỬ NGHỆM HỆ THỐNG GIÁM SÁT VÀ CẢNH
BÁO SỚM Ô NHIỄM DẦU TRÊN BIỂN 291
8.1 Tổng quan các hệ thống giám sát và cảnh báo sớm ô nhiễm dầu trên biển291
8.2 Nghiên cứu đề xuất hệ thống giám sát và cả
nh báo sớm ô nhiễm dầu trên
biển trên quan điểm liên ngành và đa lĩnh vực 295
8.3 Trao đổi dữ liệu trên mạng diện rộng phục vụ cảnh báo sớm ô nhiễm dầu
trên biển 300

8.4 Xây dựng thử nghiệm trang chủ Hệ thống giám sát và cảnh báo sớm ô
nhiễm dầu trên biển 303
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 312
TÀI LIỆU THAM KHẢO 317

PHỤ LỤC 324


6
DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CÁC CHỮ VIẾT TẮT

FO Dầu ma dút VN Việt Nam
DO Dầu diesel MT Môi trường
FPSO
Hệ thống khai thác chứa
và chuyền tải nổi
CSDL Cơ sở dữ liệu
ECS East China Sea PNV
Tập đoàn dầu khí quốc gia
Việt Nam
SCS South China Sea PVI Viện dầu khí Việt Nam
SCTD Sự cố tràn dầu PVEP
Tổng công ty thăm dò-khai
thác dầu khí
TNHH Trách nhiệm hữu hạn
VP
Drilling
Tổng công ty khoan và
dịch vụ khoan
UBQGTKCN

Ủy ban Quốc gia tìm kiếm
cứu nạn
VSP
Xí nghiệp liên doanh
Vietsopetro
UBND Ủy ban nhân dân HC Hydrocacbon
GT
GROSS TONNAGE –
Tổng dung tích của tàu
TCVN Tiêu chuẩn Việt Nam
GTVT Giao thông vận tải ISPS
International Ship and Port
Facility Security
DWT
Dead Weight Tonage -
đơn vị đo năng lực vận tải
an toàn của tàu thủy tính
bằng tấn


7
DANH MỤC CÁC BẢNG
Bảng 1-1 Trữ lượng dầu khí đã phát hiện ở Việt Nam 21
Bảng 1-2 Dự báo tài nguyên dầu và khí các cấu tạo chưa khoan ở Việt Nam 23
Bảng 1-3 Tỷ lệ phát hiện dầu khí trong các cấu tạo nghiên cứu ở Việt Nam 24
Bảng 1-4 Một số kết quả công tác thăm dò dầu khí ở Việt Nam 25
Bảng 1-5 Tiềm năng cung cấp khí ở một số bể thềm lục địa Việt Nam 26
Bảng 1-6 Hàm lượng dầu trung bình hàng năm trong nước biển miền Trung thu
được tại một số trạm quan trắc (mg/l) 35
Bảng 1-7 Lượng dầu thải vào biển (tấn) 36

Bảng 1-8 Nồng độ trung bình của dầu (mg/l) trong nước tại các khu vực cảng Hải
Phòng Đà Nẵng và Vũng Tàu 38
Bảng 1-9 Lượng dầu thải có trong các loại tàu chở hàng khi cập cảng 39
Bảng 1-10 Số cơ
sở công nghiệp ở một số tỉnh, thành phố 40
Bảng 1-11 Số lượng tàu thuyền và sản lượng đánh bắt từ năm 1990 đến năm 200242
Bảng 1-12 Số lượng tầu và công suất đánh bắt hải sản xa bờ 43
Bảng 1-13 Hàm lượng (mg/kg khô) dầu - mỡ trong trầm tích bề mặt (0 - 3 cm) tại
các trạm quan trắc 46
Bảng 1-14 Hàm lượng dầu trong trầm tích [ppm] (năm 2007) 48
Bảng 1-15 Các loại giàn khoan biển 51
Bảng 1-16 Dự báo tải lượng nước thải của nhà máy lọc dầu Dung Quất 57
Bảng 1-17 Ước tính khối lượng dầu tràn do các hoạt động thăm dò và khai thác ở
Việt Nam 58
Bảng 1-18 Số vụ dầu tràn từ năm 1995 đến 2000 59
Bảng 2-1 Ví dụ về điểm và đánh giá nguy cơ ô nhiễm dầu 79
Bảng 2-2 Trọng số cho t
ừng hợp phần ô nhiễm dầu 83
Bảng 2-3 Diện tích các vùng có nguy cơ ô nhiễm dầu 106
Bảng 3-1 Phân bố số trạm quan trắc theo các tháng 116
Bảng 3-2 Đặc điểm của một số mô hình 118
Bảng 3-3 Số liệu sóng sử dụng trong hiệu chỉnh và kiểm chứng mô hình sóng trong
bão 126
Bảng 3-4 Số liệu sóng sử dụng trong kiểm chứng mô hình sóng trong gió mùa 127
Bảng 4-1 Thông tin giải
đoán các vệt dầu 163
Bảng 4-2 Tổng hợp các kịch bản và đặc trưng tính toán 167

8
Bảng 4-3 Quá trình biến đổi lượng dầu theo thời gian của các kịch bản trong tháng 1

và tháng 7 169
Bảng 4-4 Các thông số của trường sóng của các tháng trong năm 177
Bảng 4-5 Phân vùng đặc điểm chế độ thủy triều ven bờ biển Việt Nam: 178
Bảng 5-1 Các lớp thông tin nền cơ bản 198
Bảng 5-2 Các lớp thông tin về các cơ sở khai thác chế biến dầu khí 199
Bảng 5-3 Các lớp thông tin về các sự cố tràn d
ầu trong quá khứ trên vùng biển
Đông và biển Việt Nam 200
Bảng 5-4 Các lớp thông tin về giao thông vận tải biển 200
Bảng 5-5 Lớp thông tin vùng có nguy cơ ô nhiễm dầu 201
Bảng 5-6 Các lớp thông tin về các hoạt động kinh tế - xã hội ven biển 201
Bảng 5-7 Các lớp thông tin về điều kiện khí tượng thủy văn biển 202
Bảng 5-8 Thông tin viễn thám bổ trợ cho phân tích vết dầu trên biển 203
Bảng 5-9 Các lớp thông tin b
ổ trợ 204
Bảng 6-1 Các mức xử lý ảnh PALSAR 228
Bảng 6-2 Các chế độ quan trắc và các mức xử lý tương ứng 229


