Đề tài Tài nguyên dầu khí biển Việt Nam

NGUỒN GỐC CỦA DẦU KHÍ Dầu khí là từ gọi tắt của dầu mỏ và khí hydrocacbon. Dầu mỏ (petroleum), đi từ chữ Latinh petra (đá), oleum (dầu), có nghĩa là dầu của đá, để phân biệt với dầu của động vật hoặc thực vật. Trong thiên nhiên dầu mỏ có dạng chất lỏng, nhờn, ở nhiệt độ thường có thể chảy lỏng hoặc đông đặc, có màu từ vàng sáng đến đen. Trong khi đó, khí hydrocacbon trong thiên nhiên thường ở dạng hoà tan trong các mỏ dầu (khí đồng hành) hoặc ở dạng bị nén trong các mỏ khí (khí thiên nhiên). Việc nghiên cứu nguồn gốc của dầu khí gặp rất nhiều khó khăn, bởi vì chúng ta không trực tiếp quan sát được sự tạo thành của dầu mỏ khí đốt, mặt khác do trạng thái vật lý của dầu mỏ, khí đốt đặc biệt, nên khi thay đổi điều kiện nhiệt động thì dầu khí cũng biến đổi cả về tính chất vật lý lẫn thành phần hoá học và hình thành các sản phẩm mới hoàn toàn khác vật chất ban đầu, điều đó gây khó khăn cho việc xác định bản chất của vật liệu ban đầu. Mặt khác, dầu khí ở trạng thái lỏng, khí, di chuyển trong đá, do vậy dầu và khí có khả năng tích tụ trong các đá không có liên quan gì với chúng về mặt nguồn gốc. Việc nghiên cứu nguồn gốc của dầu khí được tiến hành theo hướng thực nghiệm trong phòng đó là điều chế dầu và các sản phẩm của dầu và nghiên cứu địa chất ngoài hiện trường, cấu trúc địa chất vùng chứa dầu, cơ chế hóa học của các quá trình biến đổi vật chất hữu cơ trong trầm tích hiện đại, từ đó có thể xây dựng giả thiết về cơ chế tạo thành dầu. Để giải quyết vấn đề nguồn gốc của dầu mỏ, một trong những vấn đề hàng đầu là phải giải thích được bản chất của vật liệu ban đầu tạo dầu mỏ là vật chất hữu cơ hoặc vô cơ. Vì vậy hình thành trường phái vô cơ và hữu cơ. Năm 1879, Mendeleev đưa ra luận điểm nguồn gốc khoáng vật của dầu mỏ với giả định là những cacbua kim loại có thể có mặt trong các đới sâu của vỏ trái đất. Năm 1901, hai nhà hóa học khác, Sabatier và Senderens thực hiện phản ứng hydro hóa axetylen trên xúc tác niken và sắt ở nhiệt độ từ 200 - 3000C đã thu được một loạt gần như đầy đủ các loại hydrocacbon có trong dầu mỏ. Vì vậy những giải thuyết về nguồn gốc vô cơ của các hydrocacbon thiên nhiên được chấp nhận khá dễ dàng thời bấy giờ. Tuy nhiên về sau, giả thuyết trên ngày càng bị phê phán do nảy sinh nhiều mâu thuẫn như sau: Sự có mặt của các kim loại kiềm (ở dạng kim loại) cũng như các cacbua kim loại trong thành phần vỏ quả đất không được các nhà khoa học công nhận.Những hydrocacbon thiên nhiên thường gặp trong các trầm tích, chủ yếu là các trầm tích biển, không sâu lắm nên không thể nào đạt được nhiệt độ cao cần thiết cho các phản ứng tổng hợp xảy ra.Sự có mặt trong dầu thô các hợp chất chứa nitơ và 4 porphyrin (2 loại có nguồn gốc động vật, 2 loại có nguồn gốc thực vật) đã nói lên rằng dầu mỏ không phải được tạo ra từ khoáng vật.Đa số dầu mỏ có khả năng hoạt động quang học, phân cực quay trong ánh sáng phân cực, đó là những tính xhaats hầu như chỉ đặc thù cho các chất hữu cơ có nguồn gốc vật chất sống. Vì vậy giả thuyết về nguồn gốc khoáng vật không có cơ sở đứng vững và đã nhanh chóng nhường chỗ cho giả thuyết hữu cơ của các hydrocacbon trong dầu mỏ với nhiều cơ sở khoa học và sát với thực tiễn hơn. Các vật liệu hữu cơ ban đầu tạo nen dầu mỏ có thể là do 2 nguồn sau đây mang lại: Các sinh vật rất đơn giản, tức là các sinh vật đơn bào sống trôi nổi trong biển, đầm, hồ gọi chung là các sinh vật trôi nổi (plancton). Đó là những “nhà sản xuất” chủ yếu ra hydrocacbon.Phần lớn các sinh vật trôi nổi này là thực vật, rong tảo đơn bào, một số nhỏ khác là động vật. Tất cả các sinh vật đó sinh sôi nảy nở với một tốc độ nhanh đến kỳ lạ.Những chất mùn (humic) rất gần với tính chất hydrocacbon, do sông ngòi mang ra biển. Trong những con sông miền nhiệt đới những chất mùn này rất nhiều, có thể chiếm tới một nửa các chất tan trong nước. Khi ra biển, các chất mùn đọng lại và làm giàu thêm các chất hữu cơ trong các trầm tích ven thềm lục địa. Thuyết nguồn gốc hữu cơ của dầu mỏ cho phép giải thích được nhiều hiện tượng trong thực tế. Chẳng hạn, khi khai thác người ta thấy có nhiều loại dầu khác nhau. Sự không giống nhau đó có thể là do vật liệu hữu cơ ban đầu khác nhau, chẳng hạn vật liệu giàu chất béo có thể tạo ra dầu parafinic, trong khi đó vật liệu giàu protein có thể là nguồn gốc của dầu asphantic. Tuy nhiên, những quá trình biến đổi háo học trong suốt thời gian tạo thành dầu mỏ mới có ý nghĩa quan trọng. Nếu như các quá trình khử của vi khuẩn ban đầu tạo nên dầu nặng, loại naphteic hoặc asphantic, thì những quá trình biến đổi tiếp theo dưới tác dụng lún chìm, gây nên nhiệt độ cao hoặc áp suất cao sẽ góp phần tạo nên sự biến đổi sâu sắc hơn, triệt để hơn hình thành nên các loại dầu nhẹ, loại paraphinic vì các hợp chất này bền vững nhất trong suốt quá trình biến đổi. Thực tế cũng thường gặp là trong cùng một cấu tạo chứa dầu, thì dầu khai thác từ các giếng sâu thường nhẹ hơn và mang đặc tính paraphinic hơn. Đáng chú ý là sau khi các hydrocacbon được tạo ra rải rác trong các lớp trầm tích thường là lớp sét, đá hạt mịn, đá vôi (được gọi chung là “đá mẹ”) chúng liền bị đẩy ra ngoài do áp suất cao của lớp trầm tích hoặc các hoạt động của sụt lún địa tầng. Những hydrocacbon này buộc phải rời khỏi “đá mẹ”, là nơi chúng đã sinh ra, để đi vào phái đá chứa có cấu trúc rỗng xốp. Ở bên trong các đá này, chúng có thể di chuyển dễ dàng. Sự di chuyển xảy ra tiếp diễn cho đến khi chúng gặp một vật chắn được gọi là “bẩy”, chúng sẽ dừng lại và tích tụ thành mỏ dầu. Trong quá trình di chuyển như vậy, dầu mỏ chịu nhiều biến đổi khác nhau. Khi đi qua các vật liệu khoáng và sét, các quá trình hấp phụ và phân chia sắc ký sẽ xảy ra. Kết quả là dầu càng di chuyển xa với “đá mẹ”, càng nhẹ dần đi, mang đặc tính paraphinic càng rõ hơn do các chất có cực như nhựa, asphanten bị giữ lại. Nếu trong quá trình di chuyển, hydrocacbon tiếp xúc với các môi trường có tác dụng oxy hoá sẽ làm cho sự biến đổi của dầu theo chiều ngược lại, tạo ra các chất chứa oxy, các chất nhựa, asphanten và do đó dầu sẽ nặng dần lên, mang đặc tính dầu asphantic rõ hơn. Thuyết nguồn gốc hữu cơ của dầu mỏ tuy vậy vẫn chưa phải đã hoàn chỉnh và vẫn còn nhiều vấn đề đang tiếp tục nghiên cứu để làm sáng tỏ. Lần đầu tiên trong lịch sử dầu khí thế giới, những người làm công tác dầu khí Việt Nam do một sự ngẫu nhiên đã phát hiện dầu mỏ tronh tầng móng là đá núi lửa ở mỏ dầu Bạch Hổ mà không phải trong lớp đá trầm tích hoặc tầng đá có chứa có trúc rỗng xốp. Cho đến nay, sản lượng dầu khai thác quan trọng nhất của mỏ Bạch Hổ chính là trong tầng móng. Một số mỏ dầu khai thác ở thềm lục địa phía Nam như mỏ Rồng cũng phát hiện thấy dầu mỏ trong tầng móng. Ở giếng khoan của công ty Petronas, đặc biệt giếng khoan Rạng Đông do công ty Mitsubishi thực hiện, cũng đã tìm thấy dâug trong tầng móng đá núi lửa, và được đánh giá là giếng khoan tốt nhất ở Đông Nam Á. Những sự phát hiện trên đây của ngành dầu khí Việt Nam là vô cùng quý giá không những giúp tìm kiếm thành công các mỏ chứa dầu mới trong tầng móng ở thềm lục địa Việt Nam, mà còn đặt ra những vấn đề khoa học mới cần làm sáng tỏ trong lĩnh vực địa chất dầu khí ở những điều kiện cụ thể của Việt Nam.

doc33 trang | Chia sẻ: lvcdongnoi | Lượt xem: 4225 | Lượt tải: 2download
Bạn đang xem trước 20 trang tài liệu Đề tài Tài nguyên dầu khí biển Việt Nam, để xem tài liệu hoàn chỉnh bạn click vào nút DOWNLOAD ở trên
háp đã cùng nhau thuê công ty địa vật lý GSI (Mỹ) thực hiện khảo sát đo địa chấn, trọng lực, từ tính của thềm lục địa phía Nam, với tổng số trên 8000km tuyến, mỗi tuyến cách nhau 30 – 40km. Kết quả đã phát hiện được 3 bồn trầm tích có khả năng chứa dầu khí quan trọng: bồn Cửu Long, bồn Sài Gòn – Brunây, bồn vịnh Thái Lan. Tháng 11/1970, chính quyền Sài Gòn ban bố “Luật dầu hoả” theo kiểu hợp đồng đặc nhượng. Với luật này đã quy định quyền thăm dò sơ khởi, quyền đặc nhượng tìm kiếm và quyền đặc nhượng khai thác cho các công ty nước ngoài. Thời hạn được khai thác là 30 năm, có thể gia hạn 10 năm. Hàng năm, công ty phải nộp thuế khoáng nghiệp nhượng tô là 12,5% tính trên tổng số lượng dầu khai thác. Ngoài ra phải nộp thuế lợi tức bằng 50% số lợi tức chịu thuế, tức phần lợi tức còn lại sau khi bán dầu trừ các chi phí sản xuất, thuế khoáng nghiệp nhượng tô, chi phí thăm dò, các phụ phí,… Tháng 8/1973, chính quyền Sài Gòn đã tổ chức đấu thầu theo tinh thần “Luật dầu hoả” nói trên. Thềm lục địa Việt Nam bấy giờ được chia làm 33 lô, diện tích trung bình mỗi lô là 7000km2. Sauk hi mở thầu đợt I, 8 lô đã trúng thầu với tổng diện tích là 57.223km2 thuộc về bốn tổ hợp các công ty: Pecten là tổ hợp của Pecten Việt Nam Petroleum Company (Mỹ) và Hecmalita Petroleum Ltd (Úc); Mobil là tổ hợp của Mobil Explorrtion Inc (Mỹ), Etsuman Oil Co Ltd (Nhật) và Société Aquitaine des Pétroles (Pháp); Esso – Exploration and Production Inc (Mỹ); Sunningdele là tổ hợp của Sunningdele Oil Ltd (Canada), Santa Fe Minerals Inc (Mỹ), Siebens Oil and Gas Ltd (Canada) và Bow Valley Exploration Ltd (Mỹ). Năm 1974, chính quyền Sài Gòn tổ chức đấu thầu lần 2, diện tích gọi thầu nhỏ hơn (4.500km2 mỗi lô) và đã có 5 lô trúng thầu thuộc về 4 tổ hợp dầu khí quốc tế: Mobil là tổ hợp của Mobil Producing Inc (Mỹ) và Etsuman Oil Co Ltd (Nhật); Union Texas là tổ hợp của Union Texac Corporation (Mỹ), IOL pty. Ltd (Úc), Skelly Asian Company (Mỹ) và Canadian, Industrial gas and Oil Ltd (Canada); Marathon là tổ hợp của Marathon Petroleum Ltd (Mỹ), Viet Nam Sun Oil Company (Mỹ) và Amerada Hess Corporation (Mỹ) và Pecten (Mỹ). Sau khi trúng thầu, các công ty đã bắt tay vào thực hiện khoan tìm kiếm thăm dò. Chỉ có 2 tổ hợp Pecten và Mobil triển khai thực hiện đầu tiên vào cuối năm 1974, đến 4/1975 phải bỏ dở hoạt động vì miền Nam giải phóng. Tổ hợp Pecten dùng giàn khoan di động Ocean Prospecter đã khoan các giếng Hồng 1-X (từ 17/8/1974 đến 30/8/1974), Dừa 1-X (từ 9/1974 đến 11/1974), Mía 1-X (11/1974 đến 3/1975), trong đó đã tìm thấy dầu khi thử vỉa ở giếng Dừa 1-X (2.230 thùng dầu/ngày) và tìm thấy khí có áp suất rất cao (300 – 400 atm) và condensat ở giéng Mía 1-X. Trong khi đó, tổ hợp Mobil dùng tàu khoan Glomar đã khoan giếng Bạch Hổ (từ 10/1974 đến 2/1975) và Đại Hùng (từ 3/1975 khoan được 1000m, chưa xong phải bỏ dở), trong đó đã tìm thấy khi thử vỉa ở mỏ Bạch Hổ (2.400 thùng dầu/ngày). Giai đoạn 1975 – 1980: Thành lập Tổng cục Dầu mỏ và khí đốt Việt Nam và Công ty Dầu – Khí quốc gia (PetroVietnam) ra đời: Ngay sau ngày miền Nam được giải phóng, đất nước thống nhất, vào tháng 9/1975 chính phủ đã quyết định thành lập Tổng cục Dầu mỏ và khí đốt Việt Nam, để quản lý nhà nước, chỉ đạo thống nhất trên phạm vi cả nước mọi hoạt động về tìm kiếm, thăm dò, khai thác và chế biến dầu khí. Vào thời gian này, một số công ty dầu khí nước ngoài đã đến Việt Nam để tìm hiểu khả năng hợp tác trong lĩnh vực tìm kiếm và khai thác dầu khí, chủ yếu là các công ty ở Tây Âu, Bắc Âu, Canada, Úc, Nhật. Tháng 8/1977, công ty Dầu – Khí quốc gia Việt Nam trong Tổng cục Dầu mỏ và khí đốt, gọi tắt Petro Vietnam được thành lập, với chức năng nghiên cứu, đàm phán, ký kết và tổ chức thực hiện các hợp đồng tìm kiếm thăm dò, khai thác dầu khí với các công ty Dầu – Khí nước ngoài. Về sau này, sau khi sát nhập các Bộ và Tổng cục, Công ty dầu khí quốc gia được đổi thành Tổng công ty Dầu khí Việt Nam, trực thuộc Thủ tướng chính phủ, nhưng vẫn mang tên gọi Petro Vietnam. Tháng 4/1978, Petro Vietnam ký một hợp đồng đầu tiên với công ty Denimex (CHLB Đức) thực hiện ở lô 15 và 2 hợp đồng với công ty Agip (Italia) thực hiện ở lô 12 và 06 trên thềm lục địa phía Nam. Tháng 9/1978, Petro Vietnam cũng đã ký 2 hợp đồng với 4 công ty Bow Valley (Canada) thực hiện ở lô 28 và 29. Hai hợp đồng ký với công ty Agip thuộc dạng dịch vụ, các hợp đồng vớp công ty Bow Valley thuộc dạng phân chia sản phẩm, còn hợp đồng với công ty Denimex là hợp đồng kết hợp của hai dạng nói trên. Từ 1978 đến 1980, các công ty nói trên đã tiến hành khảo sát 12.000km tuyến đại chất, thực hiện khoan 12 giếng trong 11 cấu tạo, chi phí khoảng 100 triệu đô la Mỹ. Kết quả đã phát hiện 1 lô