Địa chất Và tài nguyên dầu khí Việt Nam - Chương 3 ppt

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 đòa 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 đòa
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 đònh 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, đòa 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 bò phát triển. Đây
là bể chứa dầu chủ yếu ở thềm lục đòa 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
Đòa 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 vònh 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 đòa 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 vò 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 Phó Cưu Nam T− ChÝnh Nhãm bĨ Malay
Play Hμ Néi Hång Kh¸nh Long C«n S¬n Vòng 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
Đòa 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 trò 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 đòa 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
TriƯu tÊn
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 thò
trường thế giới liên quan chặt chẽ với thò
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
nhòp 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
Chi phÝ (Triªu USD)
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
1971
1972
1973
1974
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981

1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
Sè giÕng
0.00
10.00
20.00
30.00
40.00
50.00

60.00
70.00
80.00
90.00
Gi¸ dÇu USD/thïng
GiÕng thăm dß GiÕng ph¸t triĨn Gi¸ dÇu theo năm Gi¸ dÇu qui vỊ năm 2002
0
5
10
15
20
25
30
35
1971
1972
1973
1974
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986

1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
Sè giÕng
0.00
10.00
20.00
30.00
40.00
50.00
60.00
70.00
80.00
90.00
Gi¸ dÇu USD/thïng

GiÕng thăm dß GiÕng ph¸t triĨn Gi¸ dÇu theo năm Gi¸ dÇu qui vỊ năm 2002
44
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
thuộc vào điều kiện đòa 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 đòa 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 đòa 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 đòa chất rất phức tạp và điều
kiện thi công đòa 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
Chi phÝ USD/thïng
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 đòa 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
TriƯu tÊn qui dÇu
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
TiƯu tÊn qui dÇu
S«ng
Hång

Phó
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
Đòa 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 m

3
trong đó trữ
lượng khí đồng hành 69,9 tỷ m
3
, khí không
đồng hành 324,8 tỷ m
3
. Trữ lượng dầu đã
khai thác 169,94 triệu tấn, khí đồng hành
và không đồng hành đã khai thác khoảng
37,64 tỷ m
3
trong đó lượng khí đưa vào bờ
sử dụng chỉ đạt 18,67 tỷ m
3
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 m
3
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 đòa
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 m
3
(6204,9 TSCF), trong
đó các nước khu vực Châu Á - Thái Bình
Dương có trữ lượng khí khoảng 13,47 nghìn
tỷ m
3
(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 m
3
(4,3 TSCF)
vào năm 1992 lên 395 tỷ m
3
(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 đòa 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 bò 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
Ngh×n TriƯu thïng
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
Ngh×n triƯu thïng
Trung Quốc
ÁÂn Độ
Indonesia
Úc
Malaysia
Việt Nam
Brunei
Thái Lan
Papua New Guinea
48
Đòa 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 bò 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
Ngh×n tû m3
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
Ngh×n tû m3
Indonesia
Úc
Malaysia
Trung Quốc
ÁÂn Độ
Pakistan
Thái Lan
Papua New
Guinea
Việt Nam
Myanmar

Brunei
Bangladesh
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 đòa Việt Nam (Hình 3.13). Dựa
trên giới hạn chất lượng dầu giữa 22
o
và 31
o

API theo phân loại của Hội nghò năng lượng
thế giới (WEC), dầu của các mỏ đang khai
thác ở thềm lục đòa Việt Nam chủ yếu thuộc
loại nhẹ có tỷ trọng từ 38
o
đến 40,2
o
API, 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
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995

1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
DÇu t¹i chç, tr÷ l−ỵng (triƯu tÊn)
0.00
20.00
40.00
60.00
80.00
100.00
120.00
140.00
160.00
180.00
DÇu khai th¸c (triƯu tÊn
)
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
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
có điểm chảy rất cao (22-36
o
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 đặc
biệt là công nghệ thu nổ, xử lý, minh giải
tài liệu đòa chấn 3D (PSDM, AVO, AVD,
SI ) để làm rõ cấu trúc đòa chất của các
đối tượng thăm dò. Đó chính là chìa khoá
cho sự thành công trong thăm dò gia tăng
trữ lượng trong tương lai.
4.3. 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 đòa dưới 200m nước. Phát triển
Hình 3.13. Qui mô trữ lượng các mỏ dầu Việt Nam
0
20

40
60
80
100
120
140
160
180
200
Tr÷ l−ỵng (triƯu tÊn)
B¹ch Hỉ
S− Tư §en
R¹ng §«ng
Rång
Ruby
§¹i Hïng
S− Tư Vμng
Bunga Raya
BK-C¸i N−íc
C¸ Ngõ Vμng
Ph−¬ng §«ng
TopazNorth
Dõa
Ba V×
Ngäc HiĨn
Thanh Long
C¸ Chã
Phó T©n
Kim C−¬ng T©y
Diamond