9
DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, ĐỒ THỊ
Hình 1-1 Bản đồ hành chính các tỉnh ven biển Việt 45
Hình 1-2 Biến động dầu – mỡ (mg/kg) trong trầm tích các trạm quan trắc 47
Hình 1-3 Hàm lượng dầu trong trầm tích 48
Hình 1-4 Giếng khoan có 1 ống trung gian 50
Hình 1-5 Giàn cố định 52
Hình 1-6 Giàn tự nâng 52
Hình 1-7 Tàu khoan 53
Hình 1-8 Giàn nửa chìm nửa nổi 53
Hình 1-9 Sơ đồ phân bố vị trí tàu đắm vùng biển Việt Nam và lân cận 61

Hình 1-10 Sơ đồ phân bố vị
trí các tàu chở dầu bị đắm trên vùng biển Đông và lân
cận 61
Hình 1-11 Bảng chú giải nhóm thông tin nền 65
Hình 1-12 Bảng chú giải nhóm thông tin chuyên đề 66
Hình 1-13 Bảng chú giải nhóm thông tin bổ trợ 67
Hình 1-14 Khu vực vùng biển phía Nam tập trung nhiều nguồn ô nhiễm dầu 68
Hình 2-1 Sơ đồ tích hợp số liệu xây dựng phân vùng nguy cơ ô nhiễm dầu 75
Hình 2-2 Phân bố không gian các vết dầu trên vùng biển Địa Trung Hải 78
Hình 2-3 Phân tích một số s
ố liệu môi trường 78
Hình 2-4 Bản đồ phân vùng nguy cơ ô nhiễm dầu cho các quốc gia châu Âu 80
Hình 2-5 Phân vùng dự báo thời tiết trên biển Việt Nam 85
Hình 2-6 Phân bố nguồn ô nhiễm dầu khu vực bắc và nam vịnh Bắc Bộ 86
Hình 2-7 Nguy cơ ô nhiễm dầu tổng hợp khu vực bắc vịnh Bắc Bộ 87
Hình 2-8 Nguy cơ ô nhiễm dầu khu vực nam vịnh Bắc Bộ 89
Hình 2-9 Các nguồn ô nhiễm dầu tại vùng biển từ
Quảng Trị đến Quảng Ngãi 89
Hình 2-10 Nguy cơ ô nhiễm dầu tại vùng biển từ Quảng Trị đến Quảng Ngãi 91
Hình 2-11 Phân bố không gian các nguồn ô nhiễm tại vùng biển từ Bình Định đến
Ninh Thuận 92
Hình 2-12 Nguy cơ ô nhiễm dầu tại vùng biển từ Bình Định đến Ninh Thuận 93
Hình 2-13 Phân bố không gian nguồn ô nhiễm dầu trên vùng biển từ Bình Thuận
đến Cà Mau 94
Hình 2-14 Nguy cơ ô nhiễm dầ
u từ vùng biển Bình Thuận đến Cà Mau 95
Hình 2-15 Phân bố không gian nguồn ô nhiễm dầu trên vùng biển từ Cà Mau đến
Kiên Giang 96

10

Hình 2-16 Nguy cơ ô nhiễm dầu trên vùng biển từ Cà Mau đến Kiên Giang 97
Hình 2-17 Phân bố không gian các nguồn ô nhiễm dầu tại khu vực bắc biển Đông98
Hình 2-18 Nguy cơ ô nhiễm dầu trên vùng biển bắc biển Đông 99
Hình 2-19 Nguồn ô nhiễm dầu khu vực giữa biển Đông 100
Hình 2-20 Nguy cơ ô nhiễm dầu tại khu vực giữa biển Đông 101
Hình 2-21 Phân bố không gian các nguồn ô nhiễm dầu tại khu vực nam biển Đông

102
Hình 2-22 Nguy cơ ô nhiễm dầu tại khu vực nam biển Đông 103
Hình 2-23 Phân vùng nguy cơ ô nhiễm dầu trên vùng biển Việt Nam và biển Đông
105
Hình 3-1 Giao diện phần mềm OILSAS của tác giả Nguyễn Hữu Nhân 109
Hình 3-2 Bản đồ phân bố độ sâu tổng hợp khu vực Biển Đông 115
Hình 3-3 Dự báo 24h và 48h lượng mưa, trường gió mực 10m và trường áp suất
mực biển theo HRM, thời điểm bắ
t đầu 00Z-28/09/2009 121
Hình 3-4 Cấu trúc đầy đủ của mô hình MM5 122
Hình 3-5 Dự báo 24h và 48h lượng mưa, trường gió mực 10m và trường áp suất
mực biển theo MM5, thời điểm bắt đầu 00Z-28/09/2009 122
Hình 3-6 Các thành phần chính của hệ thống mô hình WRF 123
Hình 3-7 Dự báo 24h và 48h lượng mưa, trường gió mực 10m và trường áp suất
mực biển theo WRF-ARW, thời điểm bắt đầu 00Z-28/09/2009 124
Hình 3-8 Trường gió ban đầu và trường gió chi tiết tại 0 gi
ờ ngày 10 tháng 11 năm
2001 (Bão LingLing) 126
Hình 3-9 Đường đi của bão Muifa và vị trí giàn khoan MSP1 128
Hình 3-10 Độ cao sóng (a) và chu kỳ sóng (b) tại giàn khoan MSP1 tính theo các
tham số vật lý khác nhau 129
Hình 3-11 Độ cao và hướng sóng tháng I 131
Hình 3-12 Độ cao và hướng sóng tháng 7 131