có dầu (15A-1X) và nhiều lô khác có dấu hiệu có dầu và khí, nhưng không có giá trị thương mại trong khuôn khổ các điều kiện thực hiện hợp đồng lúc đó. Sau khi thực hiện cam kết giai đoạn 3 năm đầu tiên, các công ty đều tuyên bố rút khỏi hợp đồng (1981) mặc dù còn nhiều cấu tạo đã phát hiện nhưng không được thăm dò. Giai đoạn 1981 đến 1987: Ra đời xí nghiệp liên doanh dầu – khí Việt Xô (Vietsovpetro) Tháng 7/1980, hai chính phủ Việt Nam và Liên Xô (cũ) chính thức ký kết hiệp định hợp tác thăm dò và khai thác dầu – khí ở Việt Nam. Tháng 6/1981, xí nghiệp liên doanh dầu – khí Việt Xô được thành lập gọi tắt là Vietsovpetro, và đến cuối năm 1981, liên doanh chính thức hoạt động ở thềm lục địa phía Nam. Căn cứ dịch vụ dầu – khí tại Vũng Tàu cũng được hình thành với nhiều phương tiện, thiết bị kỹ thuật nhằm phục vụ cho các hoạt động thăm dò, khai thác dầu – khí. Bên tham gia phía Việt Nam lúc đó là Tổng cục dầu – khí, bên tham gia phía Liên Xô (cũ) là bộ Công nghiệp khí (sau đó chuyển sang cho bộ Công nghiệp dầu mỏ). Mỗi bên tham gia đóng góp 50% vốn. Giếng đầu tiên đã được khoan vào năm 1984 là Bạch Hổ, phát hiện dầu có trữ lượng thương mại, ngày 26/6/1986 xí nghiệp Liên doanh Vietsovpetro đã khia thác tấn dầu thô đầu tiên và từ đó mỏ Bạch Hổ chính thức đi vào khai thác công nghiệp, với sản lượng ban đầu 40.000 tấn (trong năm 1986). Sự kiện này được xem như một mốc lịch sử quan trọng đánh dấu những Hình 1: Giàn khoan mỏ Bạch Hổ tấn dầu công nghiệp đầu tiên khai thác được ở Việt Nam. Từ đó, mỗi năm sản lượng một tăng: 1987 – 280.000 tấn, 1988 – 680.000 tấn, 1989 – 1,49 triệu tấn, 1990 – 2,7 triệu tấn, 1991 – 3,95 triệu tấn, 1992 – 5,5 triệu tấn, 1993 – 6,3 triệu tấn. Đến nay, Vietsovpetro đã khai thá tổng cộng gần 30 tấn dầu thô tạivùng mỏ Bạch Hổ từ 93 giếng khác nhau. Tỷ lệ các giếng khoan khai thác có dầu ở đây là 90%. Một đóng góp có giá trị khoa học đáng chú ý trong hoạt động tìm kiếm, thăm dò và khai thác của xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro là đã phát hiện ra dầu trong tầng móng núi đá lửa, một trường hợp ít gặp trên thế giới, nhưng khá phổ biến ở thềm lục địa Việt Nam, đưa đến những phương hướng mới trong việc thăm dò tìm kiếm dầu thô ở thềm lục địa Việt Nam. Giai đoạn từ 1988 đến nay: Giai đoạn phát triển mới sau khi ban hành luật đầu tư nước ngoài và luật dầu – khí Việt Nam Đây là thời kỳ hoạt động tìm kiếm, thăm dò, khai thác dầu - khí nhộn nhịp nhất từ trước đến nay trên toàn lãnh thổ Việt Nam, mở ra một vận hội mới cho ngành công nghiệp dầu – khí nhờ chính sách đổi mới mở cửa ra bên ngoài của nhà nước Việt Nam cùng với sự ban hành “Luật đầu tư nước ngoài” vào tháng 12/1987 của Quốc hội nước Cộng Hòa Xã Hội Chủ Nghĩa Việt Nam và “Luật dầu khí Việt Nam”vào tháng 7/1993. Chỉ trong một thời gian ngắn, từ tháng 5/1988 đến nay, chính phủ Việt Nam thông qua PetroVietnam đã ký kết gần 30 hợp đồng tìm kiếm, thăm dò, khai thác dầu – khí theo kiểu hợp đồng phân chia sản phẩm với có công ty hoặc tổ hợp công ty dầu khí quốc tế. Đây là dạng hợp đồng khác với dạng hợp đồng đặc nhượng trước đây của chính quyền Sài Gòn. Hợp đồng phân chia sản phẩm quy định thời hạn 20 – 25 năm trong đó giai đoạn tìm kiếm thăm dò là 3 đến 4 năm, và được gia hạn 1 hoặc 2 năm nếu cần. Các công ty dầu khí nước ngoài sẽ ứng toàn bộ vốn cần thiết cho tìm kiếm, thăm dò, phát triển, khai thác và hoàn toàn gánh chịu mọi rủi ro trong trường hợp không tìm thấy dầu – khí, trong khi phía Việt Nam được tham gia 10 -20% phần hùn nhưng không phải gánh chịu rủi ro nào ở giai đoạn tìm kiếm, thăm dò. Các công ty được nhập khẩu dễ dàng và miễn thuế hàng hóa, vật tư, thiết bị cần thiết phục vụ cho hoạt động của mình. Các công ty cũng được xuất khẩu miễn thuế toàn bộ phần dầu thô để hoàn trả lại vốn đầu tư. Tỷ lệ dành phần dầu khí để hoàn vốn tới 30 – 35% sản lượng khai thác. Trong luật dầu khí ban hành năm 1993, tỷ lệ chi phí khai thác và tỷ lệ phân chia lợi nhuận không được ấn định cụ thể, mà sẽ tùy thuộc vào kết quả gọi thầu hoặc đàm phán. Tỷ lệ chia lời giữa Petro Vietnam và công ty nước ngoài tùy theo thang sản lượng khai thác và tùy khu vực triển vọng, có thể thay đổi từ 65/35 đến 90/10. Ngoài ra, nước chủ nhà còn được hưởng các phần thuế tài nguyên đối với dầu thô từ 6 – 25%, đối với khí từ 0 – 10% thùy theo sản lượng và điều kiện khai thác, thuế lợi tức 50%, thuế xuất khẩu dầu thô 4%, thuế chuyển lợi tức ra nước ngoài, thuế thu nhập. Trong giai đoạn này, các công ty nước ngoài tham gia tìm kiếm, thăm dò và khai thác dầu – khí rất đa dạng, bao gồm các nước như Nga, Anh, Nhật, Hàn Quốc, Indonexia, Úc, Bỉ, Pháp, Nauy, Hà Lan,Canada và Mỹ. Riêng các công ty Mỹ do lệnh cấm vận cản trở đã phải vào sau bằng cách mua lại cổ phần của các công ty nước khác, như công ty Ocidental mua lại cổ phần của một công ty Indonexia, công ty Arco mua lại cổ phần của công ty British Gas, công ty McGee mua lại cổ phần của công ty Cairm (Anh),… Một số hợp đồng dầu – khí đã được ký và đang được thực hiện trên thềm lục địa Việt Nam, từ Bắc vào Nam như ở bảng 1 với số hiệu các lô được trình bày trên hình 2. Bảng 1: Một số hợp đồng dầu khí thực hiện ở Việt Nam STT Tên Công ty điều hành (operator) Quốc gia Lô thăm dò Ngày ký cho phép Ghi chú Vietsovpetro Việt Nam 09, 16, 05-1 19-6-1981 Ongc Videsh LTD Ấn Độ 19, 06, 2/3 lô 12 19-5-1988 Từ 1992 nhường quyền điều hành cho BP Shell Hà Lan 112, 114, 116 16-6-1988 Đã hoàn trả không tìm thấy dầu BP Anh 117, 118, 119 18-2-1989 Enterprise Oil/CEP Anh/Pháp 17, 21 14-4-1989 Total Pháp 103, 106, 1107 9-11-1989 Đã hoàn trả không tìm thấy trữ lượng dầu thương mại IPL/Secab Canada/Thuỵ Điển 115 27-2-1990 Đã rút Scepter Resources Canada 111 23-5-1990 Đã rút Petro – Canada Canada 03, 20, 12 29-5-1990 Đã hoàn trả Petrofina Bỉ 46, 50, 51 8-8-1990 BHPP Úc 120, 121 10-1-1990 Đã rút Cairn Anh 22 28-8-1991 Đã rút Petronas Carigali Malaysia 01, 02 9-9-1991 Shell Hà Lan 10 27-4-1992 Pedco Hàn Quốc 11-2 19-5-1992 AEDC Nhật 109/91 24-6-1992 BP Anh 05-2 9-6-1992 Idemitsu Nhật 109/91 24-6-1992 Total Pháp 11-1 