Nghiên cứu lựa chọn phát triển hợp lý cho các mỏ dầu khí cận biên bồn trũng cửu long

bộ giáo dục và đào tạo
trường đại học mỏ - địa chất

nguyễn hoàng đức

Nghiên cứu LựA CHọN phát triển hợp lý cho các mỏ dầu
khí cận biên bồn trũng cửu long

luận văn thạc sỹ kỹ thuật

Hà nội - 2010


bộ giáo dục và đào tạo
trường đại học mỏ - địa chất

nguyễn hoàng đức

Nghiên cứu lA CHN phát triển hợp lý CHO các mỏ dầu
khí cận biên bồn trũng cửu long
Chuyên ngành: Kỹ thuật Khoan - Khai thác và Công nghệ Dầu khí
MÃ số: 60.53.50

luận văn thạc sĩ kỹ thuật

người h­íng dÉn khoa häc:
PGS.TS Hoµng Dung

Hµ néi - 2010

DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CÁC CHỮ VIẾT TẮT
EOR: (Enhance Oil Recovery): Gia tăng thu hồi dầu
EPCI: (Engineering, Procurement, Construction & Installation
CDM: (Clean Development Mechanism): Cơ chế phát triển sạch
GOR: (Gas oil ratio): Tỷ số khí dầu
Rs: (Solution gas oil ratio): Tỷ số khí hịa tan trong dầu
Bo: (Oil Formation Volume factor): Hệ số thể tích dầu
FPD: (Field Development Plan): Kế hoạch phát triển mỏ
FPSO: (Floating, Production, Storage & Offloading Unit):
FEED: (Front End Engineering Design):
Kro: (Relative Permeability to oil): Độ thấm pha của dầu
Krw: (Relative Permeability to water): Độ thấm pha của nước
Krg: (Relative Permeability to gas): Độ thấm pha của khí
Ed: (Displacement efficiency): Hệ số đẩy
)
NPV: (Net Present Value): Giá trị hiện tại ròng
ODP: (Outline Development Plan): Kế hoặch phát triển đại cương
OOIP: (Original Oil in place): Lượng dầu tại chỗ ban đầu
WC: (Water cut): Độ ngập nước
WI: (Water injection): Bơm ép nước
HCPV: (Hydrocarbon pore volume): Không gian rỗng chứa hydrocarbon trong vỉa
Ek: Hệ số Dyskstra-Parson
LM: (Lower Mioxene): Mioxen dưới
OL: (Oligoxene): Oligoxen
GPP: (Gas Processing Plan): Nhà máy xử lý khí
Capex: (Capital expenditrure): Chi phí đầu tư
Opex: (Operational expense): Chi phí điều hành
BUSD: (Billion United states dollar): Tỷ đơ la Mỹ

1

DANH MỤC CÁC BẢNG
Bảng 1.1. Phân loại các mỏ dầu khí theo độ lớn của trữ lượng. ............................................ 7
Bảng 2.1. Đối tượng khai thác ở các mỏ nhỏ bể Cửu Long ................................................ 21
Bảng 2.2. Đặc trưng vỉa chứa các mỏ đang khai thác ở bể Cửu Long ................................ 22
Bảng 2.3. Đặc trưng khai thác các mỏ đang khai thác ở bể Cưu Long ............................... 23
Bảng 2.4. Dầu tại chỗ ban đầu và thu hồi dầu các mỏ đang khai thác ................................ 23
Bảng 2.5. Đặc trưng các mỏ chưa phát triển........................................................................ 24
Bảng 2.6. Dầu tại chỗ và thu hồi dự kiến tại các đối tượng chưa phát triển ........................ 24
Bảng 4.1. Khối lượng lấy mẫu lõi ở các giếng khoan cấu tạo Nam Rồng-Đồi Mồi............ 36
Bảng 4.2. Thông tin về công tác lấy mẫu dầu và khí ở mỏ Nam Rồng– Đồi Mồi .............. 43
Bảng 4.3. Các thông số của giếng theo các phương án khai thác thân dầu trong móng của
cấu tạo .................................................................................................................................. 50
Bảng 4.4. Biểu đồ xây dựng giếng khoan ở khu vực Nam Rồng-Đồi Mồi. Phương án 1 ... 53
Bảng 4.5. Đặc tính chỉ số cơng nghệ khai thác của các phương án tính tốn cho mỏ Nam
Rồng - Đồi Mồi. ................................................................................................................... 63
Bảng 5.1. Các chỉ số công nghệ cơ bản khai thác dầu mỏ Nam Rồng và Đồi Mồi, ............ 70
phương pháp khai thác - Gas lift – Bơm điện ly tâm ngầm (Phương án 1) ........................ 70
Bảng 5.2. Các chỉ số công nghệ cơ bản khai thác dầu mỏ Nam Rồng và Đồi Mồi - Phương
pháp khai thác - Gas lift - Bơm điện ly tâm ngầm (Phương án 2) ...................................... 71
Bảng 5.3. Các chỉ số công nghệ cơ bản khai thác dầu mỏ Nam Rồng và Đồi Mồi Phương
pháp khai thác - Gas lift – Bơm điện ly tâm ngầm (Phương án 3) ...................................... 73
Bảng 5.4. Các đặc tính lý-hố cơ bản của dầu tầng móng mỏ Nam Rồng-Đồi Mồi ........... 76
Bảng 5.5. Tính chất lưu biến của dầu lấy từ tầng móng giếng R-25 ................................... 77
Bảng 5.6. Các thơng số vận chuyển theo RC-DM=>RP-1(có tính sản phẩm khu vực Nam
Trung Tâm Rồng) ................................................................................................................ 81
Bảng 5.7. Kết quả tính tốn nhiệt thủy lực các phương án vận chuyển sản phẩm RC-DM về
RP-1 (cho đến khi đưa RP-4 vào làm việc) ......................................................................... 82
Bảng 5.8. Kết quả tính tốn nhiệt thủy lực các phương án vận chuyển sản phẩm từ RC-DM

đi qua RP-4 về RP-3 (giai đoạn trước khi đưa RP-4 vào làm việc) ..................................... 82
Bảng 5.9. Kết quả tính tốn nhiệt thủy lực khi vận chuyển sản phẩm đã tách khí từ RP-4 về
RP-3, RP-2 và UBN-3 ......................................................................................................... 83
Bảng 5.10. Thông số vận chuyển theo đường ống RC-DM=>RC-4=>RC-5=>RP-1 ......... 86
Bảng 5.11. Kết quả tính tốn nhiệt thủy lực khi vận chuyển sản phẩm khai thác trên RC
DM và RC-4 về RP-1 (với SP khu vực Nam Trung tâm Rồng) .......................................... 87
Bảng 5.12. Kết quả tính tốn nhiệt thủy lực khi vận chuyển sản phẩm khai thác trên RCDM và RC-4 về RP-3........................................................................................................... 88
Bảng 5.13. Các chỉ số công nghệ khai thác của hệ thống BEV theo phương án 2 .............. 93
Bảng 5.14. Các chỉ số công nghệ khai thác của hệ thống BEV theo phương án 3 .............. 95
Bảng 6.1. Các loại dung dịch khoan được đề xuất để thi công các giếng khoan mẫu ở mỏ
Nam Rồng – Đồi mồi ......................................................................................................... 101
Bảng 6.2. Các thông số dung dịch khoan được đề xuất để thi công các giếng khoan mẫu ở
mỏ Nam Rồng – Đồi mồi ................................................................................................... 102
Bảng 6.3. Đơn pha dung dịch khoan polyme ít sét (DDK-PIS) ........................................ 103
Bảng 6.4. Đề xuất các thông số dung dịch khoan polyme-ít sét (DDK-PIS) dùng để khoan
trong móng ......................................................................................................................... 104