Hình 3-13 Lưới tính toán của mô hình HYCOM 132
Hình 3-14 Dòng chảy tại độ sâu 0
m
(Mặt biển) 133
Hình 3-15 Dòng chảy tại độ sâu 10m 133
Hình 3-16 Dòng chảy tại độ sâu 100m 134
Hình 3-17 Nồng độ dầu sau 24 giờ 140
Hình 3-18 Nồng độ dầu sau 48 giờ 140
Hình 3-19 Nồng độ dầu sau 72 giờ 141

11
Hình 3-20 Nồng độ dầu sau 24 giờ 141
Hình 3-21 Nồng độ dầu sau 48 giờ 142
Hình 3-22 Nồng độ dầu sau 72 giờ 142
Hình 3-23 Nồng độ dầu sau 24 giờ 143
Hình 3-24 Nồng độ dầu sau 48 giờ 143
Hình 3-25 Nồng độ dầu sau 72 giờ 144
Hình 3-26 Các quá trình của dầu tràn trên biển 145
Hình 3-27 Mối liên hệ giữa đơn vị thời gian và tầm quan trọng giữa các quá trình
trên [Nguyễn Hữu Nhân và nnk, 2004] 146
Hình 3-28 Nguồn nhiệt truyền cho cho mảng dầu: 153
Hình 4-1 Miền tính và lưới tính khu vực Biển Đông 155
Hình 4-2 So sánh mực nước tính toán với mực nước trong bảng thuỷ triều tại Hòn
Dấu 157
Hình 4-3 So sánh mực nước tính toán với mực nước trong bảng thuỷ triều tại
Trường Sa 158
Hình 4-4 So sánh mực nước tính toán với mực nước trong bảng thuỷ triều tại Vũng
Tàu 1
58
Hình 4-5 Trường dòng chảy tính toán bằng mô hình MIKE21DH của DHI và của đề

tài (1h ngày 2/1/2007) 161
Hình 4-6 Trường dòng chảy tính toán bằng mô hình MIKE21DH của DHI và của đề
tài (5h ngày 2/1/2007) 162
Hình 4-7 Trường dòng chảy tính toán bằng MIKE 3DH và của các tác giả khác 163
Hình 4-8 Vị trí và thời điểm phát hiện vệt dầu từ ảnh vệ tinh 162
Hình 4-9 Vị trí và hình ảnh vệt dầu số 01 tại thời điểm ban đầu ngày 6/12/2006.163
Hình 4-10 Vị trí và hình ảnh vệt dầ
u số 01 tính toán ngày 11/12/2006 164
Hình 4-11 Vị trí và hình ảnh vệt dầu số 01 tính toán ngày 21/12/2006 164
Hình 4-12 Vị trí và hình ảnh vệt dầu số 01 tính toán ngày 20/01/2007 165
Hình 4-13 Vị trí và hình ảnh vệt dầu số 01 tính toán ngày 01/03/2007 165
Hình 4-14 Vị trí và hình ảnh vệt dầu số 01 tính toán ngày 20/04/2007 166
Hình 4-15 Vị trí và hình ảnh vệt dầu số 01 tính toán ngày 23/04/2007 166
Hình 4-16 Bản đồ lan truyền và biến đổi dầu SC01 tháng 1 171
Hình 4-17 Bản đồ lan truyền và biến đổi dầu SC02 tháng 1 172
Hình 4-18 Bản đồ lan truyền và biến đổi dầu SC03 tháng 7 173
Hình 4-19 Bản đồ lan truyền và biến đổi dầu SC04 tháng 7 174

12
Hình 4-20 Bản đồ lan truyền và biến đổi của vệt dầu SC01 trong 12 tháng 181
Hình 4-21 Bản đồ lan truyền và biến đổi của vệt dầu SC02 trong 12 tháng 186
Hình 4-22 Bản đồ lan truyền và biến đổi của vệt dầu SC03 trong 12 tháng 188
Hình 4-23 Bản đồ lan truyền và biến đổi của vệt dầu SC04 trong 12 tháng 190
Hình 5-1 Cấu trúc hệ thống CSDL tổng hợp của đề tài 206
Hình 5-2 Tổ chức dữ liệu của các lớp thông tin nền 206
Hình 5-3 Ví dụ lớp thông tin đường bờ biển 207
Hình 5-4 Ví dụ bảng thông tin thuộc tính của lớp đường bờ biển 208
Hình 5-5 Ví dụ lớp địa hình đáy biển và khu vực ven bờ biển Việt Nam dạng raster
209
Hình 5-6 Tổ chức dữ liệu của lớp thông tin các cơ sở khai thác chế biến dầu khí.209

Hình 5-7 Ví dụ lớp thông tin các điểm mỏ dầu ở Việt Nam 210
Hình 5-8 Ví dụ
bảng thông tin thuộc tính của lớp các điểm mỏ dầu ở Việt Nam 211
Hình 5-9 Tổ chức dữ liệu của các lớp thông tin về các sự cố tràn dầu trong quá khứ
trên vùng biển Đông và biển Việt Nam 212
Hình 5-10 Ví dụ lớp thông tin các sự cố đắm tàu trong thế chiến thứ II 212
Hình 5-11 Ví dụ bảng thông tin thuộc tính của lớp sự cố tràn dầu 213
Hình 5-12 Tổ chức dữ liệu của các l
ớp thông tin về giao thông vận tải biến 214
Hình 5-13 Ví dụ lớp thông tin cảng biển 214
Hình 5-14 Ví dụ bảng thông tin thuộc tính của lớp cảng biển 215
Hình 5-15 Ví dụ lớp thông tin phân vùng nguy cơ ô nhiễm 216
Hình 5-16 Ví dụ bảng thông tin thuộc tính lớp phân vùng nguy cơ ô nhiễm 217
Hình 5-17 Tổ chức dữ liệu của các lớp thông tin về các hoạt động kinh tế - xã hội
ven biển 218
Hình 5-18 Ví dụ lớp thông tin vùng sinh thái 218
Hình 5-19 Ví dụ b
ảng thông tin thuộc tính của lớp các khu kinh tế, đô thị hóa ven
biển 219
Hình 5-20 Tổ chức dữ liệu của các lớp thông tin về các điều kiện khí tượng thủy
văn biển 220
Hình 5-21 Ví dụ lớp thông tin trường gió ở dạng raster 220
Hình 5-22 Ví dụ lớp thông tin trường nhiệt ở dạng raster 221
Hình 5-23 Ví dụ lớp thông tin trường sóng ở dạng raster 221
Hình 5-24 Tổ chức dữ liệ
u của các lớp thông tin bổ trợ 222
Hình 5-25 Ví dụ lớp thông tin các vết dầu phân tích từ tư liệu ảnh vệ tinh 222