9-7-1992 Lasmo Anh 04-2 19-8-1992 Mitshubishi Nhật 15-2 6-10-1992 P.T.Astra Indonesia 04-3 22-10-1992 Từ 1994 nhường quyền điều hành cho Occidental (Mỹ) British Gas Anh 04-1 28-10-1992 BHPP Úc 05-1a 15-4-1993 Anzoil Úc Đ.B sông Hồng 22-7-1993 OMV Úc 104 20-8-1993 MJC Mỹ/Nhật 05-16 19-4-1994 Trong giai đoạn từ 1988 đến 1996, các công ty dầu khí nước ngoài đã đầu tư vào Việt Nam trên 1,5 tỷ USD để thực hiện công tác tìm kiếm. thăm dò, khai thác dầu khí. Trung bình mỗi năm các công ty dầu khí nước ngoài đầu tư vào Việt Nam khoảng 300 triệu USD, dự kiến năm 1995 có thể lên đến 500 triệu USD cho hoạt động tìm kiếm thăm dò và khai thác dầu khí. Cho đến nay trên 70 giếng khoan thăm dò, với tổng chiều sâu hơn 200km đã được thực hiện trên thềm lục địa Việt Nam ở các lô đã ký kết và đã phát hiện gần 300 cấu tạo có triển vọng dầu khí. Công ty Dầu khí JVPC (Mitsubishi) đã phát hiện vỉa dầu lớn nhất có chất lượng tốt ở lô 15-2 cách mỏ Bạch Hổ khoảng 50km về hướng Đông Bắc. Tổ hợp BP (Anh), Statoil (Nauy), ONGA (Ấn Độ) đã tìm được mỏ khí lớn ở lô 06 với trữ lượng ước tính ban đầu khoảng 60 tỷ m3 khí. Tổ hợp BP và Statoil cũng đã tìm thấy dầu có khả năng khai thác công nghiệp ở lô 05-2 và phát hiện một mỏ khí lớn (mỏ Hải Thạch) cũng nằm ở lô 05-2 cách mỏ khí Lan Tây, Lan Đỏ chừng 50km về phía Bắc. Petronas (Malaixia) tìm thấy dầu ở lô 01. Công ty Total (Pháp) đã phất hiện dầu ở lô 11-1 và công ty Pedco (Hàn Quốc) cũng đã phát hiện được dầu ở lô 11-2. Hình 2: Sơ đồ phân lô dầu khí vùng biển Việt Nam Trong giai đoạn này, các hoạt động khai thác dầu khí cũng được xúc tiến mạnh. Vietsovpetro ngoài việc mở rộng khai thác dầu ở mỏ Bạch Hổ với sản lượng 1994 là 6,9 triệu tấn, đến cuối năm 1994 đã bắt đầu đưa mỏ Rồng thuộc lô 09 vào khai thác. Liên doanh Đại Hùng, gồm các công ty BHP (Úc), Petro Vietnam, Petronas Carigali (Malaixia), Total (Pháp), Sumitomo (Nhật) với phần hùn vốn BHP 43,75%, Petronas Caregali 20%, Petro Vietnam 15%, Total 10,625%, Sumitomo 10,625% đã được thành lập vào tháng 4/1993 và đến tháng 10/1994 đã bắt đầu tiến hành khai thác mỏ Đại Hùng thuộc lô 05-1 cách Vũng Tàu 250km về phía Đông Nam. Với 3 mỏ Bạch Hổ, Rồng và Đại Hùng đã khai thác được sản lượng 8 triệu tấn trong năm 1995. Tháng 12/1993, Việt Nam đã ký một hợp đồng với Công ty Hyundai Heavy Industries Co.Ltd (Hàn Quốc) thực hiện công trình hệ thống thu gom khí đồng hành từ các giếng khai thác của mỏ dầu Bạch Hổ, đưa vào đất liền bằng hệ thống đường ống ngầm dưới biển. Tháng 4/1994, công trình này khởi công xây dựng. Tháng 4/1995, hệ thống đường ống dài 107km đường kính 16 inch (406mm) đặt dưới đáy biển đã hoàn thành và ngày 14/4/1995 khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ đã được đưa đến Dinh Cô (Long Hải), sau đó tháng 10/1995 đã hoàn thành xây dựng 17km đường ống dẫn khí từ Long Hải đưa về nhà máy điện Bà Rịa để chạy các tổ máy tuốc bin với sản lượng ban đầu 1 triệu m3/ngày (300 triệu m3 khí/năm). Sau khi giai đoạn 1 hoàn thành Công trình này còn được phát triển vào giai đoạn 2 nhằm nâng sản lượng khí lên 1 -1,5 tỷ m3/năm, để cung cấp cho nhà máy sản xuất khí hóa lỏng (LPG) 300.000 tấn/năm tại Long Hải, nhà máy điện Phú Mỹ, khu công nghiệp Biên Hòa, nhà máy sản xuất phân đạm và hóa chất hữu cơ. Đến năm 1988, giai đoạn 2 đã chính thức hoàn thành. Bên cạnh đó, một dự án xây dựng đường ống dẫn khí thiên nhiên từ các mỏ khí Lan Tây, Lan Đỏ vào đất liền dài khoản 400km đang được Petro Vietnam, Mobil, BHPP, BP, Statoil xúc tiến làm dự án khả thi trị giá 500 triệu USD. Sản lượng khí thiên nhiên đưa vào bờ theo hệ thống này khoảng 5 tỷ m3/năm. 70% sản lượng khí nói trên sẽ cung cấp cho các nhà máy điện, còn lại dùng để sản xuất phân đạm và hóa chất hữu cơ. Về mặt chế biến dầu – khí, một mốc đáng ghi nhớ là vào tháng 5/1988 nhà máy lọc dầu đầu tiên của Liên doanh chế biến dầu – khí thành phố Hồ Chí Minh (Saigon Petro) đi vào hoạt động với nguyên liệu là dầu thô bạch Hổ Việt Nam, công suất 40.000 tấn/năm (800 thùng/ngày) nhằm cung cấp cho thị trường TP. Hồ Chí Minh các sản phẩm xăng ôtô, dầu hỏa dân dụng, dầu diesel và cặn FO. Mặc dù công suất chế biến thấp nhưng đây là cơ sở chế biến dầu thô Việt Nam đầu tiên của cả nước bằng công nghệ và thiết bị tiên tiến của nước ngoài. Hiện nay, năng lực chế biến của Saigon Petro đã lên tới 350.000 tấn/năm, nguyên liệu là condensat và sản phẩm chủ yếu là xăng các loại, dầu hỏa, DO và LPG. Để đảm bảo cung cấp đủ nhu cầu về sản phẩm dầu khí cho cả nước, song song với việc kêu gọi đầu tư vào lĩnh vực tìm kiếm, thăm dò, khai thác dầu khí, từ năm 1991 Chính phủ Việt Nam đã kêu gọi đấu thầu xây dựng nhà máy lọc dầu số 1 công suất 6,5 triệu tấn/năm. Có 6 tổ hợp tham gia đấu thầu là Shell (Hà Lan), Tomen (Nhật), Nipppon Mining (Nhật), Nissoho – Iwai (Nhật), C. Itoh Co.Ltd (Nhật) và Total (Pháp). Cuối cùng, tổ hợp Total (Pháp), CPC (Đài Loan), CIPC (Nhật) liên doanh với Petro Vietnam đã trúng thầu, với số vốn đầu tư khoảng 3 tỷ USD, gần đây Total đã rút khỏi liên doanh nói trên và Petro Vietnam đang tìm đối tác khác thay thế. Nhà máy đặt tại khu vực Dung Quất (Quãng Ngãi), miền Trung Việt Nam. Những sản phẩm chủ yếu của nhà máy lọc dầu số 1 sẽ bao gồm xăng ôtô, dầu hỏa dân dụng, nhiên liệu máy bay phản lực, dầu diesel (DO), nhiên liệu công nghiệp (FO), bitum. Sản phẩm phụ đi kèm là propylen hóa lỏng. Các sản phẩm này sẽ cung cấp cho thị trường nội địa, một phần xuất khẩu ra thị trường khu vực để thu ngoại tệ hoàn trả vốn vay và lãi. Hình 3: Nhà máy lọc dầu Dung Quất Dưới sự chỉ đạo của Ðảng và Chính phủ, các bộ, ngành và cơ quan Trung ương, sự phối hợp chặt chẽ của tỉnh Quảng Ngãi, cộng với những nỗ lực vượt bậc của chủ đầu tư cùng hàng vạn cán bộ, kỹ sư, chuyên gia, công nhân thuộc các nhà thầu trong nước và quốc tế, Nhà máy lọc dầu Dung Quất đã được hoàn thành và đưa vào vận hành đúng tiến độ, cho ra dòng sản phẩm thương mại đầu tiên vào ngày 22-2-2009. Từ tháng 2-2009 đến 30-5-2010, chủ đầu tư và nhà thầu tập trung cho công tác chạy thử, chạy nghiệm thu và bàn giao nhà máy. Kết quả sản