Voi Tr¾ng
N¨m C¨n
NW.Raya
51
Chương 3. Tổng quan về tài nguyên dầu khí của Việt nam
và khai thác các mỏ ngoài khơi đòi hỏi sự
nghiên cứu chuyên môn trong thăm dò,
thẩm lượng, phát triển và khai thác mỏ.
Trữ lượng và khả năng khai thác của giếng
khoan cần thiết cho việc xác đònh giá trò tới
hạn (ngưỡng) để xác đònh chi phí đầu tư, vận
hành và thời gian kéo dài của đề án ở môi
trường ngoài khơi. Công nghiệp khai thác
dầu ngoài khơi ở Việt Nam đã được bắt đầu,
mở rộng và tăng trưởng nhanh từ 0,04 triệu
tấn/năm (1986) lên 20,34 triệu tấn/năm vào
năm 2004 (Hình 3.14). Sau 5 năm thành lập
(1981-1986), XNLD “Vietsovpetro” đã đưa
mỏ dầu đầu tiên (mỏ Bạch Hổ) ở bể Cửu
Long thềm lục đòa phía Nam Việt Nam vào
khai thác từ tháng 6 năm 1986, đánh dấu
thành tựu to lớn sự hợp tác giữa Việt Nam
và Liên Xô cũ, mở đầu ngành công nghiệp
khai thác dầu khí trên biển của Việt Nam.
Từ năm 1988 sau khi phát hiện và đưa vào
khai thác dầu trong móng phong hoá 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 từ giai đoạn trước,
Tổng công ty Dầu khí Việt Nam cùng với
các nhà thầu đã phát triển và 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 thoả 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 8-
1998 và cùng năm này Petronas Carigali đã
đưa mỏ Hồng Ngọc (lô 01) vào khai thác.
Trong những năm đầu bước sang thiên niên
kỷ mới, Công ty điều hành chung Cửu Long
JOC đã phát triển mỏ Sư Tử Đen và đưa
vào khai thác từ tháng 10-2003, đánh dấu
sự thành công của hình thức hợp đồng JOC
đầu tiên ở Việt Nam. Tổng sản lượng khai
thác dầu đến hết 2004 là 169,94 triệu tấn
Hình 3.14. Biểu đồ khai thác dầu hàng năm và cộng dồn từ đầu
0.00
5.00
10.00
15.00

20.00
25.00
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
S¶n l−ỵng dÇu khai th¸c hμng
năm (triƯu tÊn)
0.00
20.00
40.00
60.00
80.00
100.00

120.00
140.00
160.00
180.00
DÇu khai th¸c tõ ®Çu (triƯu tÊn)
S¶n l−ỵng khai th¸c dÇu hμng năm
S¶n l−ỵng dÇu khai th¸c tõ mãng tr−íc ĐƯTam
Tỉng dÇu khai th¸c tõ ®Çu
0.00
5.00
10.00
15.00
20.00
25.00
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001

2002
2003
2004
2005
S¶n l−ỵng dÇu khai th¸c hμng
năm (triƯu tÊn)
0.00
20.00
40.00
60.00
80.00
100.00
120.00
140.00
160.00
180.00
DÇu khai th¸c tõ ®Çu (triƯu tÊn)
S¶n l−ỵng khai th¸c dÇu hμng năm
S¶n l−ỵng dÇu khai th¸c tõ mãng tr−íc ĐƯTam
Tỉng dÇu khai th¸c tõ ®Çu
52
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
(~1300 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 đòa Việt Nam đều được phát triển và
khai thác dầu trong đá chứa cát kết thuộc
đòa tầng Miocen, Oligocen và đối tượng
đá móng phong hoá nứt nẻ trước Đệ Tam,
trong đó móng 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 ở chế độ năng lượng tự
nhiên đàn hồi của dầu và khí hoà 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 2 đối tượng cát
kết Miocen, Oligocen và đặc biệt móng nứt
nẻ. 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.
Với quan điểm phát triển nhanh, linh
hoạt hệ thống thiết bò khai thác được lựa
chọn áp dụng phụ thuộc vào độ sâu nước
biển, qui mô mỏ Hệ thống khai thác giàn
cố đònh (giàn đầu giếng, xử lý), hoàn thiện
đầu giếng bề mặt và tàu chứa/xử lý dầu
(FSO/FPSO) đã được áp dụng để khai thác
các mỏ có độ sâu nước biển từ 40-70 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 (Mobile Offshore Production
Unit/Floating Production Unit), kết nối với
các giếng khai thác được hoàn thiện bằng
đầu giếng ngầm ở đáy biển (subsea well
completion), đường ống dẫn mềm và tàu
chứa xuất dầu nổi FSO để phát triển khai
thác sớm phần phía Bắc của mỏ.
Hệ thống này tuy linh hoạt và đưa mỏ
vào khai thác nhanh song công việc sửa
chữa, bảo dưỡng (workover) trong giếng
gặp nhiều khó khăn hơn, chưa kể các rủi
ro tiềm ẩn về an toàn. Kinh nghiệm khai
thác dầu trên thế giới cho thấy các giàn cố