2


DANH MỤC CÁC HÌNH
Hình 2.1. Ví trí các mỏ ở bể Cửu Long ............................................................................... 16
Hình 2.2. Sản lượng khai thác dầu tại Việt Nam ................................................................. 21
Hình 3.1. Sơ đồ mơ hình MOPU + FSO .............................................................................. 28
Hình 3.2. Sơ đồ sử dụng giàn khai thác nổi FPU + FSO ..................................................... 29
Hình 4.1. Bản đồ khu vực nghiên cứu ................................................................................. 35
Hình 4.2. Động thái ngập nước theo các vỉa của SP Vietsovpetro ...................................... 49
Hình 4.3. Sơ đồ bố trí giếng trên cấu tạo Nam Rồng - Đồi Mồi, phương án 1. .................. 56
Hình 4.4. Sơ đồ bố trí giếng trên cấu tạo Nam Rồng - Đồi Mồi, phương án 2. .................. 57
Hình 4.5. Sơ đồ bố trí giếng trên cấu tạo Nam Rồng - Đồi Mồi, phương án 3 ................... 58

Hình 4.6. Các chỉ số công nghệ khai thác của khu vực Nam Rồng-Đồi Mồi (phương án 1)
............................................................................................................................................. 59
Hình 4.7. Các chỉ số công nghệ khai thác của khu vực Nam Rồng-Đồi Mồi (phương án 2)
............................................................................................................................................. 61
Hình 4.8. Các chỉ số cơng nghệ khai thác của khu vực Nam Rồng-Đồi Mồi (phương án 3)
............................................................................................................................................. 62
Hình 5.1. Sơ đồ thiết bị lịng giếng khai thác tự phun và gaslift ......................................... 67
Hình 5.2. Sơ đồ vận chuyển sản phẩm khai thác của RC-DM thời điểm trước khi đưa RP-4
vào vận hành theo Phương án 1 và 2 ................................................................................... 79
Hình 5.3. Sơ đồ vận chuyển sản phẩm khai thác của RC-DM thời điểm trước khi đưa RP-4
vào vận hành theo các Phương án khai thác 1 và 2 ............................................................. 80
Hình 5.4. Sơ đồ vận chuyển sản phẩm sau khi đưa RP-4 vào vận hành theo các Phương án
khai thác 1 và 2 .................................................................................................................... 84
Hình 5.5. Sơ đồ vận chuyển sản phẩm theo Phương án khai thác 3 .................................... 87
Hình 7.1. Sơ đồ kết nối mỏ Nam Rồng-Đồi Mồi với khu vực mỏ Rồng........................... 107
Hình 7.2. Sơ đồ kết nối mỏ Nam Rồng-Đồi Mồi với khu vực mỏ Rồng........................... 108

3


MỞ ĐẦU

Dầu khí là nguồn năng lượng quan trọng để phát triển nền kinh tế
Nam, ngành cơng nghiệp dầu khí đóng hơn 25% tổng ngân sách nhà nước. Nhằm
đáp ứng nhu cầu tiêu thụ dầu khí ngày càng gia tăng của thị trường trong nước cũng
như đảm bảo phát triển kinh tế đất nước đòi hỏi phát triển nhanh và hiệu quả các mỏ
dầu khí, đặc biệt là những mỏ có trữ lượng thu hồi nhỏ. Kết quả tìm kiếm thăm dò,
thẩm lượng trong những năm gần đây cho thấy phần lớn các phát hiện dầu khí là
những mỏ nhỏ với trữ lượng thu hồi không lớn, khoảng từ 50-100 triệu thùng, một
số mỏ xa bờ hoặc có cấu trúc địa chất phức tạp.

Bể Cửu Long nằm ở phía Đơng Nam bờ biển Việt Nam theo hướng Đông
Bắc-Tây Nam, với diện tích khoảng 36.000 km2, bao phủ tồn bộ các lô 01, 02, 09,
15, 16 và 17 là bể dầu khí tốt nhất và cũng là khu v ực khai thác dầu khí chính của
nước ta hiện nay, cung cấp gần 80% sản lượng dầu khí hàng năm. Tuy nhiên các
cấu tạo lớn thuộc các đối tượng truyền thống tại bể đã được thăm dò và khai thác
, các cấu tạo vừa được phát hiện gần đây đều cho trữ lượng thu hồi từ trung
bình đến nhỏ. Tại bể Cửu Long, với điều kiện khắc nghiệt ngoài khơi, với độ sâu
nước biển từ 50 đến 100m việc phát triển các mỏ nhỏ với phương pháp và trang
thiết bị truyền thống mang lại hiệu quả kinh tế thấp do chi phí đầu tư và vận hành
lớn. Với định chế về tài chính, qui định hợp đồng dầu khí áp dụng như các mỏ trung
bình và lớn hiện nay là thách thức lớn để quyết định đầu tư và phát triển mỏ nhỏ.
Do vậy việc tìm kiếm các giải pháp cơng nghệ, kinh tế nhằm phát triển hiệu quả các
mỏ nhỏ ở bể Cửu Long là nhiệm vụ cấp thiết và có ý nghĩa th ực tiễn cao trong điều
kiện hiện nay.
Luận văn này nghiên cứu và trình bày các giải pháp tổng thể về công nghệ, kỹ
thuật và kinh tế nhằm tối ưu hóa và nâng cao hiệu quả phát triển mỏ cận biên tại bể
Cửu Long qua đó làm cơ sở để tiếp tục áp dụng cho các mỏ cận biên khác ở Việt
Nam.

4


.

.

.
4.
- Tổng quan các mỏ dầu, khí giới hạn ở ngoài khơi biển Việt Nam.
- Nghiên cứu các giai đoạn khai thác mỏ, ứng dụng của các kiểu phương pháp

khai thác tự nhiên và nhân tạo.
- Đánh giá hiệu quả về phương diện kỹ thuật, kinh tế của các phương pháp
khai thác trong nâng cao hệ số thu hồi dầu.
- Đề xuất phương án phát triển mỏ hợp lý
Để đạt được mục đích và nội dung mà đề tài đặt ra, trong luận văn đã sử dụng
tổng hợp các phương pháp nghiên cứu:
- Phương pháp thu thập tài liệu: Thu thập tài liệu về
-

- Phương pháp thực nghiệm: Tính tốn thực nghiệm
.
- Phương pháp thống kê bằng bảng biểu biểu diễn
.

5


- Phương pháp phân tích, tổng hợp: Tổng hợp số liệu xử lý và phân tích, đánh
giá kết quả nhận được.
6.

:
.

7

126

.

-

y.