xuất, kinh doanh của nhà máy từ ngày 1-1-2010 đến 20-10-2010: Nhập khoảng 4,7 triệu tấn dầu thô; sản xuất 4,4 triệu tấn sản phẩm các loại đạt chất lượng. Đến hết năm 2010, nhà máy nhập hơn 6,1 triệu tấn dầu thô và sản xuất khoảng 5,7 triệu tấn sản phẩm các loại, ước đạt doanh thu 86 nghìn tỷ đồng, nộp ngân sách Nhà nước và các khoản thuế hơn 10 nghìn tỷ đồng; cao hơn nhiều so với chỉ tiêu chính của kế hoạch sản xuất, kinh doanh năm 2010 là sản xuất 4,76 triệu tấn sản phẩm các loại, đạt doanh số hơn 62 nghìn tỷ đồng. Đây là một bước ngoặt trong lịch sử phát triển ngành dầu khí nước ta, tạo tiền đề cho các dự án sau này. NHU CẦU CÁC SẢN PHẨM DẦU KHÍ Ở VIỆT NAM Nhu cầu thị trường các sản phẩm dầu khí hiện nay: Các sản phẩm năng lượng: Nhu cầu các sản phẩm năng lượng của cả nước mỗi năm một tăng, đồng thời cơ cấu tiêu thụ các sản phẩm này cũng thay đổi. Về nhiên liệu cho động cơ Hình 4: Số lượng xe tăng – nhu cầu nhiên liệu tăng nhanh Theo số liệu kiểm tra của Tổng cục thống kê, hiện nay ở nước ta trung bình cứ 100 hộ dân có 2 xe ôtô con các loại và 65 xe gắn máy các loại. Nếu theo phương pháp trung bình mỗi hộ có 4 nhân khẩu thì hiện tại với 85.789.573 dân số cả nước, nước ta có tới 21.447.393 hộ. Như vậy cả nước có 428.947 xe ôtô con và 13.940.805 xe gắn máy, số lượng xe này làm nhu cầu sử dụng xăng, đặc biệt kể từ năm 1992 đến nay tăng lên đáng kể, từ 155.000 tấn (1992) lên đến 879.700 tấn (1993) và 11,3 triệu tấn (năm 2010). Mặt khác, việc sử dụng nhiên liệu diesel (DO) để chạy máy phát lực và phát điện khá phổ biến ở nông thôn miền Nam, cũng như dung DO chạy xe con và xe bus, xe vận tải có hiệu quả kinh tế cao hơn dùng xăng, vì tiêu hao ít, giá lại rẻ hơn xăng, do đó nhu cầu trên thị trường về nhiên liệu diesel tăng nhanh từ 1.457.000 tấn (1992) lên 1.959.500 tấn (1993), chiếm 49% trong tổng số các dạng nhiên liệu. Xu thế này phù hợp với cơ cấu tiêu thụ DO của nhiều nước như Nhật và Châu Âu. Về chất đốt dân dụng Những năm gần đây, mạng lưới điện phát triển khá rộng rãi ở các tỉnh và vùng nông thôn, trong khi đó ở thành thị, nhất là ở phía Bắc, sản lượng điện cung cấp cho sinh hoạt có dồi dào hơn, đồng thời việc sử dụng than cám đóng bánh dưới dạng than tổ ong đã phát triển rộng rãi, nên nhu cầu về dầu hoả để thắp sáng và đun nấu tăng không đáng kể, 174.600 tấn (1992) lên 193.500 tấn (1993). Từ năm 1993 ở TP. Hồ Chí Minh, Elf – Gas Saigon, Saigon Petro và Petrolimex bắt đầu đưa LPG ra thị trường cho dân sử dụng làm chất đốt, tạo ra một nhu cầu mới về LPG, góp phần giảm bớt đáng kể nhu cầu về dầu hoả đun nấu, vừa thuận tiện cho người sử dụng, vừa giải quyết cơ bản nhu cầu chất đốt cho dân cư đô thị theo hướng giải quyết của các đô thị hiện đại, hạn chế nạn phá rừng và làm trong sạch môi trường sống. Về chất đốt công nghiệp Trước 1975, chất đốt công nghiệp (dùng để sản xuất điện, sản xuất vật liệu xây dựng, luyện cán thép, thuỷ tinh,…) ở miền Nam chủ yếu dựa vào FO (cặn dầu thô chưng cất khí quyển), vì ngoài FO, không có nguồn chất đốt nào khác trong nội địa. Sau khi miền Nam giải phóng, nguồn than đá phia Bắc trở thành nguồn chất đốt quan trọng của cả nước, nhu cầu tiêu thụ FO trên phạm vi cả nước có thấp so với riêng miền Nam trước đây. Nếu 1973 chỉ riêng miền Nam đã tiêu thụ 700.600 tấn FO, thì sang 1993, cả nước cũng chỉ tiêu thụ chừng ấy (767.000 tấn). Tuy nhiên, cơ cấu chất đốt FO cho công nghiệp sẽ còn thay đổi đáng kể trong những năm tới, do xuất hiện nguồn nhiên liệu khí dồi dào khai thác từ các mỏ dầu và khí ở thềm lục địa Nam Việt Nam được đưa vào Bà Rịa – Vũng Tàu và Thủ Đức (TP. Hồ Chí Minh) theo đường ống dẫn. Số lượng tổng cộng các sản phẩm năng lượng tiêu thụ hiện nay và sự thay đổi trong cơ cấu phân bố giữa các sản phẩm năng lượng qua các giai đoạn, được thấy rõ trong số liệu thống kê dưới đây: Bảng 2: Tiêu thụ các sản phẩm năng lượng một số năm qua ở Việt Nam Sản phẩm 1972 1973 1992 1993 Tổng tiêu thụ trên thị trường các sản phẩm dầu khí (triệu tấn) 1,882 2,149 3,331 3,980 Trong đó, phần chia theo cơ cấu sản phẩm như sau (% trọng lượng) Nhiên liệu động cơ: Xăng DO Nhiên liệu phản lực Chất đốt dân dụng: Dầu hoả LPG (triệu tấn) Chất đốt công nghiệp: FO 14,3 23,7 1,3 24,0 - 29,1 16,4 22,4 0,8 23,3 - 32,6 25,7 43,7 5,2 4,9 - 19,9 22,0 49,2 4,5 4,8 0,002 12,3 Hiện nay, mức độ tiêu thụ các sản phẩm năng lượng không đồng đều trên cả nước: miền Bắc tiêu thụ 30 – 35%, miền Trung 10 -15% và miền Nam 55 – 60% so với thị trường cả nước. Theo thống kê điều tra của Petro Vietnam, tốc độ tăng hàng năm trong tiêu thụ các sản phẩm năng lượng ở Việt Nam, giai đoạn 1986 – 1994 trung bình là 12,17%/năm, đặc biệt 2 năm gần đây, 1992 – 1994 tốc độ hàng năm là 18,47%/năm. Mức độ tiêu thụ sản phẩm năng lượng từ dầu khí tính trên đầu người tuy đã có tăng lên, nhưng vẫn còn thấp so với nhiều nước trong khu vực Châu Á – Thái Bình Dương. Các sản phẩm phi năng lượng: Trong các sản phẩm phi năng lượng, nhu cầu của thị trường những năm qua tập trung vào các loại sau: Nhớt cho động cơ và nhớt cho máy móc cơ khí. Bitum cho các công trình giao thông vận tải. Nhu cầu về nhớt chủ yếu là cho các loại động cơ, do đó nhu cầu về nhớt phụ thuộc vào lượng nhiên liệu tiêu thụ, thông thường khoảng 4% tổng nhiên liệu đã tiêu thụ. Lượng nhớt tiêu thụ trên thị trường những năm qua như sau: Bảng 3: Tiêu thụ nhớt ở Việt Nam qua các năm Năm 1990 1991 1992 1993 1994 1995 2000 Mức tiêu thụ (tấn) 65.000 78.000 85.000 98.000 110.000 130.000 230.000 Nhu cầu nhựa đường những năm qua tăng lên khá nhanh, do việc sữa chữa và làm mới các công trình gia thông, sân bay, bến bãi. Theo số liệu các công ty Vietranscimex, Vietranimex, Petrolimex, số lượng bitum đã nhập cho nhu cầu trong cả nước những năm qua như sau: Năm 1990 1991 1992 1993 Số lượng bitum nhập (tấn) 40.000 50.000 100.000 150.000 Để cung ứng các sản phẩm dầu khí cho nhu cầu thị trường trước giải phóng ở miền Bắc, các sản phẩm dầu khí đều do nhà nước độc quyền kinh doanh và phân phối qua Tổng cục vật tư, từ các kho chính ở Hải Phòng theo các ống dẫn về Hà Nội và một số tỉnh