đònh 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 đònh và giàn
nổi (bán chìm) để phát triển khai thác các
mỏ có độ nước sâu tương tự mỏ Đại Hùng ở
bể Nam Côn Sơn.
Để có thể giữ ổn đònh trong thời gian
dài với mức khai thác khoảng 50-60 nghìn
tấn/ngày (400-450 nghìn thùng/ngày)
53
Chương 3. Tổng quan về tài nguyên dầu khí của Việt nam
Petrovietnam cùng với nhà thầu đẩy mạnh
phát triển mở rộng các mỏ đang khai thác
và sớm đưa các mỏ mới vào khai thác. Một
số đề án phát triển mới đã cam kết hoặc
đang trong giai đoạn đầu đánh giá kỹ thuật-
thương mại. Trong tương lai khai thác dầu
ngoài khơi ở Việt Nam số lượng mỏ nhỏ,
hay còn gọi là mỏ biên trên góc độ kinh tế
ngày càng tăng. Để khai thác hiệu quả các
mỏ này, hệ thống khai thác cần nghiên cứu
áp dụng theo quan điểm (concept) “thiết bò/
giàn tối thiểu” với các kiểu giàn nhẹ đầu
giếng và một tàu nổi có công suất thích hợp
cho chứa/xử lý/xuất dầu (FPSO). Đồng thời
đẩy mạnh công tác nghiên cứu áp dụng các
giải pháp tăng cường thu hồi dầu sau khi đã
áp dụng khai thác thứ cấp, đặc biệt cho các
đối tượng móng nứt nẻ trước Đệ Tam của

các mỏ dầu ở bể Cửu Long đang là vấn đề
cực kỳ cấp thiết khi sản lượng các mỏ này
bắt đầu suy giảm nhanh.
Hình 3.15. Mặt cắt điển hình qua mỏ dầu-khí thềm lục đòa Việt Nam (theo Lundin)
km
54
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
5. Phân bố trữ lượng khí
Tính đến 31-12-2004 có 27 mỏ khí được
phát hiện, chủ yếu ở thềm lục đòa dưới 200m
nước, chỉ có mỏ khí Tiền Hải “C” và D14
ở đất liền thuộc MVHN (kể cả một số mỏ
khí cùng với các mỏ dầu như: mỏ Bunga
Kekwa, Sư Tử Trắng ). Các mỏ khí-dầu
này là các thân khí tự nhiên được tích tụ
cùng các thân dầu trong một bẫy hoặc các
thân chứa chủ yếu là dầu và mũ khí của
cấu tạo mà trước đây cho là mỏ dầu (Hình
3.15). Với mục đích báo cáo trữ lượng khí
chỉ đưa vào các mỏ có trữ lượng thu hồi tới
cùng dự tính (EUR) lớn hơn 0,9 tỷ m
3
đối
với các mỏ ở đất liền (mỏ khí Tiền Hải “C”
đang khai thác) và các mỏ ở thềm lục đòa
có trữ lượng lớn hơn 1,8 tỷ m
3
gần các mỏ
đã phát triển (mỏ Hoa Mai đang đánh giá
để đưa vào phát triển). Từ năm 1990 có

khoảng 370 tỷ m
3
khí thiên nhiên có khả
năng thu hồi đã được phát hiện bổ sung đưa
tổng số trữ lượng khí lên 394,7 tỷ m
3
, trong
đó trữ lượng khí không đồng hành là 324.8
tỷ m
3
và khí đồng hành là 69,9 tỷ m
3
. Cũng
trong cùng thời gian đã phát hiên được 23
mỏ khí ở ngoài khơi và 1 mỏ khí ở đất liền.
Do các phát hiện khí của các hợp đồng dầu
khí ký năm 1988 và 1992 mà nhà thầu thực
hiện trong các chiến dòch thăm dò, trữ lượng
khí (dự kiến thu hồi khí cơ bản với hệ số thu
hồi khí của mỏ khoảng 70%) tăng đột biến
sau khi phát hiện 2 mỏ khí Lan Tây-Lan
Đỏ trong năm 1992, mỏ Rồng Đôi (1994)
và Hải Thạch (1995). Hình 3.16 minh hoạ
trữ lượng khí thiên nhiên bổ sung tăng lên
từ năm 1975-2004.
Trong số 27 mỏ có trữ lượng đáp ứng
được điều kiện nêu trên chỉ có 5 mỏ khí có
trữ lượng > 30 tỷ m
3
(>1 TCF) chiếm khoảng