6


CHƯƠNG 1
TỔNG QUAN VỀ MỎ CẬN BIÊN

1.1. Khái niệm về mỏ cận biên.
Cho tới nay, một số khá lớn các mỏ dầu, khí đã đư ợc phát hiện nhưng được
xem là không kinh tế để đầu tư phát triển một cách bình thư ờng. Các mỏ như vậy
được gọi chung là “mỏ cận biên”. Khi nói mỏ cận biên (marginalfield) có nghĩa là
tính kinh tế của việc phát triển mỏ đó là khó có thể nhận biết ngay được, có thể do
trữ lượng của mỏ là nhỏ hoặc mỏ nằm ở khu vực nước sâu, hay do các điều kiện
cho việc phát triển mỏ khơng thuận lợi,… Nói cách khác, khái niệm mỏ cận biên
khơng chỉ phụ thuộc vào kích thước của mỏ mà chủ yếu phụ thuộc vào tính lợi
nhuận hạn chế của loại mỏ này. Không thể đưa ra một định nghĩa chính xác về mỏ
cận biên vì giá trị kinh tế của mỗi mỏ chịu ảnh hưởng của rất nhiều yếu tố khác
nhau tùy thuộc từng vùng, từng khu vực, với những đặc thù riêng biệt. Chẳng hạn, ở
vùng nước nông vịnh Mêxicô, mỏ cận biên được định nghĩa là mỏ có trữ lượng thu
hồi được từ 3 đến 8 triệu thùng (0,46 - 1,2 triệu tấn ) và tính kinh tế của việc phát
triển mỏ là chưa rõ ràng. Còn ở Canada, mỏ cận biên là những mỏ có trữ lượng thu
hồi được vào khoảng từ 4 đến 12 triệu thùng với tỷ suất thu hồi (RF) từ 12 -15%. Ta
có thể thấy, tuy được gọi là định nghĩa , song nó cũng cịn xa mới đủ để căn cứ vào
đó mà đánh giá một mỏ là cận biên hay không.
Phần lớn các mỏ dầu của thế giới là nhỏ, và chiếm khoảng 10% tổng trữ lượng
khai thác của thế giới (Bảng 1.1).
Bảng 1.1. Phân loại các mỏ dầu khí theo độ lớn của trữ lượng.

Kích thước mỏ
Đóng góp vào tổng
Số lượng mỏ dầu
dầu (Tỷ thùng)
trữ lượng (%)
Siêu khổng lồ

>10

25

40

Khổng lồ

>0,5

338

40

Lớn

>0,1

1.163

10

Nhỏ

<0,1

10.974

10

Tổng số

-

12.500

100

7


Trong những năm gần đây, các mỏ lớn và khổng lồ ngày càng ít được phát
hiện. Để đáp ứng nhu cầu năng lượng ngày càng tăng của thế giới, việc phát triển khai thác các loại mỏ cận biên ngày càng thu hút sự quan tâm của các chủ đầu tư.
Cùng với những thành tựu to lớn của công nghệ mới, việc khai thác các loại mỏ này
ngày càng trở nên hiện thực và có nhiều tiến bộ đáng kể.
Giá trị của mỏ được xác định thông qua việc đánh giá các tiêu chuẩn kinh tế
liên quan đến các yếu tố tự nhiên, xã hội, công nghệ và thị trường. Chính các yếu tố
này sẽ quyết định tính doanh lợi của việc phát triển mỏ. Về cơ bản, các yếu tố đó
bao gồm:
Các yếu tố tự nhiên:
-

Trữ lượng mỏ.

-

Độ sâu của mực nước,các điều kiện địa lý, khí hậu, mơi trường, mức độ an
toàn, độ phức tạp về địa chất.

-

Loại và chất lượng sản phẩm dầu, khí hay condensat.
Các yếu tố xã hội:

-

Mức độ ổn định của cơ chế chính trị, nhịp độ tăng trưởng kinh tế của nước
chủ nhà. Điều này có tầm quan trọng đặc biệt vì nó ảnh hưởng tới độ rủi ro
của vốn đầu tư mà các nhà thầu bỏ vào.

-

Các chế độ ưư đãi khác cho các vùng có đặc thù khác nhau.
Các yếu tố về công nghệ, thị trường:

-

Các điều kiện về cơ sỏ hạ tầng sẵ có cho việc khai thác, xây dựng, lắp đặt,
vân chuyển sản phẩm, khoảng cách đến bờ hoặc đến cơ sở khai thác gần
nhất, sự có sẵn của các thiết bị khoan, tàu hoặc các hệ thống khai thác cho
các mỏ lân cận.

-

Cơng nghệ sẵn có thích hợp cho việc khai thác các mỏ cận biên một cách có
hiệu quả.

-

Các biến động về giá nhiên li u, thiết bị và các yếu tố liên quan đến thị
trường.

-

Thị trường tiêu thụ sản phẩm (đặc biệt với mỏ khí)
Các yếu tố pháp lý, điều kiện hợp đồng:

8


-

Bộ khung luật pháp: Luật dầu khí, Luật bảo vệ mơi trường, hệ thống thuế…

-

Hình thức hợp đồng: hợp đồng phân chia sản phẩm (PSC), liên doanh, tô
nhượng, hợp đồng dịch vụ.

-

Điều khoản hợp đồng:
• Hoa hồng chữ ký.

• Tỷ suất thu hồi vốn.
• Chia dầu lãi.
• Phần tham gia của nước chủ nhà.
• Các loại thuế.

1.2. Kinh nghiệm về công nghệ khai thác mỏ cận biên của các công ty và các
nước cơng nghiệp dầu khí.
Do những đặc tính riêng của mỏ cận biên như trữ lượng thường không lớn,
nằm ở vùng nước sâu, xa bờ… nên kỹ thuật phát triển loại mỏ này nhất thiết phải
đáp ứng được các yêu cầu nhằm giảm tới mức tối đa chi phí xây dựng, lắp đặt, vận
hành và thu dọn mỏ. Để có được những thiết kế phù hợp với loại mỏ này, nhiều cải
tiến đã đư ợc thực hiện trên cơ sở các kỹ thuật hiện có. Trong hai thập kỷ vừa qua,
nhiều giải pháp công nghệ đã và đang được thử nghiệm và ứng dụng với nhiều tiến
bộ lớn.
Tuy nhiên, khơng có một loại sơ đồ nào có thể áp dụng chung cho việc phát
triển mỏ cận biên. Mỗi mỏ là một trường hợp riêng, không thể sử dụng duy nhất
một quy trình cơng nghệ nào cho tất cả các mỏ mà chỉ có thể và cách tốt nhất là học
hỏi, tham khảo kinh nghiệm từ các mỏ trên thế giới để áp dụng một cách linh hoạt
vào mỗi phát hiện cụ thể.
Sau đây sẽ điểm qua một số loại hình phát triển mỏ cận biên cho tới nay
thường được áp dụng trong khu vực vịnh Mêxicô, Biển bắc và một số nơi khác như
ngoài khơi châu Phi, Địa Trung Hải cũng như khu vực châu Á.
. Khai thác bằng các đầu giếng ngầm nối với cơ sở đã có sẵn: Kiểu này dùng
cho một hai giếng vệ tinh để khai thác một cấu tạo/mỏ riêng biệt nằm ngoài vùng
khoan của giàn chính, hay áp dụng để tiếp cận các vỉa sản phẩm nhỏ ở khu vực
nước sâu, còn việc xử lý sẽ được thực hiện ở cơ sở đã có sẵn.

9

. Giàn cấu trúc nhẹ: Hệ thống này thường bao gồm các thiết bị nhỏ, tối thiểu
để phục vụ cho khoan từ một đến sáu giếng. Các giếng này sẽ được khoan bằng
giàn khoan tự nâng qua cấu trúc hoặc được khoan sẵnbằng hệ thống khoan nổi qua
một template đặt trên đáy biển rồi sau đó được nối trở lại với giàn khi lắp đặt. Kiểu
này được phổ biến ở vịnh Mêxicô.
. Giàn khai thác “tự nâng”: Các l

giàn khoan tự nâng được dùng như các

giàn khai thác tạm thời cho các mỏ nhỏ. Vì khơng có nơi trữ sản phẩm, cho nên cần
phải có tàu chứa ở gần đó. Tuy nhiên, việc sử dụng các giàn tự nâng cho mục đích
khai thác bây giờ trở nên ít thơng dụng hơn vì sự xuất hiện của các giàn có cấu trúc
nhẹ, chi phí thấp.
. Khai thác bằng đầu giếng ngầm sử dụng hệ thống nửa chìm: Việc sử dụng
các hệ thống khai thác nửa chìm cho các mỏ cận biên đã và vẫn được thử nghiệm
trong 15 năm vừa qua. Số lượng giếng cho loại hệ thống này là từ 3 đến 6, đối với
mỏ cận biên. Loại hệ thống này chỉ có khả năng chứa được một lượng sản phẩm hạn
chế cho nên sản phẩm cần được chuyển qua ống dẫn hoặc chứa vào hệ thống chứa
khác (tàu chứa) gần đó.
. Khai thác bằng các đầu giếng ngầm nối với tàu chứa: Các tàu (thường là
các tàu chở dầu đã cải tạo ) được sử dụng rộng rãi trong phát triển mỏ cận biên do
nó có khả năng trữ sản phẩm lỏng. Sản phẩm sẽ được xuất nhờ các tàu chở dầu con
thoi. Loại hệ thống này hấp dẫn đối với mỏ nhỏ vì khả năng tái sử dụng và có thể
được điều chỉnh để áp dụng cho các điều kiện mơi trường khác nhau.
Ngồi ra, việc quyết định khai thác một mỏ dầu khí cận biên và việc lựa chọn
cơng nghệ sẽ áp dụng cịn chịu ảnh hưởng đáng kể của cơ sở hạ tầng sẵn có. Việc
phát triển các mỏ dầu khí cận biên ở Việt Nam không hấp dẫn lắm đối với các nhà
đầu tư nước ngồi một phần bởi cơ sở hạ tầng cịn rất ít ỏi so với những khu vực
khác trên thế giới như ở Biển Bắc, vịnh Mêxicơ hoặc ngồi khơi Indonesia,
Malaysia. Các nhà thầu có thể sử dụng giàn nhẹ để khai thác và sản phẩm sẽ được

đưa vào hệ thống đường ống, ống dẫn và xử lý tại các giàn đã có rải rác trong vùng.
Rõ ràng việc sử dụng các cơ sở hạ tầng sẵn có sẽ giảm chi phí đầu tư phát triển mỏ
một cách đáng kể. Một cấu trúc khai thác 2 giếng cho một trữ lượng khoảng 5 -20
triệu thùng ở vịnh Mêxicơ có thể là hoàn toàn kinh tế nhưng ở Tây Phi hoặc nhiều

10


nơi khác trên thế giới thì có thể ngược lại. Nhưng hệ thống cơ sở hạ tầng có sẵn ở
vịnh Mêxicơ đã gi ảm chi phí phát triển và do đó khích lệ việc khai thác, phát triển
nhiều mỏ cận biên trong khu vực này. Cũng như v ậy, hệ thống đường ống dẫn khí
dày đặc ở Biển Bắc và Bắc Mỹ khiến cho việc khai thác các mỏ khí cận biên ở
những nơi này là kinh tế, trong khi các tích tụ khí tương tự sẽ bị bỏ qua như ở Việt
Nam hoặc nhiều nơi khác trên thế giới.
1.3. Kinh nghiệm về chính sách phát triển các mỏ cận biên.
Cho tới nay, các hoạt động dầu khí trên thế giới được diễn ra dưới nhiều hình
thức ràng buộc pháp lý nhưng có thể chia làm 2 loại chính, đó là:
1. Giấy phép bản quyền (Licences).
2. Các hợp đồng (Contracts).
Giấy phép bản quyền là loại hình truyền thống của các thỏa thuận mà ở đó
Chính phủ cho phép một hoặc nhiều cơng ty độc quyền thăm dị và khai thác trên
một diện tích nhất định. Các cơng ty đầu tư vốn để điều hành và nếu thăm dị thành
cơng sẽ được tự do triển khai việc khai thác.
Chính phủ sẽ thu thuế tài nguyên, thuế doanh thu và một vài loại thuế khác.
Điển hình cho loại giấy phép bản quyền này là các nước Anh, Nauy, Mỹ,
Canada, Pháp, Italia và Australia.
Loại hình thỏa thuận dưới hình thức Hợp đồng là các Cơng ty nước ngồi
được quyền thăm dị và khai thác thông qua một hợp đồng với Công ty dầu khí quốc
gia. Các Cơng ty cấp kinh phí để thăm dò và nếu thắng lợi sẽ được quyền thu hồi
chi phí và có thêm lợi nhuận trên cơ sở ràng buộc cụ thể của hợp đồng.

Có 3 loại hợp đồng phổ biến đó là:
a) Hợp đồng phân chia sản phẩm (PSC)
b) Hợp đồng liên doanh liên kết (JV)
c) Hợp đồng dịch vụ chịu rủi ro (RS)
Theo hình thức PSC, các Nhà thầu được hoàn vốn bằng việc tiếp nhận phần
chia sản lượng với Cơng ty dầu khí quốc gia.

11


Theo hợp đồng JV, Cơng ty dầu khí quốc gia và các Nhà thầu tạo ra một liên
doanh. Sản lượng được chia giữa các bên phù hợp với phần vốn góp của mỗi bên.
Đối với hợp đồng dịch vụ RS, Nhà thầu được thu hồi vốn bằng tiền, Công ty
dầu khí quốc gia chịu trách nhiệm bán tồn bộ sản phẩm khai thác được.
Trong các loại hợp đồng kể trên, hợp đồng PSC được xem là phổ biến và
thông dụng nhất, đặc biệt ở châu Á và châu Phi trong đó có Việt Nam.
Indonesia và Malaysia là hai nước tiên phong trong việc ký các dạng hợp đồng
PSC. Cả hai nước lại có điều kiện địa lý, kinh tế-xã hội khá gần gũi với Việt Nam
nên việc học tập các kinh nghiệm của họ là điều bổ ích trong việc đưa ra những
chính sách phù hợp nhằm khuyến khích đầu tư của nước ngàoi vào các hoạt động
thăm dò và khai thác dầu khí ở Việt Nam.
Indonesia là nước phát minh ra cơ chế PSC cho nông nghiệp từ năm 1960 và
được áp dụng cho dầu khí từ năm 1966. Trong suốt 30 năm gần đây Indonesia đã ký
được 120 hợp đông PSC, hầu hết các hợp đồng này đến nay vẫn còn hiệu lực và đã
phát hiện ra 135 mỏ dầu và 32 mỏ dầu, khí.
Malaysia cũng áp dụng loại hình PSC cho dầu khí từ những năm 1970 và đến
nay đã ký khoảng 50 hợp đồng, đã phát hiện ra 31 mỏ dầu, 6 mỏ dầu và khí.
Để phù hợp với tình hình đầu tư vào ngành dầu khí ở từng thời kỳ nhằm đáp
ứng được các yêu cầu kinh tế ở tầm vĩ mô, Indonesia và Malaysia đã thay đ ổi một
cách linh hoạt các định chế tài chính trong các PSC và đặc biệt ưu đãi cho các PSC

ở vùng nước sâu (lớn hơn 200m nước) và các vùng mới được tìm kiếm, thăm dị
hoặc vùng tranh chấp, kể cả ở ngay khu vực có hoạt động dầu khí truyền thống.
Khi phát hiện thương mại ngày càng giảm thì việc cải thiện các điều kiện của
PSC cũng là việc làm cần thiết của các nước chủ nhà để thu hút vốn của các nhà đầu
tư. Có nghĩa là ở các khu vực có rủi ro cao, các định chế của PSC cần được cải thiện
thuận lợi hơn cho các nhà thầu. Thực tế nói trên đã trở thành nguyên lý hợp tác song
phương theo nguyên tắc cả hai bên đều có lợi (Win/Win) - vấn đề còn lại là các điều
khoản của PSC sẽ thay đổi như thế nào để vừa khuyến khích các nhà đầu tư mà
nước chủ nhà không bị thua thiệt quá giới hạn cho phép.