Đồng bằng sông Hồng, trong khi đó ở miền Nam, các sản phẩm dầu khí đều do 3 công ty ngoại quốc độc quyền cung ứng với cơ cấu như sau: Bảng 4: Thị phần cung ứng sản phẩm năng lượng của các công ty trước 1975 Sản phẩm Công ty, % sản phẩm cung ứng SHELL ESSO CALTEX Xăng 58,8 27,8 13,4 Dầu hoả 58,0 30,0 12,0 DO 58,9 27,4 13,7 FO 59,3 27,6 13,1 Các sản phẩm nhập từ Singapor và Malaixia đều đưa vào nhà kho chính ở Nhà Bè, với hệ thống cầu cảng xuất nhập, hệ thống bồn chứa cho những loại sản phẩm số lượng lớn, có khả năng tồn trữ 240 triệu lít, bằng 10 -20% tổng số sản phẩm cung ứng cho thị trường 1 năm. Những loại sản phẩm nhu cầu ít nhưng lại đa dạng, như nhớt, có một xưởng pha chế nhớt từ dầu gốc nhập (5 loại) thành các dầu nhớt cho mọi đối tượng sử dụng (120 loại). Hiện nay, để cung ứng các loại sản phẩm dầu khí, nhà nước độc quyền và chính thức cho phép 5 công ty sau đây đứng ra nhập và phân phối cho các thị trường sau: Bảng 5: Các công ty được phép kinh doanh sản phẩm dầu khí Công ty Thị trường Petrolimex Cả nước Petechim - Kerogasimex - Saigonpetro TP. Hồ Chí Minh Airimex Hàng không Trên thực tế, thị trường miền Bắc do Petrolimex độc quyền, thị trường TP. Hồ Chí Minh và các tỉnh phia Nam là cuộc cạnh tranh giữa Saigonpetro, Petechim và Petrolimex. Mỗi công ty đều có hệ thống bồn chứa, cấp phát, hệ thống cây xăng đại lý riêng cho mình. Trên phương diện cả nước, phần cung ứng sản phẩm dầu khí của các công ty trong năm 1993 như sau: Bảng 6: Thị phần cung ứng năng lượng của các công ty năm 1993 Sản phẩm Công ty, % sản phẩm cung ứng PETROLIMEX PETECHIM KEROGASIMEX SAIGONPETRO AIRIMEX Xăng 66,2 14,5 1,2 18,1 - Dầu hoả 20,0 20,0 60,0 - - DO 59,2 22,5 2,0 16,3 - FO 97,8 2,2 - - - Jet A1 39,1 - - - 60,9 Ngoài ra, từ năm 1993 một số công ty nói trên (Saigonpetro, Petrolimex) cùng với công ty Elf gas Saigon đã đưa rat hi trường các loại sản phẩm LPG cho nhân dân dùng làm nhiên liệu sinh hoạt với mức tăng nhanh hàng năm: 1993 – 2.400 tấn, 1994 – 27.000 tấn, 1995 – 38.700 tấn, 2000 – 100.000 tấn. Nhu cầu thị trường các sản phẩm dầu khí trong tương lai: Do là một nước đang phát triển nên nhu cầu tiêu thụ sản phẩm xăng dầu ở Việt Nam trong tương lai sẽ tăng rất nhanh, với mức trung bình khoảng 6 - 7%/năm từ năm 2011 - 2020 và khoảng 4 - 4,5%/năm từ năm 2021 - 2050. Nhu cầu các sản phẩm xăng dầu vào các năm 2010, 2020, 2050 tương ứng là khoảng 17,5 - 18 triệu tấn, 32,7 - 36,5 triệu tấn và 106 - 135 triệu tấn. Nhu cầu dầu làm nguyên liệu trong công nghiệp hóa dầu tăng nhanh: cần khoảng 8 triệu tấn vào năm 2010 và trên 17 triệu tấn vào năm 2020. Tương tự là nhu cầu tiêu thụ khí (80% cho sản xuất điện): năm 2010 cần khoảng 8 - 10 tỷ m3, và có thể lên đến 14 - 18 tỷ m3 vào năm 2020, tùy thuộc vào khả năng cấp khí... HIỆN TRẠNG KHAI THÁC: Tiềm năng dầu khí ở Việt Nam: Để đánh giá được tiềm năng dầu khí, trước hết cần phân biệt các thuật ngữ khi đề cập đến vấn đề này, tránh những ngộ nhận. Theo Charles J-Johnson, có ba cách đưa ra các con số để đánh giá tiềm năng dầu khí của một nước: Trữ lượng có thực: để chỉ lượng dầu và khí đã được phát hiện và chắc chắn tới trên 80% là có khả năng khai thác thương mại trong điều kiện kinh tế kỹ thuật hiện nay. Trữ lượng có khả năng: chỉ lượng dầu và khí có từ 50% đến 80% là có dầu, khí và có khả năng khai thác thương mại trong điều kiện kinh tế và kỹ thuật hiện tại. Trữ lượng tiềm năng: chỉ lượng dầu và khí mà các nhà địa chất tin là có thể có tại một điểm nào đó, và sau khi thăm dò có thể chuyển sang dạng trữ lượng đã được chứng minh có thực. Trữ lượng tiềm năng thường được đánh giá dựa trên các phương pháp dự đoán và theo đánh giá chủ quan của các chuyên gia địa chất. Hình 5: Các vùng có triển vọng dầu – khí ở thềm lục địa Việt Nam Trong “Bách khoa toàn thư dầu khí thế giới” năm 1993, lần đầu tiên xuất hiện bản đồ dầu khí Việt Nam, cùng lời giới thiệu quốc gia dầu khí non trẻ này trong cộng đồng các quốc gia dầu khí thế giới. Ở bản đồ này giới thiệu những khu vực có triển vọng có dầu khí ở Việt Nam và đưa ra các con số ước tính về trữ lượng tiềm nằng dầu khí Việt Nam, khoảng 1,5 – 3 tỷ thùng dầu (từ 200 – 400 triệu tấn) và khoảng 1 – 4 nghìn tỷ feet khối (khoảng 28 – 110 tỷ m3) khí thiên nhiên. Con số này rất thấp so với các két quả thăm dò và tính toán thực tế hiện nay. Năm 1994, cũng trong Bách khoa toàn thư dầu khí thế giới đã đưa con số về trữ lượng có thực đã chứng minh dầu khí Việt Nam và xếp Việt Nam vào vị trí thứ 6 trong 7 nước Châu Á – Thái Bình Dương. Bảng7: Trữ lượng dầu khí có thực đã được chứng minh của một số nước Châu Á – Thái Bình Dương (tính tới 1 – 1 – 1993) TT Tên nước Dầu (tỷ thùng) Khí (1000 tỷ feet khối) Tổng dầu và khí quy đổi (tỷ thùng dầu quy đổi) Malaixia 4,3 76,7 18,8 Indonexia 5,8 64,4 18,0 Oxtraylia 1,8 18,3 5,3 Brunay 1,4 14,0 4,0 SNG 0,3 15,0 3,1 Việt Nam 1,2 3,7 1,9 Thái Lan 0,2 8,5 1,8 Theo như bảng trên đây cho thấy tỷ lệ giữa khí/dầu trung bình của các nước là 16, trong khi đó của Việt Nam chỉ là 3, tức là bằng 1/5 mức trung bình của các nước trong khu vực. Điều này đặt ra một nghi vấn, đòi hỏi tiếp tục đánh giá. Thực tế gần đây, nhiều mỏ khí lớn đã được phát hiện như Lan Tây, Lan Đỏ do Công ty BP phát hiện, trữ lượng ước tính 57 tỷ m3 khí thiên nhiên. Cũng theo tính toán của Công ty BP, trữ lượng tiềm năng khí của Việt Nam khoảng 300 – 400 tỷ m3. Nếu giả định rằng Việt Nam có trữ lượng khí/dầu tương đương với 6 nước trong khu vực thì trữ lượng khí sẽ là 19 nghìn tỷ feet khối, tức cao gấp 5 lần mức thông báo và rõ ràng con số này phù hợp với dự báo trữ lượng 400 tỷ m3 do BP đưa ra. Vì vậy, sẽ có sự thay đổi đáng kể trong bảng xấp hạng nói trên. Tháng 5/1994, Charles J-Johnson, chuyên gia dầu khí Viện hệ thống tài nguyên thuộc Trung tâm Đông Tây (East – West Center – Mỹ) đã đưa ra ước tính mức trữ lượng dầu khí Việt Nam sẽ phát hiện và chứng minh trong vòng 10 – 15 năm tới. Bảng 8: Trữ lượng có thực, trữ lượng có khả năng và trữ lượng tiềm năng dầu khí ở Việt Nam (theo Charles J-Johnson) Loại trữ lượng Dầu (tỷ thùng) Khí (1000 tỷ feet khối) Thấp T/bình Cao Thấp T/bình Cao Trữ lượng có thực 0,9 1,2 1,3 3,0 5,0 8,0 Trữ lượng có khả năng 0,7 0,8 1,4 9,0 15,0 27,0 Trữ lượng tiềm tàng 1,6 2,0 2,7 12,0 20,0 35 Tuy vậy, những ước tính về tiềm năng dầu khí không bao giừo giống nhau, phụ thuộc vào các nguồn thông tin và độ tin cậy của các dự báo. Theo con số tính toán của Ngân hàng thế giới đưa ra trong năm 1993, trữ lượng tiềm năng dầu của Việt Nam là 4 – 6 tỷ thùng, cao hơn những con số của Charles J-Johnson đưa ra, nhưng cũng theo số liệu dự báo của Ngân hàng thế giới, trữ lượng khí của Việt Nam chỉ 4 – 6 nghìn tỷ feet khối, con số này lại thấp hơn những ước tính của Charles J-Johnson. Theo Petro Vietnam, căn cứ vào các kết quả nghiên cứu khảo sát địa chất cũng như các phát hiện dầu khí gần đây của các công ty nước ngoài đã đưa ra con số ước tính trữ lượng tiềm năng dầu khí Việt Nam có thể đến 5 – 6 tỷ tấn (kể cả khí quy đổi). Con số này rõ rang cao hơn những dự đoán đã nêu, chủ yếu vì những tính toán của Charles J-Johnson đưa ra vào thời điểm chưa có phát hiện mới dồn dập của các công ty nước ngoài từ năm 1993 – 1994 trở lại đây. Chính vì vậy, Petro Vietnam đã đặt mục tiêu đưa sản lượng dầu khí vào năm 2000 lên 20 triệu tấn dầu quy đổi không phải là không có cơ sở. Sản lượng dầu khí cực đại giai đoạn sau năm 2000 dự báo sẽ không thấp hơn 35 – 40 triệu tấn/năm và có thể kéo dài đến năm 2010. Theo số liệu thống kê năm 2009 của Tập đoàn dầu khí Việt Nam, tổng tiềm năng dầu khí tại các bể trầm tích: Sông Hồng, Phú Khánh, Nam Côn Sơn, Cửu Long, Ma lay - Thổ Chu, Vùng Tư Chính - Vũng Mây... đã được xác định tiềm năng và trữ lượng đến thời điểm này là từ 0,9 đến 1,2 tỷ m3 dầu và từ 2.100 đến 2.800 tỷ m3 khí. Trữ lượng đã được xác minh là gần 550 triệu tấn dầu và trên 610 tỷ m3 khí. Trữ lượng khí đã được thẩm lượng, đang được khai thác và sẵn sàng để phát triển trong thời gian tới vào khoảng 400 tỷ m3. Với các biện pháp đồng bộ, đẩy mạnh công tác tìm kiếm - thăm dò, khoảng từ 40 đến 60% trữ lượng nguồn khí thiên nhiên của nước ta sẽ được phát hiện đến năm 2015. Sản lượng khai thác dầu khí ở Việt Nam: Hiện nay, ngành Dầu khí nước ta đang khai thác dầu khí chủ yếu tại 6 khu mỏ bao gồm: Bạch Hổ, Rồng, Đại Hùng, Hồng Ngọc, Rạng Đông, Bunga Kekwa - Cái Nước và chuẩn bị chính thức đưa vào khai thác mỏ khí Lan Tây - lô 06.l. Công tác phát triển các mỏ Rạng Đông, Ruby và Emeral, Lan Tây - Lan Đỏ, Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng, Hải Thạch, Rồng Đôi, Kim Long, Ác Quỷ, Cá Voi... đang được triển khai tích cực theo chương trình đã đề ra, đảm bảo duy trì và tăng sản lượng khai thác dầu khí cho những năm tới. Dự kiến, mỏ Sư Tử Đen (lô 15-1) sẽ được đưa vào khai thác trong quý 4 năm 2010. Những phát hiện về dầu khí mới đây ở thềm lục địa miền Nam nước ta rất đáng phấn khởi, tăng thêm niềm tin và thu hút sự quan tâm của các nhà đầu tư là: lô 09-2, giếng Cá Ngừ Vàng - IX, kết quả thử vỉa thu được 330 tấn dầu và 170.000m3 khí/ngày. Lô 16-l, giếng Voi Trắng-IX cho kết quả 420 tấn dầu và 22.000m3 khí/ ngày. Lô 15.1, giếng Sư Tử Vàng – 2X cho kết quả 820 tấn dầu và giếng Sư Tử Đen – 4X cho kết quả 980 tấn dầu/ngày. Triển khai tìm kiếm thăm dò mở rộng các khu mỏ Bạch Hổ, Rồng, Đại Hùng với các giếng R-10, 05- ĐH-10 cho kết quả 650.000m3 khí ngày đêm và dòng dầu 180 tấn/ngày đêm; Giếng R-10 khoan tầng móng đã cho kết quả 500.000 m3 khí/ngày đêm và 160 tấn Condensate/ngày đêm. Tính chung, 2 năm đầu thế kỷ mới, ngành Dầu khí nước ta đã thăm dò phát hiện gia tăng thêm trữ lượng trên 70 triệu tấn dầu thô và hàng chục tỷ m3 khí để tăng sản lượng khai thác trong những năm tiếp theo. Năm 2006, Tổng công ty Dầu khí Việt Nam bố trí kế hoạch khai thác 20,86 triệu tấn dầu thô quy đổi (tăng 1,5 triệu tấn so với mức đã thực hiện trong năm 2002). Đây là năm đầu tiên nước ta khai thác trên 20 triệu tấn dầu thô quy đổi. Trong đó có 17,6 triệu tấn dầu thô và 3,7 tỷ m3 khí thiên nhiên. Dự kiến năm 2010, ngành Dầu khí nước ta sẽ khai thác từ trên 30 đến 32 triệu tấn dầu thô quy đổi, nhằm đáp ứng các ngành năng lượng và sản xuất công nghiệp của cả nước. Dầu khí Việt Nam đang trở thành một trong những lĩnh vực đầu tư nước ngoài sôi động: Nhiều tập đoàn dầu khí lớn đang có kế hoạch đầu tư và mở rộng hoạt động tại Việt Nam. Ngoài số hợp đồng thăm dò khai thác được Tổng công ty Dầu khí Việt Nam (PetroVietnam) ký với các nhà thầu nước ngoài từ đầu năm đến nay, hai tập đoàn dầu khí lớn nhất đang hoạt động tại Việt Nam là BP và ConocoPhillips cũng đang xúc tiến các kế hoạch mở rộng hoạt động. Hiện tại BP đang là nhà thầu điều hành dự án khí Nam Côn Sơn, có tổng vốn đầu tư 1,3 tỉ Đôla, và nắm 35% cổ phần khai thác tại lô 6.1 của dự án này. Lô 6.1 hiện có công suất khai thác là 3 tỉ mét khối khí/năm. Ông Mingé cho biết BP đang có kế hoạch đầu tư mở rộng giàn khoan khai thác để nâng công suất khai thác của lô 6.1 thêm 50% so với công suất thiết kế ban đầu vào giữa năm sau, nhằm tăng sản lượng cung cấp khí thiên nhiên cho các nhà máy điện vào năm 2010. Các đối tác đầu tư của BP tại lô 6.1 là ONGC (Ấn Độ) với 45% cổ phần và PetroVietnam với 20% cổ phần. Ngoài ra, công ty cũng đang trong quá trình thảo luận để sớm triển khai dự án phát triển lô 5.2 và 5.3, nằm kế bên lô 6.1 với mục tiêu đưa khí vào bờ vào cuối thập kỷ này (2010). Mặc dù chưa xác định được số tiền đầu tư vào mỏ khí này nhưng ông Mingé cho biết BP đã đạt được sự nhất trí với các bên liên quan về lộ trình thực hiện cũng như những thỏa thuận cần được ký kết để có thể triển khai dự án. Đầu năm nay, BP, PetroVietnam, Tổng công ty Điện lực Việt Nam (EVN) và Bộ Công nghiệp (MOI) đã ký một biên bản hợp tác để phát triển một trung tâm điện lực tại Nhơn Trạch sử dụng khí khai thác từ lô 5.2 và 5.3. Trung tâm điện lực Nhơn Trạch dự kiến sẽ tiêu thụ 2,5 tỉ mét khối khí/năm và có công suất là 2.640 MW. Tại đây, BP cũng có kế hoạch xây dựng một nhà máy điện với công suất gần tương đương với nhà máy điện Phú Mỹ 3 tại Bà Rịa - Vũng Tàu, để tạo thị trường tiêu thụ khí cho lô 5.2 và 5.3. Nhơn Trạch là một phần