40% trữ lượng khí. Kích thước mỏ và trữ
lượng phát hiện minh hoạ ở hình 3.17.
5.1. Khí không đồng hành
Ở bể Nam Côn Sơn khí không đồng
hành được phát hiện ở 9 mỏ với 159,3 tỷ
m
3
chiếm 40% trữ lượng khí, bể Malay
Thổ Chu có 13 mỏ khí, 2 mỏ khí-dầu với
trữ lượng 138,2 tỷ m
3
chiếm 35%, bể Sông
Hồng kể cả phần đất liền (MVHN) phát
Hình 3.16. Biểu đồ tăng trưởng trữ lượng khí theo năm
0
10
20
30
40
50
60
70
80
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981

1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
Tr÷ l−ỵng theo n¨m (tû m3)
0
50
100
150
200
250

300
350
400
450
Tỉng tr÷ l−ỵng (tû m3)
Tr÷ l−ỵng khÝ ph¸t hiƯn hμng n¨m Tỉng tr÷ l−ỵng khÝ
55
Chương 3. Tổng quan về tài nguyên dầu khí của Việt nam
hiện 1 mỏ khí ở vònh Bắc Bộ và 2 mỏ khí
ở đất liền với trữ lượng 7,5 tỷ m
3
chỉ chiếm
2% tổng trữ lượng khí, ở bể Cửu Long có 2
mỏ dầu khí với trữ lượng 19,8 tỷ m
3
chiếm
5% (Hình 3.18). Qua các số liệu cho thấy
bể Nam Côn Sơn có trữ lượng khí lớn nhất
với nhiều mỏ có qui mô lớn, bể Malay-Thổ
Chu phát hiện nhiều mỏ nhất và có nhiều
mỏ nhỏ. Trữ lượng khí của các mỏ khí đã
phát triển, đang khai thác và đưa vào kế
hoạch phát triển trong vài năm tới khoảng
250 tỷ m
3
(chiếm khoảng 63%).
5.2. Khí đồng hành
Khí đồng hành phân bố chủ yếu ở bể
Cửu Long với trữ lượng 58,4 tỷ m
3

(15%)
tập trung trong các mỏ dầu lớn: Bạch Hổ,
Rạng Đông, Hồng Ngọc và các mỏ dầu-khí:
Hình 3.17. Phân bố các mỏ khí theo qui mô trữ lượng
0.0
5.0
10.0
15.0
20.0
25.0
30.0
35.0
40.0
45.0
50.0
Tr÷ l−ỵng (Tû m3)
Lan Tây
Kim Long
Ác Quỷ
Hải Thạch
Rồng Đôi
Emerald
Sư Tử Trắng
Mộc Tinh
Cá Voi
Thanh Long
Lan Đỏ
Bunga Orkid
N.Pakma
Bunga

C
Khánh Mỹ
H
Rồng Vó Đại
Thiên Nga
Bunga
Đầm Dơi
U Minh
Hoa Mai
Vàng đen
D 14
Tiền Hải
Hình 3.18. Phân bố trữ lượng khí theo các bể
MLThỉ Chu
11.5
(3%)
KhÝ ®ång hμnh
69.9
(18%)
Cưu Long
58.4
(15%)
Cưu Long
19.8
(5%)
Nam C«n S¬n
159.3
(40%)
S«ng Hång
7.5

(2%)
MLThỉ Chu
138.2
(35%)
Cưu Long Nam C«n S¬n S«ng Hång MLThỉ Chu
56
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
Emerald, Sư Tử Trắng. Ngoài ra một lượng
khí đồng hành rất nhỏ (3%) còn phân bố
trong các mỏ khí-dầu như: Bunga Kekwa-
Cái Nước, Bunga Raya thuộc bể Malay
Thổ Chu.
5.3. Trữ lượng condensat
Trữ lượng condensat đưa vào
hydrocarbon thể lỏng trong điều kiện ổn
đònh dựa trên khối lượng thu hồi tiềm năng
từ C
5
và C
5
+ của tổng trữ lượng khí khai
thác từ các đề án cung cấp khí hiện có và
các đề án đã khẳng đònh trong tương lai bao
gồm các mỏ Lan Tây-Lan Đỏ, Rồng Đôi-
Rồng Đôi Tây, Hải Thạch và Emerald. Trữ
lượng condensat tới 31-12-2004 khoảng 18
triệu tấn, tập trung chủ yếu ở các mỏ của
bể Nam Côn Sơn và Cửu Long.
5.4. Xu thế bổ sung trữ lượng khí thiên
nhiên