12


1.4.Thuận lợi và khó khăn trong phát triển khai thác mỏ cận biên.
Dưới đây là những hạn chế theo thứ tự tầm quan trọng và tác động của chúng
khi xem xét phát triển khai thác mỏ cận biên:
1. Hạn chế về qui mô trữ lượng và mức độ tài liệu để tính tốn trữ lượng;
2. Hạn chế về cơ sở

;

3. Hạn chế về phân bố địa lý của các phát hiện;
4. Hạn chế về tính chất, đặc tính của sản phẩm.
Hạn chế về qui mô trữ lượng và mức độ tài liệu để tính tốn trữ lượng.
-

Đây là hạn chế lơn nhất và có tính quyết định nhất. Bởi vì, qui mô trữ
lượng thấp không đảm bảo nguồn thu đủ để bù đắp các chi phí TKTD,
phát triển và khai thác.

-

Các tài liệu địa chất để xác định tiềm năng dầu khí của Việt Nam nói
chung và các mỏ cận biên nói riêng là chưa đầy đủ và do nhiều nhà thầu
khác nhau thực hiện.

-

Đối với các phát hiện được thống kê trong báo cáo này, do các kết quả
ban đầu kém hấp dẫn nên công tác thẩm lượng tiếp theo khơng được tiếp
tục. Chính vì vậy độ tin cậy của các cấp trữ lượng phục vụ cho việc lập
kế hoạch phát triển khai thác chúng vẫn ở mức độ thấp.

Hạn chế về điều kiện vật chất, hạ tầng cơ sở:
-

Ở thời điểm hiện nay, cơ sở vật chất và hạ tầng cơ sở về đường ống, tàu
chứa, bến bãi đi ểm cập bờ của Petrovietnam hầu như chưa có hoặc cịn
thơ sơ manh mún, nếu có thì cơng suất thấp khơng có khả năng tận
dụng, dự trữ, dự phịng và khả năng đáp ứng thấp.

Hạn chế về phân bố địa lý của các phát hiện:
-

Các mỏ, các cấu tạo có tiềm năng khai thác ở Việt Nam đều có vị trí địa
lý cách xa nhau, khó liên kết để tận dụng cơ sở hạ tầng như đường ống,
giàn xử lý, tàu chứa… Ngoài ra, các phát hiện lại thuộc quyền điều hành
của nhiều nhà thầu khác nhau, xen lẫn với các diện tích có phát hiện của
nước chủ nhà.

13


-

Một số phát hiện nằm xa bờ hoặc nằm ở khu vực nước sâu không thuận
tiện cho việc phát triển và khai thác: khối lượng vận chuyển nhỏ, không
ổn định, đời mỏ ngắn dẫn đến cước phí vận chuyển cao.

Hạn chế về tính chất,đặc điểm của sản phẩm:
Hiện nay, chúng ta có một số phát hiện tương đối lớn về khí ở khu vực ngồi
khơi miền trung, tuy nhiên các phát hiện đó lạo có hàm lượng CO2 và H2S cao. Với
điều kiện công nghệ kỹ th t hiện đại thì chi phí phát triển khai thác những cấu tạo
này sẽ rất lớn để tách, xử lý CO2 và H2S, thải hoặc bơm ép trở lại vỉa. Vì vậy, mặc
dù trữ lượng khí phát hiện lên đến trên 3.000 tỷ bộ khối nhưng những mỏ này vẫn
được coi là mỏ cận biên do chi phí xử lý cao dẫn đến hiệu quả kinh tế thấp.
Tuy vậy, với tư cách là nước chủ nhà, chúng ta đang có những lợi thế nhất
định so với các nhà thầu nước ngoài. Những thuận lợi đó là:
1. Khi xem xét phát triển cùng một mỏ, Nhà thầu nước ngồi rất có thể khơng
phát triển nếu trữ lượng mỏ được đánh giá là nhỏ và thu nhập từ sản lượng
khai thác không đủ để bù đắp chi phí. Trong khi đó, nếu nước chủ nhà tự lực
phát triển khai thác thì ngồi việc khơng phải thu hồi các chi phí TKTD q
khứ (past cost), khơng phải mất các chi phí về hoa hồng, chi phí đào tạo, thuế
chuyển lợi tức ra nước ngồi, thậm chí còn đư ợc hưởng một số ưu đãi về cơ
chế tài chính hoặc thuế tài nguyên. Do vậy, hiệu quả kinh tế của dự án sẽ
tăng lên. Ngoài ra, việc nước chủ nhà tự lực sẽ đáp ứng nhu cầu nhiên liệu
nội địa, giảm nhập khẩu. Đặc điểm này cần được lưu ý khi xác định hiệu quả
kinh tế của dự án.
2. Đối với các phát hiện mỏ, nhà thầu nước ngồi sẽ khơng đầu tư phát triển
khai thác mà hồn trả diện tích có phát hiện đó cho nước chủ nhà. Trong khi

đó nước chủ nhà có thể kết hợp phát triển các phát hiện này với các mỏ khác
hoặc các phát hiện lân cận, tận dụng khả năng thiết bị và hạ tầng cơ sở để
nâng cao giá trị của các phát hiện được xem là có hiệu quả kinh tế cận biên.