13
Hình 5-26 Ví dụ bảng thông tin thuộc tính của lớp các vết dầu phân tích từ tư liệu

ảnh vệ tinh 224
Hình 5-27 Các vết dầu bị biến đổi trên mặt biển được mô tả 225
Hình 5-28 các vết dầu phổ biến và các vết dầu giả 225
Hình 5-29 Các vết dầu phổ biến được mô tả trong tệp Excel 226
Hình 5-30 Các vết dầu giả được mô tả trong tệp Excel 227
Hình 6-1 Mối liên hệ giữ
a các chế độ quan trắc ảnh Palsar và các mức xử lý ảnh 230
Hình 6-2 Đặc điểm các mức xử lý ảnh 232
Hình 6-3 Cấu trúc chung của sản phẩm ASAR 235
Hình 6-4 Sơ đồ chuyển đổi khuôn dạng CEOS sang GeoTIFF 238
Hình 6-5 Giao diện của chương trình SAR2GEOTIFF 245
Hình 6-6 Cửa sổ modul chương trình chuyển đổi khuôn dạng JAXA ALOS
PALSAR 246
Hình 6-7 Cảnh ảnh JAXA ALOS PALSAR đã chuyển được vào phần mềm PCI.247
Hình 6-8 Cảnh ả
nh JAXA ALOS PALSAR đã chuyển được vào phần mềm ENVI
248
Hình 6-9 Cửa sổ modul chương trình chuyển đổi khuôn dạng ENVISAT ASAR.250
Hình 6-10 Cửa sổ modul chương trình chuyển đổi khuôn dạng RADASAT SAR 251
Hình 6-11 Cửa sổ thông báo ảnh đầu vào không có thông số về tọa độ 252
Hình 6-12 Sơ đồ nguyên lý các phép tái chia mẫu cơ bản 258
Hình 6-13 Ảnh sau hiệu chỉnh hình học chồng phủ lên hệ thống đường bờ và che
vùng đất liền 259
Hình 6-14 Ma trận tìm kiếm 2x2 266
Hình 6-15 Mã hóa ma trận tìm kiếm 2x2 266
Hình 6-16 Quy tắc di chuyển của pixel trong thuật toán dò tìm đường biên 267
Hình 6-17 Vết dầu chỉ xuất hiện trên một hàng ảnh. 267
Hình 6-18 Các trường hợp ma trận giá trị 15 269
Hình 6-19 Toạ độ của ma trận định bằng toạ độ của điểm pt1 270
Hình 6-20 Cấu trúc hệ thống phần mềm Oildetect 1.0 273

Hình 6-21 Giao diện của chương trình Oildetect 1.0 274
Hình 6-22 Hệ
thống thực đơn chính 274
Hình 6-23 Giao diện của chương trình Dark Spot Detection (Bước 1) 275
Hình 6-24 Cửa sổ nhập file dữ liệu đầu vào (input.txt) 275
Hình 6-25 Ảnh sau khi chuẩn hóa và đã loại bỏ đất liền 276

14
Hình 6-26 Ảnh phân ngưỡng phát hiện các vùng tối trên ảnh chuẩn hóa 276
Hình 6-27 Giao diện của chương trình Seeding Oil Spill Points 277
Hình 6-28 Ảnh đầu vào để lựa chọn ngưỡng và đánh dấu vị trí vết dầu trên ảnh 277
Hình 6-29 Lựa chọn các điểm nở vùng (seed points) bên trong vết dầu và được đánh
số thứ tự 278
Hình 6-30 Kết quả vị trí các điểm nở vùng đã chọn lưu trong file *.txt 278
Hình 6-31 Giao diện chươ
ng trình Oil Spill Detection (Bước 2) 279
Hình 6-32 Cửa sổ để nhập file đầu vào cho chương trình Oil Spill Detection 279
Hình 6-33 Ảnh trước khi sử dụng thuật toán nở vùng (Region growing) 280
Hình 6-34 Ảnh sau khi sử dụng các điểm seed point và thuật toán nở vùng. Ảnh
được lưu dưới dạng file *.tif hoặc *.ecw 280
Hình 6-35 Kết quả vector hóa được chồng phủ lên ảnh có vết dầu 281
Hình 7a Sơ đồ qui trình công nghệ tổng thể giám sát phát hiện và dự báo lan truyền
ô nhiễm dầu trên biển………………………………………………………….….283
Hình 7-1 Gieo m
ầm các điểm trên vết dầu 287
Hình 7-2 Quy trình tính toán của mô hình MIKE 21/3HD 289
Hình 7-3 Quy trình tính toán dầu của mô hình MIKE SA 290
Hình 8-1 Mô hình quan trắc ô nhiễm dầu trên biển của công ty BOOST 292
Hình 8-2 Sơ đồ xử lý số liệu và phân phối kết quả của hệ thống ISTOP 293
Hình 8-3 Hệ thống giám sát ô nhiễm dầu trên biển KSAT 294