Trữ lượng khí thiên nhiên tăng nhanh
trong thời gian qua chứng tỏ sự thành công
to lớn trong công tác thăm dò. Trong 14
năm qua (1990 – 2004) đã phát hiện được
24 mỏ khí, bình quân tăng khoảng 26 tỷ m
3
/
năm từ các mỏ mới và thẩm lượng các phát
hiện. Hầu hết các mỏ được phát hiện từ các
vùng thăm dò mới thuộc các hợp đồng dầu
khí lần đầu, chỉ có một số ít mỏ được phát
hiện trong các vùng đã thăm dò được giao
thầu lần 2. Sự bổ sung trữ lượng khí còn
lại đònh hướng trong tương lai một phần là
do tăng trưởng của các mỏ phụ thuộc vào
kết quả khoan thẩm lượng và phát triển mỏ
trên cơ sở kết quả nghiên cứu tốt hơn về
đòa chất, đòa vật lý và công nghệ mỏ, phần
còn lại chủ yếu hy vọng phát hiện các mỏ
khí mới ở các vùng thăm dò mới của các
bể Sông Hồng, Phú Khánh, Tư Chính-Vũng
Mây và các dạng bẫy phi cấu tạo, bẫy hỗn
hợp ở các vùng đã thăm dò thuộc bể Nam
Côn Sơn, Cửu Long và Malay-Thổ Chu.
Cùng với sự bổ sung tăng trưởng trữ lượng
khí thiên nhiên trữ lượng condensat cũng sẽ
được tăng, đặc biệt ở các bể Nam Côn Sơn,
Sông Hồng nơi các mỏ thường ở độ sâu lớn
với điều kiện nhiệt độ và áp suất vỉa cao
nên trữ lượng condensat sẽ tăng đáng kể

ở các bể này. Ngoài ra Việt Nam còn phát
hiện một số mỏ khí khổng lồ ở phía Nam bể
Sông Hồng, nhưng có hàm lượng khí CO
2
rất cao (>60-90%) nên chưa đưa vào thống
kê trữ lượng hiện tại. Vì vậy việc nghiên
cứu các giải pháp công nghệ và có điều
kiện kinh tế ưu đãi để khuyến khích và tạo
điều kiện cho phát triển các mỏ này sẽ là
nguồn tiềm năng bổ sung đáng kể (khoảng
250 tỷ m
3
) trữ lượng khí cho Việt Nam trong
tương lai.
5.5. Chất lượng khí và phát triển khai
thác
Nhìn chung chất lượng các mỏ khí ở
Việt Nam là khí ngọt trừ một số ít mỏ ở
bể Malay-Thổ Chu có hàm lượng khí CO
2

cao, ngoài ra cũng có ít mỏ có hàm lượng
H
2
S trung bình-cao. Mỏ khí Tiền Hải “C”
là mỏ đầu tiên được phát hiện (1975) ở đất
liền thuộc MVHN và cũng là mỏ khí được
khai thác đầu tiên ở Việt Nam từ tháng
6 năm 1981 để phục vụ cho phát điện và
công nghiệp đòa phương của tỉnh Thái Bình.

Vào cuối những năm 80 đầu thập niên 90
thò trường khí ở Việt Nam chưa có nên vào
thời kỳ đầu khai thác các mỏ dầu ở bể
Cửu Long, khí đồng hành một phần được
sử dụng phục vụ cho chạy máy phát điện
tại các giàn hoặc dùng cho gaslift để tăng
thu hồi dầu, còn lại được đốt bỏ để bảo vệ
57
Chương 3. Tổng quan về tài nguyên dầu khí của Việt nam
môi trường. Chỉ vào cuối những năm 90 nó
mới giành được sự chú ý của công nghiệp
do kết quả thăm dò đã phát hiện được một
số mỏ khí ở thềm lục đòa và cho thấy Việt
Nam có nguồn khí thiên nhiên ở thềm lục
đòa lớn hơn so với dầu trong vấn đề năng
lượng. Để nhanh chóng khai thác nguồn tài
nguyên khí, Petrovietnam đã bắt đầu tìm
kiếm phát triển nguồn năng lượng này làm
nhiên liệu cho phát điện trong chính sách
năng lượng quốc gia, hoá khí (sản xuất
phân đạm ), làm lạnh cho các công trình
công cộng và làm nhiên liệu cho một số
ngành công nghiệp khác và cho giao thông
vận tải (LPG, CNG). Điều đó cho phép
Việt Nam có điều kiện nhanh chóng tăng
sản lượng điện phục vụ cho điện khí hoá và
công nghiệp hoá đất nước. Thực hiện mục
tiêu chiến lược này đường ống dẫn khí đầu
tiên từ biển (mỏ Bạch Hổ) vào bờ dài trên
100 km với công suất 5,5 triệu m