14


CHƯƠNG 2
ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT, TIỀM NĂNG DẦU KHÍ VÀ ĐẶC TRƯNG CỦA
CÁC PHÁT HIỆN DẦU KHÍ BỂ CỬU LONG
2.1. Đặc điểm địa chất bể Cửu Long
2.1.1. Đặc điểm kiến tạo bể Cửu Long trong bình đồ khu vực
Cũng như các bể trầm tích khác ở thềm lục địa Việt Nam, bể Cửu Long (Hình
2.1) được bắt đầu hình thành vào Paleogen do hoạt động tách giãn là chủ yếu. Mặc
dù hai giai đoạn hoạt động nén ép xảy ra từ Jura muộn (J2-3) cho tới Creta sớm
(K1) tạo nên những dải nâng, đồi sót nứt nẻ như Rồng-Bạch Hổ-Rạng Đông-Ruby,
Vừng Đông-Sư Tử Vàng-Sư Tử Đen, v.v… nhưng các pha nén ép cuối Oligocen
với hướng nén ép chính Tây Bắc - Đơng Nam mới đóng vai trị quy ết định trong
việc hình thành cácđ ộ rỗng nứt nẻ hiệu dụng trong cấu tạo móng. Hoạt động này
được thể hiện trên các lát cắt ngang tại Bạch Hổ, Rạng Đông, Sư Tử Đen, Sư Tử
Vàng và đặc biệt rõ nét về phía Đơng Bắc bể Cửu Long trên mặt cắt địa chấn qua
cấu tạo Thăng Long, nằm kề áp đới nâng Cơn Sơn, nơi có địa tầng D bị nâng lên,
được bảo tồn và ổn định ở độ sâu chỉ khoảng 2000m. Hoạt động nén ép khu vực vào
cuối Miocen trung có thể cũng góp một phần vào việc làm tăng độ nứt nẻ trong
móng, tuy nhiên cũng r ất may mắn là nó khơng q mạnh mẽ ở khu vực bể Cửu
Long, tạo điều kiện lý ư
t ởng cho việc bảo tồn dầu khí chứ khơng làm trầm tích
nghịch đảo, bóc mịn cắt cụt ghê gớm, gây bất lợi trong việc hình thành bẫy chứa
như bức tranh thường thấy tại bể Sơng Hồng hoặc Nam Cơn Sơn, ngun nhân
chính làm giảm đi đáng kể tiềm năng dầu khí bể. Đây cũng là sự khác biệt chính và

nét đặc thù kiến tạo của bể Cửu Long trong bình đồ khu vực.
Do ảnh hưởng kiến tạo khác nhau, đặc điểm địa tầng, thạch học tại bể Cửu
Long thể hiện sự thay đổi khác nhau qua các tài liệu địa chấn và khoan nhất là phần
phía Tây so với phần trung tâm hoặc khu vực Đông của bể (nơi giao thoa của bể
Cửu Long, bể Phú Khánh và bể Nam Côn Sơn), bởi thế cần có các cột địa tầng khác
nhau chứ khơng nên sử dụng chung một cột địa tầng cho toàn bể.

15


Một lát cắt chứa dầu suốt từ móng granit nứt nẻ, Oligocen tới Miocen hạ tại bể
Cửu Long được xem gần như là một ngoại lệ trên phông kiến tạo khu vực, địa tầng
cũng như tiềm năng dầu khí. Các q trình nguội lạnh, thủy nhiệt hoặc phong hóa
v.v… là những hiện tượng chung có thể bắt gặp ở bất kỳ đối tượng macma nào. Sự
khác biệt chính là vai trò kiến tạo rất đặc trưng của bể Cửu Long. Những chứng cứ
có được thể hiện qua tài liệu mẫu lõi, tài liệu khảo sát thực địa hoặc qua những đứt
gãy nghịch, uốn nếp trên lát cắt địa chấn tại Bạch Hổ hoặc một số nơi khác cho thấy
vai trò kiến tạo, đặc biệt là hoạt động nén ép mới là nguyên nhân chính gây ra sự
nứt nẻ, dập vỡ mạnh mẽ đưa móng granit trở thành tầng dầu chủ đạo, tuyệt vời, gần
như là duy nhất trên thế giới cho tới thời điểm hiện tại.

Hình 2.1. Ví trí các mỏ ở bể Cửu Long
2.1.2. Đặc điểm hệ thống dầu khí
Các pha hoạt động kiến tạo thích hợp ở bể Cửu Long đã t ạo điều kiện thuận
lợi cho hệ thống dầu khí như sinh, chứa, chắn, bẫy, dịch chuyển.

16


2.1.2.1. Tầng sinh

Kết quả địa chấn, khoan và các công trình nghiên cứu cho tới nay đã kh ẳng
định tầng sét đầm hồ (tầng D) thuộc Oligocen trên đóng vai òtr chính trong vi ệc
sinh dầu. Tầng sét lục địa (nóc E) và sét kẹp ven bờ (thuộc tập C và đáy B1) cũng
góp một phần thứ yếu trong việc sinh thành dầu và khí. Tầng sinh phân bố hầu như
toàn bộ trung tâm bể, rất giàu vật chất hữu cơ (TOC có thể đạt tới 9-10%), kerogen
chủ yếu loại I và loại II, đôi chỗ bắt gặp kerogen loại III. Tiềm năng sinh dầu là
chính và rất lớn. Chất lượng tầng sinh tăng dân về phía Đơng. Một vài giếng khoan
gặp khí condensat thuộc dải Sư Tử Trắng - Emerald có thể liên quan tới độ sâu tầng
sản phẩm quá lớn hoặc có nguồn gốc từ loại kerogen loại III này.
2.1.2.2. Tầng chứa
Có hai đối tượng chứa chính tại bể Cửu Long là móng granit nứt nẻ trước Đệ
tam và cát kết thuộc Oligocen dưới (tầng Trà Cú) và Miocen hạ (tầng Bạch Hổ).
Một số giếng tại Rồng, Bạch Hổ, v.v… gặp dầu trong cát kết hoặc các xâm nhập núi
lửa thuộc Oligocen trên (tầng Trà Tân) với lưu lượng khá lớn ban đầu, và giảm đáng
kể sau một thời gian ngắn do sự kém liên thông và hạn chế về thể tích thân chứa.
Móng của bể Cửu Long chủ yếu được thành tạo bởi các đá xâm nhập bao gồm
granit, granodiorit, granosyenit, diorit và gabbrobiodit. Đơi chỗ cịn bắt gặp cả các
đá phun trào cũng như các trầm tích biến chất. Đá macma chủ yếu có tuổi Creta, vài
loại có tuổi Trias hoặc trẻ hơn như Paleogen. Trong tính tốn trữ lượng, độ rỗng nứt
nẻ thường được lấy trung bình với giá trị tối đa thường khoảng 3%, tuy nhiên ở một
vài trường hợp cụ thể, tại những phần bên trên của móng, độ rỗng thực tế có thể cịn
cao hơn nhiều.
Cho tới nay, móng vẫn là tầng chứa chủ đạo, tiếp đến là cát kết Miocen dưới.
Các đối tượng này đang được khai thác rất hiệu quả tại các mỏ Ruby, Bạch Hổ,
Rạng Đông và Sư Tử Đen.
2.1.2.3. Tầng chắn
Sét Bạch Hổ, sét D là hai tầng chắn khu vực, bên cạnh đó, các tầng sét thuộc
E2 và C cũng đóng vai trị ch ắn địa phương rất tốt tại một số cấu tạo. Thực tế thăm
dò bể Cửu Long cho thấy tầng chắn đóng vai trị quy ết định. Tại các cấu tạo thuộc