Hình 8-4 Sơ đồ hệ thống quan trắc và giám sát ô nhiễm dầu trên biển của
ScanEx 295
Hình 8-5 Mô hình hệ thống quan trắc ô nhiễm dầu trên biển bằng công nghệ viễn thám áp
dụng cho Việt Nam………………………………………………………………………297
Hình 8-6 Mô hình tổ chức mạng diện rộng 300
Hình 8-7 Tích hợp IWS trong môi trường web 302
Hình 8-8 Cấu trúc website 303
Hình 8-9 Trang chia sẻ dữ liệu 304
Hình 8-10 Trang liên kết 305
Hình 8-11 Trang giới thiệu thành viên tham gia đề tài 305
Hình 8-12 Quản lý giao diện 306
Hình 8-13 Bảng hợp phần 307
Hình 8-14 Bảng Modul 307
Hình 8-15 Bảng nội dung 308
Hình 8-16 Bảng khách hàng 309

15
Hình 8-17 Bảng lưu trữ liên kết 310


16
MỞ ĐẦU

1. Sự hình thành của đề tài
Ngày 23 tháng 8 năm 2007 Báo Khoa học và phát triển đã đăng công báo
Danh mục các đề tài thuộc chương trình khoa học và công nghệ trọng điểm cấp nhà
nước giai đoạn 2006-2010 để tuyển chọn thực hiện trong kế hoạch 2008. Trong
công báo này có danh sách các đề tài sẽ đấu thầu thuộc chương trình Khoa học và
công nghệ biển phục vụ phát triển bền vững kinh tế - xã hội mã số
KC.09/06-10

(kèm theo Quyết định số 1711/QĐ-BKHCN ngày 20/8/2007 của Bộ trưởng Bộ
KH&CN). Trong danh mục các đề tài đấu thầu có đề tài số 3 Ô nhiễm dầu trên vùng
biển Việt Nam và biển Đông. Sau khi xem xét mục tiêu và yêu cầu của đề tài, xét
năng lực nghiên cứu và kinh nghiệm cùng những kết quả khoa học đã đạt được, tập
thể cán bộ nghiên cứu Viện Địa lý dưới sự chủ trì của PGS. TS. Nguyễn Đình
D
ương kết hợp với các cơ quan khác như Trung tâm Viễn thám Quốc gia, Trung
tâm Quan trắc và Thông tin Môi trường, Khoa Dầu khí Đại học Mỏ Địa chất, Trung
tâm Thủy văn ứng dụng và kỹ thuật môi trường, Viện Địa chất Địa vật lý biển,
Trung tâm Khí tượng Thủy văn biển, Khoa Khí tượng thủy văn và Hải dương học,
Trường Đại học Khoa học tự nhiên, Viện Cơ học, Viện Toán họ
c đã xây dựng đề
cương tham gia đấu thầu đề tài. Dựa trên kết quả đầu thầu, ngày 24 tháng 12 năm
2007, tại quyết định số 3090/QĐ-BKHCN, Bộ trưởng Bộ Khoa học và Công nghệ
đã phê duyệt các tổ chức , cá nhân trúng tuyển chủ trì thực hiện các đề tài năm 2008
(đợt II) thuộc Chương trình ”Khoa học và công nghệ biển phục vụ phát triển bền
vững Kinh tế-Xã hội” mã số KC.09/06-10 trong đó
đề tài KC.09.22/06-10 ”Ô
nhiễm dầu trên vùng biển Việt Nam và biển Đông” được giao cho PGS. TS.
Nguyễn Đình Dương, Viện Địa lý, Viện Khoa học và Công nghệ Việt Nam làm chủ
nhiệm đề tài. Ngày 10 tháng 3 năm 2008, Bộ trưởng Khoa học Công nghệ tại quyết
định số 351/QĐ-BKHCN đã phê duyệt kinh phí cho đề tài là 4275 triệu đồng. Ngày
20 tháng 6 năm 2008, Văn phòng các Chương trình , Ban chủ nhiệm Chương trình
KC.09/06-10, Viện Địa lý và PGS. TS. Nguyễn Đình Dương đã ký hợp
đồng số
22/2008/HĐ-ĐTCT-KC.09/06-10 về việc thực hiện đề tài ”Ô nhiễm dầu trên vùng
biển Việt Nam và biển Đông”. Thời gian thực hiện đề tài là 30 tháng, từ tháng 4
năm 2008 đến tháng 10 năm 2010.
2. Mục tiêu, đối tượng, tính cấp thiết, phạm vi nghiên cứu, ý nghĩa khoa học và
thực tiễn của đề tài

Định hướng mục tiêu của đề tài:

17
- Có được các kết quả đánh giá nguồn gốc, cơ chế lan truyền và phân vùng nguy cơ
ô nhiễm dầu
- Có được quy trình công nghệ dự báo ô nhiễm dầu do sự cố phục vụ cho công tác
xử lý ô nhiễm và giảm thiểu ảnh hưởng đến môi trường sinh thái, phát triển kinh tế -
xã hội.
Yêu cầu đối với sản phẩm:
- Kết quả đánh giá các nguồn gây ô nhiễm dầu đối với vùng biển Việt Nam
- Xác định cơ chế biến đổi và lan truyền ô nhiễm dầu theo các kịch bản.
- Có được bộ các mô hình dự báo lan truyền ô nhiễm dầu do sự cố tích hợp với hệ
thống dự báo biển.
3. Xuất xứ đề tài
Đề tài KC.09.22/06-10 “Ô nhiễm dầu trên vùng biển Việt Nam và biển
Đông” được hình thành dựa trên nhiệm vụ được Nhà nước đặt hàng thông qua Bộ
khoa học và Công nghệ nhằm tìm kiếm các cơ quan, các nhà khoa họ
c có tiềm lực
và khả năng giải quyết vấn đề ô nhiễm dầu trên biển thông qua đấu thầu rộng rãi.
4. Mục tiêu hoàn thiện công nghệ, quy mô và trình độ, tính khả thi và hiệu quả
kinh tế
Căn cứ vào tình hình công nghệ giám sát và ứng phó sự cố tràn dầu trên thế
giới và qua kinh nghiệm thực tiễn ở Việt Nam cũng như các kiến nghị của Uỷ ban
Quốc gia TKCN, đề tài đưa ra các nhiệm vụ
và nội dung cần nghiên cứu chính như
sau:
Nhiệm vụ 1: Xác định các nguồn gây ô nhiễm dầu trên vùng biển Việt Nam
Nhiệm vụ 2: Xây dựng hệ thống công nghệ giám sát và phát hiện sớm ô nhiễm dầu
trên biển
Nhiệm vụ 3: Nghiên cứu xác định cơ chế biến đổi và lan truyền dầu trên vùng biển