3
/ngày đã
được xây dựng. Từ năm 1995, sau khi hệ
thống đường ống dẫn khí này được hoàn
thành khí đồng hành của mỏ Bạch Hổ được
đưa vào đất liền để phục vụ cho nhà máy
điện Bà Ròa-Vũng Tàu, nhà máy khí hoá
lỏng LPG Dinh Cố.
Năm 2001 khí đồng hành mỏ Rạng
Đông được thu gom vận chuyển qua hệ
thống đường ống dẫn khí Rạng Đông- Bạch
Hổ đưa vào bờ để cùng với khí đồng hành
mỏ Bạch Hổ cung cấp cho khu công nghiệp
điện đạm Phú Mỹ. Sản lượng khai thác
khí thiên nhiên hàng năm đều tăng, nhất
là từ năm 2002 khi công ty BP, ONGC và
Petrovietnam đưa mỏ khí Lan Tây- Lan Đỏ
ở thềm lục đòa vào khai thác và vận hành
hệ thống đường ống dẫn khí Nam Côn Sơn
26 inches (66,04 cm) dài trên 370 km ở biển
và đường ống 30 inches (76,2 cm) từ bờ
biển đến Phú Mỹ với công suất 20 triệu m
3

khí/ngày (700mscf/ngày). Do thò trường khí
Việt Nam phát triển chậm nên từ năm 2003
khí khai thác từ cụm mỏ Bunga Kekwa-
Hình 3.19. Khai thác và sử dụng khí hàng năm
0
1

2
3
4
5
6
7
8
9
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002

2003
2004
2005
KhÝ khai th¸c, ®èt bá hμng n¨m (tû m3)
0
5
10
15
20
25
30
35
40
Tỉng khÝ khai th¸c, sư dơng tõ ®Çu
(tû m3)
KhÝ khai th¸c hμng n¨m KhÝ ®èt bá hμng n¨m
Tỉng khÝ khai th¸c tõ ®Çu Tỉng khÝ sư dơng tõ ®Çu
58
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
Cái Nước, Bunga Raya ở vùng thoả thuận
thương mại giữa Việt Nam và Malaysia (bể
Malay-Thổ Chu) được xuất khẩu bán cho
Malaysia với sản lượng 1,25 tỷ m
3
/ năm
(3,4 triệu m
3
/ngày). Tổng sản lượng khai
thác khí đồng hành và không đồng hành
được khai thác đến hết 2004 là 37,64 tỷ

m
3
trong đó lượng khí được đưa vào bờ sử
dụng là 18,67 tỷ m
3
, lượng khí đồng hành
sử dụng tại mỏ và phải đốt bỏ từ đầu cho
tới nay là khá lớn khoảng 18,97 tỷ m
3
(Hình
3.19). Hiện nay lượïng khí đồng hành phải
đốt bỏ hàng năm vào khoảng 800-900 triệu
m
3
chiếm khoảng 10% sản lượng khí đồng
hành khai thác trong năm. Để tránh lãng
phí nguồn tài nguyên không tái tạo này cần
phải có kế hoạch thu gom vận chuyển vào
bờ để phục vụ cho các hộ tiêu thụ.
Sản lượng khai thác khí đồng hành và
không đồng hành đưa vào sử dụng bình
quân hiện nay (2005) khoảng 17 triệu m
3
/
ngày (600 mscf/ngày), trong đó sản lượng
khí không đồng hành trên 11 triệu m
3
/ngày,
khí đồng hành từ 2 mỏ Bạch Hổ, Rạng
Đông khoảng 5,8 triệu m