17


bể Cửu Long, ở đâu có sét D và sét Bạch Hổ chất lượng tốt, ở đấy có dầu trong
móng granit nứt nẻ và cát kết Miocen dưới. Nhìn chung, chất lượng tầng chắn giảm
dần về phía cánh. Kết quả gặp dầu nặng trong Miocen dưới tại Jade-1X và Thăng
Long-1X cho thấy chất lượng chắn kém của tầng sét Bạch Hổ. Độ dày tầng sét D
gặp tại các giếng khoan có thể dao động từ 0m ở vùng rìa tới hàng trăm mét và có
thể đạt hàng ngàn mét ở phần trung tâm của bể theo tài liệu địa chấn. Tầng sét D
phủ trực tiếp lên móng lý ưt ởng nhất khoảng trên dưới 3000m ở phần trung tâm
(Bạch Hổ, Rạng Đơng, v.v…), song ở vùng rìa phía Đơng nó có th ể gặp độ sâu rất
nơng, do điều kiện kiến tạo thuận lợi, nó chỉ khoảng trên 2000m (Thăng Long-1X).
Tuy nhiên, nếu thiếu tầng sét D này, thì khơng chỉ đối với vùng rìa bể mà kể cả ở độ
sâu khá lớn ở phía Tây của bể, các cấu tạo như Báo Gấm hoặc Báo Vàng cũng ch ỉ
có thể cho kết quả âm về dầu trong móng.
2.1.2.4. Bẫy
Cho tới thời điểm hiện tại, các phát hiện dầu thương mại trong bể Cửu Long
hầu hết thuộc dạng cấu tạo, kể cả các dạng mũi nhô nằm kề áp trung tâm bể. Móng
được khép kín bốn chiều, hình thành chủ yếu do hoạt động nén ép và nâng cao.
Biên độ móng càng nâng cao, khả năng chứa càng lớn. Điều này có thể rất dễ nhận
thấy khi so sánh giữa Bạch Hổ (gần 1500m) với hàng loạt các phát hiện khác với
biên độ khoảng 300-500m. Các bẫy thuộc Miocen dưới cũng thuộc dạng cấu tạo kế
thừa móng. Phần trầm tích Oligocen rất dày và tiềm năng chứa rất lớn trong các
thân cát chủ yếu có dạng hỗn hợp hoặc địa tầng, bởi thế chất lượng tài liệu địa chấn
và các cơng nghệ xử lý đặc biệt sẽ đóng vai trị chủ đạo trong việc tìm kiếm dầu khí
tại đây.
2.1.2.5. Nạp và dịch chuyển
Vị trí tương đối (nơng sâu, xa gần, v.v…) giữa tầng sinh, tầng chứa và tầng
chắn đóng vai trò tiên quy ết trong việc cấu tạo nạp dầu nhiều hay ít. Ngồi các
hướng dịch chuyển thơng thường, do tầng sét D khá dày, vừa đóng vai trị sinh v ừa

đóng vai trị ch ắn, lại chịu tác động bởi lực nén ép do kiến tạo lẫn trọng trường đã
cho áp suất lỗ rỗng còn lớn hơn cả áp suất của phần đá móng phía dưới khiến dầu
sinh ra có thể dịch chuyển kể cả theo chiều từ trên xuống dưới.

18


2.2. Các tích tụ Hydrocarbon
Tính đến nay, trên tồn bể Cửu Long đã phát hi ện được trên 20 cấu tạo có
chứa dầu khí, trong đó có bảy phát hiện thương mại. Các phát hiện nói trên được thể
hiện trên hình 2.1. Trong số những phát hiện như mỏ Rồng đã có s ự lẫn lộn giữa
khái niệm mỏ và vùng mỏ. Dưới góc độ địa chất cơng nghệ thì “mỏ Rồng” như
đang gọi bao gồm bốn mỏ tương ứng với bốn khu vực: Trung Tâm, Đông Bắc,
Đông và Đông Nam. Như vậy, số lượng phát hiện công nghiệp sẽ là trên mười.
Phần lớn các mỏ phân bố trên khối nâng Trung Tâm và đới nâng phía Tây
Bắc. Đa số những phát hiện trong bể là dầu có lượng khí hòa tan daođ ộng trong
khoảng từ 50 đến 200m3/m3. Phát hiện khí condensat lớn nhất là Sư Tử Trắng.
Ngồi ra một số vỉa khí tự do, khí condensat cũng đã đư ợc phát hiện tại mỏ Đông
Bắc Rồng.
Các mỏ dầu đều thuộc loại nhiều vỉa, trừ mỏ Đông Nam Rồng (chỉ có một
thân dầu móng). Các thân khống nằm phổ biến trong cả ba

: Miocen

dưới, Oligocen và móng nứt nẻ trước Kainozoi. Tuy nhiên dầu trong tầng móng vẫn
là chủ yếu. Ví dụ, tại các mỏ như Đơng Nam Rồng, Bạch Hổ, Rạng Đông, Sư Tử
Đen và Sư Tử Vàng trữ lượng dầu trong móng chiếm từ 70% đến gần 100% trữ
lượng toàn mỏ. Mỏ dầu Bạch Hổ là mỏ có quy mơ lớn nhất cả về diện tích cũng như
trữ lượng. Đây là mỏ được phát hiện đầu tiên, đặc trưng về dầu trong tầng móng
granit nứt nẻ của bể Cửu Long nói riêng và thế giới nói chung. Cho đến nay sản

lượng dầu khai thác từ tầng móng trên thế giới nói chung là thấp, trừ mỏ Bạch Hổ ở
Việt Nam và mỏ La Paz ở Venezuela. Phát hiện dầu trong móng phong hóa và nứt
nẻ chẳng những đã làm thayđ ổi cơ cấu đối tượng khai thác, mà còn làm thayđ ổi
quan điểm thăm dò truyền thống và đã mở ra một đối tượng tìm kiếm, thăm dò mới
đặc biệt ở Việt Nam, cũng như trong khu vực.
Tất cả các phát hiện dầu khí đều gắn với các cấu tạo dương nằm trong phần
lún chìm sâu của bể với chiều dày trầm tích trên 2.000m tại phần đỉnh. Các cấu tạo
này đều có liên quan đến sự nâng cao của khối móng, bị chơn vùi trước Oligocen.
Xung quanh các khối nhơ móng này thường nằm gá đáy là các trầm tích Oligocen
dày và có thể cả Eocen là những tầng sinh dầu chính của bể. Dầu được sinh ra mạnh

19


mẽ tại các tầng này vào thời kỳ cuối Miocen rồi dồn nạp vào bẫy đã đư ợc hình
thành trước đó.
Về tiềm năng dầu khí của bể Cửu Long, theo báo cáo gần đây của Tập đồn
Dầu khí Việt Nam tổng trữ lượng dầu khí đã đư ợc phát hiện tại bể Cửu Long đạt
khoảng 670 triệu m3 dầu thu hồi (2.140 triệu m3 tại chỗ), trong đó 295 triệu m3 đã
được khai thác, 320 triệu m3 nằm trong các mỏ đang hoặc sắp được khai thác và 55
triệu nằm trong các cấu tạo chưa thể phát hiện. Trữ lượng dầu khí cịn lại chưa được
phát hiện ở bể Cửu Long ước tính chỉ cịn vào khoảng 150-250 triệu m3 thu hồi với
25-50% trong số đó nằm trong các cấu tạo đã được đo vẽ bản đồ. Như vậy, khoảng
75-150 triệu m3 dầu khí chưa được phát hiện ở bể Cửu Long nằm trong các đối
tượng không truyền thống chưa đo vẽ được. Với những con số như trên, có thể dự
báo trong giai đoạn tới bể Cửu Long sẽ chỉ đóng góp một trọng số khiêm tốn vào
việc gia tăng trữ lượng dầu khí và để tìm ra lượng dầu khí cịn lại cần phải có những
định hướng mới cho hoạt động tìm kiếm thăm dị ở bể này. Tuy nhiên, với 320 triệu
m3 dầu đang được khai thác, bể Cửu Long sẽ vẫn giữ vai trò chủ đạo về sản lượng
dầu khí khai thác hàng năm ở nước ta trong thời gian tới.