Việt Nam và Biển Đông, nghiên cứu chọn lựa các mô hình lan truyền dầu trên biển,
các mô hình dự báo lan truyền phù hợp và thực hiện tính toán cho một số kịch bản
khác nhau. Đề xuất bộ các mô hình dự báo lan truyền ô nhiễm dầu do sự cố tích
hợp với hệ thống dự báo biển phù hợp với điều kiện thực tế của Việt Nam.
Nhiệm vụ 4: Xây dựng cơ sở dữ liệu hỗ trợ công tác dự báo và ứng phó sự cố tràn
dầ
u và phân vùng nguy cơ ô nhiễm dầu theo các nguồn gốc khác nhau.


18
Nhiệm vụ 5: Đề xuất quy trình công nghệ giám sát ô nhiễm dầu trên biển do sự cố
dựa trên tích hợp công nghệ phát hiện và cảnh báo sớm với bộ các mô hình số trị về
lan truyền ô nhiễm dầu và dự báo lan truyền ô nhiễm dầu trên biển, cảnh báo các
địa phương ven biển có biện pháp ứng phó kịp thời nhằm giảm thiểu tác hại đến
môi trường sinh thái và phát triển kinh tế xã hội
Báo cáo tổng h
ợp trình bày các kết quả khoa học chính đã đạt được. Báo cáo
được viết không nhằm mục đích thay thế các báo cáo chuyên đề nhưng cũng cung
cấp đầy đủ các thông tin cần thiết để cho người đọc có thể đánh giá được các vấn đề
đã được giải quyết cùng những vấn đề cần được tiếp tục nghiên cứu và hoàn thiện.
Báo cáo được trình bày trong 8 chương.
Chương 1: Nghiên cứu xác định các nguồn ô nhiễm d
ầu trên vùng biển Việt Nam và
biển Đông
Chương 2: Phân vùng nguy cơ ô nhiễm dầu trên biển Việt Nam và biển Đông
Chương 3: Cơ chế biến đổi và lan truyền dầu trên vùng biển Việt Nam và biển
Đông
Chương 4: Bộ các mô hình dự báo lan truyền ô nhiễm dầu trên biển do sự cố theo
các kịch bản khác nhau có khả năng tích hợp với hệ thống dự báo biển
Chương 5: Cơ sở dữ liệ

u hỗ trợ công tác dự báo và ứng phó sự cố tràn dầu và phân
vùng nguy cơ ô nhiễm dầu
Chương 6: Hệ thống phần mềm nhận dạng và phân loại vết dầu trên biển từ tư liệu
viễn thám siêu cao tần
Chương 7: Quy trình công nghệ công nghệ dự báo ô nhiễm dầu trên biển do sự cố
phục vụ công tác xử lý ô nhiễm và giảm thiểu ảnh hưởng đến môi trường – sinh
thái, phát triển kinh tế xã h
ội
Chương 8: Hệ thống giám sát và cảnh báo sớm ô nhiễm dầu trên biển
Kết luận và kiến nghị

19

CHƯƠNG 1 - NGHIÊN CỨU XÁC ĐỊNH CÁC NGUỒN Ô NHIỄM DẦU
TRÊN VÙNG BIỂN VIỆT NAM VÀ BIỂN ĐÔNG

1.1 Ô nhiễm dầu tự nhiên
1.1.1 Tổng quan về các nguồn dầu khí tự nhiên: vị trí, phân bố tiềm năng
Nghiên cứu về các nguồn dầu khí tự nhiên, các thông tin và số liệu phần lớn
được thu thập, thống kê, tổng hợp từ các báo cáo, sản phẩm, tài liệu của các đề tài,
dự án, công trình nghiên cứu đã được công bố
trong nước và trên thế giới của nhiều
cơ quan và các ban ngành liên quan. Các tư liệu này được thu thập từ nhiều phương
thức khác nhau trong đó có sự liên kết hợp tác với các cơ quan khác như:
- Viện Địa chất và Địa Vật lý Biển, Viện Khoa học và Công nghệ Việt
Nam
- Tập đoàn dầu khí Việt Nam (Petrovietnam)
- Viện Dầu khí Việt Nam (PVI)
Kết quả nghiên cứu và thực tế tìm kiế
m, thăm dò và khai thác dầu khí đã cho