3
/ngày, sản lượng
khí không đồng hành ở đất liền (mỏ Tiền
Hải “C”) chỉ có trên 50 nghìn m
3
/ngày. Như
vậy sản lượng khai thác khí hàng năm hiện
tại mới chỉ chiếm 1,6% tổng trữ lượng khí
hiện có. Trong tương lai khi hình thành và
mở rộng các khu công nghiệp sử dụng khí:
1. Khu Đông Nam Bộ (Bà Ròa-Vũng Tàu-
Đồng Nai-Tp. Hồ Chí Minh) công suất:
6 ÷ 9 tỷ m
3
/năm; 2. Khu Tây Nam Bộ (Cà
Mau - Kiên Giang - Ô Môn/Cần Thơ) công
suất: 5 ÷ 8 tỷ m
3
/năm; 3. Khu đồng bằng
Bắc Bộ (Thái Bình) công suất 1 ÷ 2 tỷ m
3
/
năm nhu cầu cung cấp khí sẽ tăng nhanh,
sản lượng khai thác khí sẽ đạt 12-15 tỷ m
3
/
năm (khoảng 4% trữ lượng) vào năm 2010.
Sản lượng khai thác khí có thể đạt trên 15
tỷ m
3

/năm từ sau năm 2015. Nếu từ năm
2010 khai thác các mỏ khí ở chế độ giảm
áp tự nhiên của khí (Natural depletion) với
nhòp độ 4% năm thì với trữ lượng còn lại
thời gian khai thác còn có thể kéo dài được
khoảng trên 20 năm kể từ sau 2010.
6. Kết luận
1. Dầu mỏ và khí thiên nhiên là tài nguyên
quý hiếm, không tái tạo, là nguồn năng
lượng và nguyên liệu quan trọng cho sự
phát triển kinh tế của đất nước. Sau 30
năm xây dựng và phát triển Tổng công
ty Dầu khí Việt Nam mà công tác thăm
dò khai thác dầu khí là một trong các
hoạt động quan trọng nhất đã có những
bước tiến vượt bậc, nhất là từ khi Đảng
và Nhà nước ta có chính sách mở cửa.
Luật Đầu tư nước ngoài tại Việt Nam
được Nhà nước ban hành, ngành dầu
khí đã thu hút được hàng chục công ty
dầu khí thế giới đầu tư vào thăm dò ở
hầu hết các bể trầm tích Đệ Tam có
triển vọng dầu khí của Việt Nam với
số vốn đầu tư cho thăm dò khai thác
trên 7 tỷ USD, đã 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, đóng góp một tỷ

phần lớn cho GDP nước nhà và không
ngừng tăng lên, đưa Việt Nam vào danh
sách các nước sản xuất dầu khí trên thế
giới và đứng thứ 3 ở Đông Nam Á về
khai thác dầu thô.
2. Việc áp dụng các phương pháp kỹ thuật
59
Chương 3. Tổng quan về tài nguyên dầu khí của Việt nam
và công nghệ mới tiên tiến vào thăm dò
dầu khí ở Việt Nam đã đem lại thành
quả to lớn đặc biệt sau sự kiện mang
tính đột phá phát hiện ra dầu trong
móng nứt nẻ trước Đệ Tam ở mỏ Bạch
Hổ của XNLD “Vietsovpetro” vào năm
1988 đã làm thay đổi các quan điểm
thăm dò truyền thống, nhờ đó hàng loạt
các giếng thăm dò vào móng đã đem
lại thành công phát hiện thêm nhiều
mỏ dầu mới (Rạng Đông, Hồng Ngọc,
Rồng-14, Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng, Sư
Tử Trắng ở bể Cửu Long và mỏ Đại
Hùng ở bể Nam Côn Sơn ) gia tăng trữ
lượng dầu khí đáng kể, đảm bảo tăng
nhanh sản lượng khai thác dầu khí đáp
ứng nhu cầu năng lượng phát triển nền
kinh tế quốc dân.
3. Tuy nhiên, do độ rủi ro cao, nguồn vốn
lớn trong TKTD dầu khí mà nền kinh
tế Việt Nam chưa đủ sức gánh chòu,
còn phải dựa vào đầu tư nước ngoài

nên mức độ thăm dò không đồng đều,
mới chỉ tập trung chủ yếu ở vùng nước
nông đến 200m với tổng diện tích các
lô đã ký hợp đồng mới chiếm khoảng
1/3 diện tích thềm lục đòa. Vì vậy, trong
thời gian tới cùng với việc tiếp tục mở
rộng hợp tác quốc tế và thu hút đầu tư
nước ngoài, Petrovietnam cần phải phát
huy nội lực hơn nữa để đẩy mạnh và mở
rộng công tác thăm dò nhằm có phát
hiện dầu khí mới, gia tăng trữ lượng
làm cơ sở cho việc quy hoạch khai thác
dầu khí hợp lý và hiệu quả.
4. Trữ lượng và tiềm năng dầu khí các bể
trầm tích Đệ Tam của Việt Nam dự báo
là đáng kể (4.300 triệu tấn

quy dầu) chủ
yếu là khí (trên 50%) và phân bố chủ
yếu (>90%) ở thềm lục đòa. Dầu khí đã
phát hiện vào khoảng 1.208,89 triệu tấn
quy dầu chiếm khoảng 28% của tổng
trữ lượng và tiềm năng dự báo, trong
đó đã phát triển đưa vào khai thác 11
mỏ dầu khí, ngoài ra nhiều phát hiện
dầu khí đang được thẩm lượng để phát
triển trong vài năm tới. Trừ một số mỏ
có qui mô lớn-khổng lồ còn đa số các
mỏ đã phát hiện có qui mô trung bình,
nhỏ có nhiều tầng chứa với cấu trúc