2.3. Mô tả các mỏ cận biên bể Cửu Long
2.3.1. Tình trạng khai thác
Đại đa số các mỏ dầu bể Cửu Long đang khai thác ở giai đoạn thứ cấp, áp
dụng bơm ép nước duy trì áp suất vỉa. Sản lượng các mỏ đang suy giảm, áp suất vỉa
giảm, độ ngập nước cao, tỷ suất GOR tăng mạnh. Các mỏ đang khai thác ở các đối
tượng đá móng nứt nẻ, cát kết Oligocen và Miocen dưới. Hệ số thu hồi dầu nhờ
bơm ép nước dự kiến đạt từ 25-40%. Các giải pháp gia tăng thu hồi dầu cho khai
thác tam cấp EOR đang được áp dụng ở quy mô nhỏ. Sản lượng dầu khai thác ở
Việt Nam đang có xu hướng giảm. Việc đưa các đối tượng mới vào khai thác có thể
giúp duy trì sản lượng đỉnh đến năm 2015. Tuy nhiên nếu khơng có các đột phá mới
sau năm 2015 thì s ản lượng dầu của Việt Nam sẽ giảm tiếp (hình 2.2). Bảng 2.1
biểu diễn các đối tượng khai thác hiện có tại các mỏ nhỏ bể Cửu Long.

20


Hình 2.2. Sản lượng khai thác dầu tại Việt Nam
Bảng 2.1. Đối tượng khai thác ở các mỏ nhỏ bể Cửu Long
Mỏ đang khai thác
Miocen
Oligocen
Móng
Rồng
+
+
+
Sư Tử Đen
+
+
Ruby

+
+
+
Cá Ngừ Vàng
+
Sư Tử Vàng
+
Nam Rồng - Đồi Mồi
N/A
N/A
+
Mỏ sẽ khai thác
Miocen
Oligocen
Móng
Pearl
Tê Giác Trắng
+
+
Sư Tử Nâu
N/A
N/A
Sư Tử Trắng
+
+
Hải Sư Đen
+
Hải Sư Trắng
+
+

Tê Giác Đen
N/A
N/A
N/A
Đông Đô (lô 01&02)
+
+
+
Ghi chú: +: đối tượng khai thác; -: khơng có; N/A: khơng có số liệu
2.3.2. Các mỏ đang khai thác
Các số liệu vỉa chứa và đặc trưng khai thác của các mỏ đang khai thác được
trình bày tóm tắt ở bảng 2.2-2.3. Căn cứ vào tính chất vỉa có thể đưa ra các nhận xét
chung như sau:

21


-

Các vỉa dầu thuộc loại dầu nhẹ thay đổi từ 32-38oAPI

-

Độ nhớt dầu vỉa tương đối thấp (0,49-0,83 cp)

-

Các mỏ đang khai thác hầu hết đã trưởng thành với cơ chế khai thác chủ
yếu là bơm ép nước. Sản lượng các mỏ đều đang suy giảm với độ ngập
nước khác nhau.

-

Mỏ Sư Tử Đen dường như có chế độ nước biên/đáy hỗ trợ mạnh

-

Mỏ Sư Tử Đen có sản lượng khai thác cao nhất (hơn 30 ngàn
thùng/ngày), mỏ Rồng có sản lượng thấp nhất (2 ngàn thùng/ngày).

Bảng 2.2. Đặc trưng vỉa chứa các mỏ đang khai thác ở bể Cửu Long
Mỏ
Ruby
Rồng
Sư Tử Đen
Các tham số vỉa/khai Đơn vị
LM
LM
LM
thác
Đặc điểm địa chất vỉa

Loại đ á chứa/hàm lượng
sét
Đáy nước/ Mũ khí
Chiều sâu/ Diện tích
m/km2
Độ rỗng
%
Độ thấm ngang

mD
Chiều dày chung/ chiều
m
dày hiệu dụng
Swir/Sorw/Ed
%
o
o
API/độ nhớt (dầu vỉa)
API/cp
Bo/Rs
Rb/stb;
scf/stb
Kro (endpoint/exponent)
Krw (endpoint/exponent)
o
Nhiệt độ vỉa
F
Áp suất vỉa ban đầu
psi
Áp suất bọt ban đầu
psi

Vỉa phân lớp/
Ngăn kín, nước
khơng thấm qua
được
Cát kết/thấp

Vỉa đồng nhất

Biên/tính địa
phương
1771/5,7
16-22
20-200
25/6

Biên/khơng

Biên/khơng

2000/1,8
18
77
50/6

1818/1,4
28
1000
12/7

38/25/60
36/0,49
1,24/500

40/35/42
32/0,75
1,40/188

30/20/71
35/0,83
1,23/314

1,00/2,40
0,34/5,00
183
2548
2100

1,00/2,00
0,1/3,00
194
3086
1595

1,00/3,00
0,24/3,00
184
2445
1375

Vỉa phân lớp/
Độ liên thơng
khơng tốt
Cát kết/cao

Cát kết/cao

22

Bảng 2.3. Đặc trưng khai thác các mỏ đang khai thác ở bể Cưu Long
Mỏ
Ruby
Rồng
Sư Tử Đen
Các tham số vỉa/khai thác
Đơn vị
LM
LM
LM
Tổng lượng dầu khai thác cộng dồn
Số lượng giếng đang khai thác
Số lượng giếng đang bơm ép
Sản lượng dầu/WC/GOR
Lưu lượng nước bơm ép

MMstb

bopd; %;
scf/stb
bbl/d

48
30
0
12000/ 30/
850

5
8
4
2000/ 50/
300
3000

45
10
0
33760/ 50/
428

Số liệu lượng dầu tại chỗ ban đầu (OIIP) và hệ số thu hồi dầu cuối cùng dự
kiến theo cơ chế khai thác hiện tại trình bày trong bảng 2.4.
-

Hệ số thu hồi dầu của Sư Tử Đen rất cao mặc dù không có bơm ép.

-

Hệ số thu hồi dầu của các mỏ khác tương đối thấp

-

Mỏ Rồng có hệ số thu hồi dầu thấp nhất. Vấn đề triển khai tối ưu hóa
bơm ép nước cần xem xét kỹ hơn.

Bảng 2.4. Dầu tại chỗ ban đầu và thu hồi dầu các mỏ đang khai thác
Mỏ

Ruby
Rồng
Sư Tử Đen
Các tham số vỉa/khai thác
Đơn vị
LM
LM
LM
OIIP
Tổng lượng dầu khai thác cộng dồn
Hệ số thu hồi hiện tại
Trữ lượng thu hồi với cơ chế hiện tại
Hệ số thu hồi với cơ chế hiện tại

MMstb
MMstb
%
MMstb
%

216
48
22
57
26

53
5
10
8(WI)

15

135
45
33
74
60

2.2.3. Các mỏ chưa phát triển
Các số liệu vỉa chứa của các mỏ chưa phát triển được trình bày tóm tắt ở bảng
2.5. Căn cứ vào tính chất vỉa có thể đưa ra các nhận xét chung như sau:
-

Dầu ở các mỏ Tê Giác Trắng và Hải Sư Trắng thuộc loại dầu nhẹ (o40
API), còn dầu ở mỏ Đơng Đơ thuộc loại trung bình (29oAPI).

-

Tính chất vỉa tương đối tốt.

-

Áp suất vỉa của mỏ Đông Đô khá thấp

Giá trị dầu tại chỗ ban đầu và thu hồi dự kiến của các mỏ chưa phát triển được
trình bày ở bảng 2.6.

23