thấy, thềm lục địa là một trong những nơi hàng đầu ẩn chứa tiềm năng lớn về dầu
khí, trong đó các bể trầm tích Kainozoi là nơi có tiềm năng lớn nhất. Việt Nam tuy
là một nước có diện tích không lớn, nhưng lại kéo dài theo bờ biển; do vậy có thềm
lục địa khá rộng lớn. Thềm lục địa Việt Nam nằm trong cấu trúc phức t
ạp của Biển
Đông. Đây là khu vực rìa lục địa Việt Nam, nó được đặc trưng bởi kiểu phân kỳ thụ
động, nằm trong miền vỏ chuyển tiếp - miền vỏ lục địa cổ bị thoái hóa mạnh vào
Kainozoi và trên đó hình thành và phát triển một loạt bể trầm tích Kainozoi.
Trong các bể trầm tích, dầu khí được chứa chủ yếu trong các đá cát kết, đá
cát bột kết, đá vôi ám tiêu Các đá này có th
ể được thành tạo trong các môi trường:
lòng sông, lạch triều, bãi triều, bar cửa sông, đê ven bờ và biển nông, ám tiêu san
hô, đá colectơ phun trào Đặc biệt, ở Việt Nam, dầu còn phát hiện trong tầng
móng trước Kainozoi (như ở mỏ Bạch Hổ, bể Cửu Long). Trong các bể trầm tích
trên, bể Sông Hồng chủ yếu là khí, bể Cửu Long dầu và khí, các bể Nam Côn Sơn
và Malay – Thổ Chu đã phát hiện cả dầu và khí. Các bể Phú Khánh, Tư Chính –
Vũng Mây , tiề
m năng dầu khí mới chỉ là dự báo trên cơ sở nghiên cứu cấu trúc
địa chất. Trong quá trình phát triển, tiến hóa, các bể trầm tích ở Biển Đông chịu ảnh
hưởng của các biến cố địa chất khác nhau và được lấp đầy bởi các trầm tích đầm hồ,

20
châu thổ, biển thềm và biển mở. Các trầm tích này là những đối tượng tiềm năng
thuận lợi cho quá trình sinh, chứa, chắn dầu khí.
Đối với công nghiệp dầu khí Việt Nam, công tác tìm kiếm, thăm dò được
khởi sự từ năm 1973, nhưng chỉ sau 1984, ngành này mới thực sự phát triển và có
những bước đi vững chắc. Tính đến năm 1998, đã có ~ 340 giếng khoan ở biển Việt
Nam, trong đó có 300 giếng
được thực hiện trên thềm lục địa.
Năm 1998, theo báo cáo chính thức của Viện Nghiên cứu Địa chất và

Khoáng sản (Bộ Công nghiệp) đã phát hiện i) Bể Sông Hồng: 4 mỏ khí (thuộc loại
mỏ trung bình) với tổng trữ lượng tại vỉa là ~ 571,1 tỷ m
3
, tổng trữ lượng thu hồi là
437,6 tỷ m
3
; ii) Bể Cửu Long: 8 mỏ dầu khí và 01 mỏ dầu; iii) Bể Nam Côn Sơn: 4
mỏ khí và 3 mỏ dầu khí (bảng 1-1).
21
Bảng 1-1 Trữ lượng dầu khí đã phát hiện ở Việt Nam
Nhỏ nhất Trung bình Lớn nhất
Bể trầm tích
Mỏ phát hiện
Tại vỉa Thu hồi Tại vỉa Thu hồi Tại vỉa Thu hồi
Tiền Hải C Khí (tỉ m
3
) - - 1,2 1,0 - -
Cấu tạo 103-TH Khí (tỉ m
3
) - - 7,5 6,0 - -
Khí (tỉ m
3
) - - Khí chứa H
2
S + 60%CO
2
- -
Cấu tạo Cá Heo
- - 13,2 10,6 - -
Khí (tỉ m

3
) - - Khí chứa 82 - 83%CO
2
- - Cấu tạo Cá Voi Xanh
- - 552,2 420,0 - -
Sông Hồng
Tổng cộng Khí (tỉ m
3
) - - 574,1 437,6 - -
Khí hòa tan (tỉ m
3
) - 30,0 30,0 - 30,0
Bạch Hổ
Dầu (tr.tấn) 750,0 150,0 750,0 150,0 750,0 150,0
Khí hòa tan (tỉ m
3
) 1,68 1,68 - 1,68
Rồng
Dầu (tr.tấn) 42,0 8,4 42,0 8,4 42,0 8,4
Khí hòa tan (tỉ m
3
) - 2,2 4,2 - 6,6
Ruby
Dầu (tr.tấn) 45,0 11,0 94,0 21,0 144,0 33,0
Khí hòa tan (tỉ m
3
) - 4,5 9,8 - 17,6
Rạng Đông
Dầu (tr.tấn) 96,0 22,5 222,0 49,0 349,0 88,0
Khí hòa tan (tỉ m

3
) - 0,5 2,1 - 8,8
Sói
Dầu (tr.tấn) 10,3 2,27 47,73 10,5 199,73 43,94
Khí hòa tan (tỉ m
3
) - 0,6 3,2 - 12,4
Cửu Long
Tam Đảo
Dầu (tr.tấn) 14,33 3,15 72,26 15,98 280,76 61,76
Trữ lượng
Sản phẩm
22
Khí hòa tan (tỉ m
3
) - 0,51 - 2,27 - 11,3
Bà Đen
Dầu (tr.tấn) 11,53 2,53 51,5 11,33 257,1 56,56
Khí hòa tan (tỉ m
3
) - 0,4 - 2,34 - 7,5
Ba Vì
Dầu (tr.tấn) 9,56 2,1 53,26 11,7 171,13 37,64
Cam Dầu (tr.tấn) 11,2 2,46 11,2 2,46 11,2 2,46
Tổng cộng Khí (tỉ m
3
) - 40,38 55,6 - 95,86
Dầu (tr.tấn) 989,92 204,41 1344,0 280,38 2193,73 479,33
Đại Hùng
Khí (tỉ m

3
) 9,5 7,6 19,0 15,2 32,5 26,0
Dầu (tr.tấn) 152,0 38,0 304,0 76,0 520,0 130,0
Lan Tây
Khí (tỉ m
3
) 44,0 35,0 57,5 46,0 77,5 62,0
Lan Đổ Khí (tỉ m
3
) 17,5 14,0 26,3 21,0 41,3 33,0
Khí (tỉ m
3
) 1,3 1,0 4,0 3,2 13,5 10,8
Dừa
Dầu (tr.tấn) 8,02 1,44 23,5 4,22 50,37 9,07
12 - B Khí (tỉ m
3
) 0,4 0,2 0,8 0,6 1,4 1,0
12 – C Khí (tỉ m
3
) 6,9 4,8 13,7 9,6 23,5 16,5
Rồng Bay Khí (tỉ m
3
) 1,0 0,8 3,0 2,4 7,6 6,1
Khí (tỉ m
3
) 80,6 63,4 124,3 98,0 197,3 155,4
Nam Côn Sơn
Tổng cộng
Dầu (tr.tấn) 160,02 39,44 327,5 80,22 570,37 139,07