đòa chất rất phức tạp nên mặc dù tỷ lệ
phát hiện tương đối cao nhưng số mỏ có
giá trò thương mại không nhiều, một số
phát hiện không thương mại trong điều
kiện kinh tế-kỹ thuật và luật hiện hành.
Mặc dù con số trữ lượng và tiềm năng
dự báo còn tiềm ẩn yếu tố rủi ro nhưng
đã đưa ra được đònh hướng chiến lược
phát triển ngành dầu khí đến năm 2025
nhằm quản lý và khai thác an toàn, hiệu
quả hơn nguồn tài nguyên này để phục
vụ mục tiêu phát triển nền kinh tế Quốc
dân.
5. Để đảm bảo gia tăng trữ lượng, duy trì
khai thác ổn đònh lâu dài đảm bảo an
ninh năng lượng cho phát triển kinh tế
của đất nước luôn là thách thức lớn đối
với ngành dầu khí Việt Nam. Bởi vậy
trong thời gian tới Tổng công ty Dầu
khí Việt Nam cần phải phát huy nội lực
để đẩy mạnh và mở rộng thăm dò dầu
khí ở các vùng còn chưa được thăm dò,
đồng thời cần đầu tư nghiên cứu tìm các
giải pháp kinh tế-công nghệ để phát
triển khai thác các mỏ được xem là nhỏ
và các mỏ khí có hàm lượng CO
2
cao
mà các nhà thầu đã hoàn trả và có được
một tổ hợp các giải pháp, chính sách

60
Đòa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam
ưu đãi khuyến khích đầu tư nước ngoài
để phát triển khai thác các mỏ giới hạn
kinh tế trên biển là đòi hỏi thực tế rất
cấp bách. Mặt khác, cần phối hợp với
các nhà thầu nghiên cứu áp dụng các
giải pháp công nghệ mới để tăng khả
năng thu hồi dầu tại các mỏ đang khai
thác. Điều này có ý nghóa kinh tế rất
lớn trong tương lai khi mà các mỏ dầu
khí khai thác ngày càng cạn kiệt và việc
phát hiện các mỏ nhỏ ở thềm lục đòa và
vùng đặc quyền kinh tế Việt Nam ngày
càng trở nên phổ biến.
61
Chương 3. Tổng quan về tài nguyên dầu khí của Việt nam
1. BP, 2004. Statistical Review of World
Energy.
2. Nguyễn Văn Đắc, 2000. Tiềm năng
dầu khí các bể trầm tích Kainozoi Việt
Nam. Tuyển tập báo cáo Hội nghò
KHCN “Ngành Dầu khí Việt Nam trước
thềm thế kỷ 21”, tập I, Nhà xuất bản
Thanh niên, Hà Nội-2000
3. Vũ Văn Kính, Nguyễn Văn Đắc &
nnk, 2000. Báo cáo tổng hợp đánh giá
kết quả tìm kiếm thăm dò dầu khí ở Việt
Nam giai đoạn 1998-2000 và phương
hướng tìm kiếm thăm dò tiếp theo. Lưu

trữ Viện Dầu khí Hà Nội 11/2000.
4. Vũ Văn Kính, Nguyễn Trọng Tín &
nnk, 2004. Đánh giá kết quả tìm kiếm
thăm dò dầu khí ở Việt Nam đến 2002
và phương hướng hoạt động tiếp theo.
Tuyển tập báo cáo hội nghò khoa học
công nghệ : Viện Dầu khí 25 năm xây
dựng và trưởng thành. Nhà xuất bản
Khoa học và Kỹ thuật. Hà Nội 2003.
5. MPI-PV, 1996. Vietnam Gas Master
Plan volume 2. Resource Estimation.
Under Assignment from the Overseas
Development Administration
6. Torstein Hoie, Arne Onstein, Nguyễn
Văn Đắc, Nguyễn Trấn Phòng, Phạm
Thanh Liêm, Phan Giang Long, 1997.
Vietnam Total Resource Assessment
(VITRA). Lưu trữ Tổng công ty Dầu khí
Hà Nội 6/1997.
Tài liệu tham khảo