23
Cũng theo báo cáo này, dự báo tài nguyên dầu khí ở các cấu tạo chưa khoan cũng khá lớn (bảng 1-2).
Bảng 1-2 Dự báo tài nguyên dầu và khí các cấu tạo chưa khoan ở Việt Nam

Nhỏ nhất Trung bình Lớn nhất

Sản phẩm
(Khí, dầu)
Tại vỉa Thu hồi Tại vỉa Thu hồi Tại vỉa Thu hồi
Khí tỉ (tỉ m
3
) 1.362,0 817,0 2.725,0 1.635,0 8.125,0 4.875,0
Sông Hồng
Dầu (tr. tấn) 439,5 87,9 877,85 176,68 3.796,5 759,3
Khí hòa tan (đồng hành) (tỉ m
3
) - 10,56 - 106,5 - 587,2
Cửu Long
Dầu (tr. tấn) 52,8 13,2 532,33 133,08 2.986,01 746,5
Khí tỉ (tỉ m
3
) 1.056,0 845,0 1.360,0 1.088,0 3.581,0 2.865,0
Nam Côn Sơn
Dầu (tr. tấn) 793,0 198,0 2.054,0 514,0 5.508,0 1.377,0
Khí tỉ (tỉ m
3
) 14,8 11,8 81,7 65,3 192,2 153,3
Malay-Thổ Chu
Dầu (tr. tấn) 294,5 58,9 1.632,0 326,4 3.825,0 765,0
Khí tỉ (tỉ m

3
) 4,6 3,7 8,2 6,6 38,4 30,7
Phú Khánh
Dầu (tr. tấn) 81,6 17,96 148,9 32,76 196,7 153,28
Khí tỉ (tỉ m
3
) 13,6 10,9 24,4 19,5 100,5 80,4
Tư Chính-Vũng Mây
Dầu (tr. tấn) 271,5 54,3 486,5 97,0 2.010,0 402,0
Khí tỉ (tỉ m
3
) 2.451,0 1.699,0 4.199,0 2.921,0 12.037,0 8.592,0
Tổng cộng
Dầu (tr. tấn) 1.933,0 430,0 5.732,0 1.279,0 18.822,0 4.203,0

Trữ lượng
Bể trầm tích

24
Tính đến giữa năm 2003, tiềm năng dầu khí ở biển Việt Nam dao động trong
khoảng 2,4 đến trên 2,8 tỷ m
3
dầu quy đổi (~7,5 tỷ tấn dầu quy đổi), trong đó bể
Sông Hồng có trữ lượng và tiềm năng thu hồi khoảng trên 530 triệu m
3
dầu quy đổi
(~1 tỷ tấn dầu quy đổi), bể Phú Khánh (ngoài khơi Nam Trung Bộ) ~500 triệu m
3

dầu quy đổi, bể Cửu Long ~850 triệu m

3
dầu quy đổi (~2 tỷ tấn dầu quy đổi), bể
Nam Côn Sơn 600 triệu đến trên 1 tỷ m
3
dầu quy đổi (~3 tỷ tấn dầu quy đổi), bể
Malay – Thổ Chu (phần Việt nam) 400 triệu m
3
dầu quy đổi (~vài trăm triệu tấn dầu
quy đổi) (Hồ Sỹ Thoảng, 2003)
Trữ lượng dầu khí (tính đến năm 2004): đã phát hiện ~ 1,7 tỷ tấn dầu và khí
đốt vào khoảng 835 tỷ m
3
; trữ lượng dự báo ~ 6 tỷ tấn dầu và ~ 4.000 tỷ m
3
khí.
Trong các mỏ đã phát hiện, lớn nhất là mỏ Bạch Hổ, tiếp đến là mỏ Sư Tử Đen,
Ngành dầu khí tiếp tục phát triển mạnh, đến nay (2008) theo Petrovietnam
(tập đoàn Dầu khí Việt Nam) bước đầu xác định tiềm năng dầu khí ở biển Việt Nam
có thể thu hồi dao động trong khoảng 4,0 đến 4,6 tỷ m
3
dầu quy đổi.
Bảng 1-3 Tỷ lệ phát hiện dầu khí trong các cấu tạo nghiên cứu ở Việt Nam
Phát hiện dầu Phát hiện khí
TT Bể
Số cấu tạo
đã khoan
thăm dò
Số lượng
giếng
Tỷ lệ

(%)
Số lượng
giếng
Tỷ lệ
(%)
1 Trũng Hà Nội 15 - - 1 6,6
2 Trũng Cửu Long 2 - - - -
3 Bể Sông Hồng 25 - - 4 26
4 Bể Cửu Long 17 11 64,7 - -
5 Bể Nam Côn Sơn 42 6 14 9 21
6 Bể Malay – Thổ chu 6 3 50 2 33
Tổng cộng 97 20 20,6 16 16,4

Về sản lượng khai thác dầu và khí: mỗi một năm, lượng khai thác được tăng
dần: đến 5/1998, đã khai thác 60 triệu tấn dầu (chủ yếu ở mỏ Bạch Hổ); đến cuối
1999, đã khai thác được 82 triệu tấn dầu và 3.900 triệu m
3
khí; đến năm 2004, lượng
khai thác đạt tới 4,7 triệu tấn dầu và 3 tỷ m
3
khí và đến năm 2008, Việt Nam đã khai
thác hơn 230 triệu tấn dầu thô và đã cung cấp vào bờ khoảng 45 tỷ m
3
khí.