của kế hoạch phát triển thị trường khí, đây là một cơ hội tốt cho các nhà đầu tư. Bên cạnh việc khai thác các mỏ khí và xây dựng nhà máy điện, BP cũng đang làm việc với các đối tác Việt Nam về khả năng đầu tư vào việc sản xuất khí hóa lỏng (LPG), một phân khúc thị trường rất có tiềm năng đối với chiến lược kinh doanh của công ty tại Việt Nam. Tập đoàn Dầu khí ConocoPhillips (Mỹ), hiện nay đang là một trong những nhà đầu tư nước ngoài lớn nhất tại Việt Nam với tổng số vốn giải ngân trong 10 năm qua đã lên tới 1 tỉ Đôla Mỹ, gần đây cũng tuyên bố trong 10 năm tới sẽ đầu tư tiếp khoảng hơn 1 tỉ Đôla cho các dự án khai thác dầu tại Việt Nam. Trong năm nay, công ty sẽ đầu tư khoảng 115 triệu Đôla để phát triển lô 15.1 bao gồm các mỏ dầu Sư Tử Đen, Sư Tử Trắng, Sư Tử Vàng và Sư Tử Nâu. Hiện tại mỏ Sư Tử Đen có công suất khai thác 70.000 thùng dầu/ngày và là mỏ dầu có công suất khai thác lớn thứ ba tại Việt Nam. Tại Việt Nam, ConocoPhillips nắm giữ 23,25% cổ phần khai thác tại lô 15.1; 36% tại lô 15.2; 70% tại lô 133 và 134; 50% tại lô 5.3 và 16,33% tại dự án đường ống dẫn khí Nam Côn Sơn.  Đại diện của ConocoPhillips tại Việt Nam cho biết khoản đầu tư trong 10 năm tới của tập đoàn này tại Việt Nam sẽ tập trung vào các dự án phát triển mỏ mà công ty có cổ phần khai thác. Như vậy riêng vốn của hai tập đoàn dầu khí lớn là BP và ConocoPhillips đầu tư vào Việt Nam trong lĩnh vực dầu khí dự tính sẽ đạt hơn 2 tỉ Đôla trong vòng 10 năm tới. Các chuyên gia kinh tế nước ngoài dự báo đầu tư trực tiếp nước ngoài của Việt Nam trong lĩnh vực dầu khí, một lĩnh vực sẽ hấp dẫn các nhà đầu tư nước ngoài hơn cả, sẽ tiếp tục tăng mạnh trong những năm tới. Doanh thu từ ngành này hiện đang chiếm trên 25% tổng thu ngân sách của Việt Nam. Hiện tại có khoảng 29 hợp đồng dầu khí đang có hiệu lực tại Việt Nam, bao gồm ba hợp đồng mới được ký kết cho bốn lô thuộc bể Phú Khánh trong nửa đầu năm nay, với sự góp mặt của hầu hết các tập đoàn dầu khí đứng đầu trên thế giới. PetroVietnam cho biết trong thời gian tới sẽ tiếp tục ký kết các hợp đồng đang mời thầu còn lại với các công ty nước ngoài. Dự đoán về tình hình sản xuất dầu khí ở Việt Nam: Dự đoán về tình hình sản xuất dầu: "Trong mỗi công đoạn của ngành dầu khí, Việt Nam đều rất năng động" (Tháng 3/09 Premier Oil) Sản xuất dầu thô Câu chuyện thành công của nền kinh tế Việt Nam có phần đóng góp không nhỏ từ việc xuất khẩu dầu thô. Phần lớn các mỏ dầu Việt Nam nằm ngoài khơi với tổng trữ lượng xác định trong năm 2009 là khoản 711.9 triệu tấn. Hiện nay, các hoạt động thăm dò và khai khoáng tập trung tại những khu vực nước tương đối cạn với độ sâu tối đa khoảng 200 mét, chỉ chiếm khoảng 25% tổng số mỏ dầu tiềm năng. Lịch sử nhiều biến động của ngành dầu khí tạo nên một danh sách của những công ty thành công lớn và những công ty thất bại nặng nề. Công ty giành thắng lợi lớn là VietSovPetro (công ty liên doanh giữa Zarubezhneft và Tập đoàn Dầu Khí Việt Nam), nguyên tổng thống Nga Putin đã phát biểu trong năm 2006 rằng VietSovPetro là công ty liên doanh hoạt động hiệu quả nhất của Nga tại nước ngoài. Tuy nhiên, cũng có một vài công ty dầu khí quốc tế vội vã đầu tư vào Việt Nam trong đầu thập niên 90 bị thất bại và rời khỏi Việt Nam. Công ty thất bại nhất là BHP, với việc đầu tư 250 triệu đô Mỹ vào cấu tạo Đại Hùng và năm 1997 phải quyết định rời khỏi Việt Nam. Tuy nhiên, thời gian đã xoa dịu sự thất bại vì trong năm 2009, BHP đã quyết định quay trở lại Việt Nam thông qua một hợp đồng mua cổ phần với Mitra Energy. Ngoài ra, việc đầu tư của BHP vào Đại Hùng không phải là thất bại hoàn toàn vì trong năm 2007, Tập đoàn Dầu Khí Việt Nam đã cam kết đầu tư thêm 731 triệu đô Mỹ vào việc phát triển cấu tạo Đại Hùng. Sự bảo thủ của Tập đoàn Dầu Khí Việt Nam trong dự đoán sản lượng dầu khai thác thường gây khó khăn cho việc dự đoán sản lượng dầu của Việt Nam. Dầu Khí Việt Nam đã vượt 440,000 tấn so với kế hoạch năm 2009 và sản lượng dự đoán cho những mỏ sẽ được khai thác trong thời gian sắp tới của công ty đã tụt lại những công ty hợp tác nước ngoài. Có lẽ kinh nghiệm khai thác tại những dự án như Đại Hùng đã làm cho Dầu Khí Việt Nam trở nên thận trọng hơn trong các dự đoán của mình. Để xây dựng mô hình dự đoán dựa trên ước lượng sản lượng dầu thô sản xuất trong năm 2010 là 15 triệu tấn, SAL đã phải giả định sản lượng tại cấu tạo Bạch Hổ và lô 15/1 sẽ bị giảm một cách đáng kể, tuy nhiên chúng tôi vẫn dự đoán sản lượng dầu thô năm 2010 là 15.6 triệu tấn. Sự gia tăng về hoạt động khai thác trong năm 2009 là thành quả của việc chuẩn bị từ những năm 04-05 khi Việt Nam thực hiện việc đấu thầu giấy phép khai thác lần đầu tiên. Các công ty dầu khí quốc tế khi đó đã không mặn mà tham gia đấu thầu vì vậy Tập đoàn Dầu Khí Việt Nam đã cải thiện nội dung đấu thầu và tiến hành kêu gọi tham gia đầu thầu lần hai vào tháng 4 năm 2007. Điều quan trọng trong cuộc đấu thầu này là các công ty nước ngoài đã được mời tham gia khai thác mỏ sông Hồng, khu vực trước nay vẫn luôn nằm trong danh sách hạn chế. Những phát triển gần đây trong hoạt động khai thác như kết quả khai khoáng tích cực ở tại và xung quanh khu vực nước sâu của Bể Phú Khánh và bằng chứng tìm được ở cấu tạo Cá Rồng Đỏ cho thấy Nam Côn Sơn có tiềm năng về dầu thô càng làm cho các hoạt động của ngành khai thác dầu thô sôi nổi. Ngoài ra, sự gia tăng của các công ty dầu khí tự do (independent oil companies) trong lĩnh vực khai thác và sản xuất tại Việt Nam đã đẩy mạnh sự phát triển vượt bậc của ngành dầu khí trong năm 2009. Dự đoán về tình hình sản xuất khí: "Việc thăm dò khai thác tại Đông Nam Á có đẳng cấp quốc tế, nhưng hiện tại đa số các mỏ vẫn chưa tìm được về khí" (Tháng 12/09 Talisman Energy) Sản xuất khí tự nhiên Sự phát triển đang ở mức sơ khai của ngành khí Việt Nam không dựa vào sự quan tâm của nhà đầu tư cũng như  khả năng có thể khai thác các mỏ dự trữ của Việt Nam mà do yêu cầu hiệu quả kinh tế của hệ thống phát điện nội địa có tương xứng với cơ sở hạ tầng được xây dựng. Tập đoàn Dầu khí Việt Nam gần đây đã tuyên bố giá khí tại Việt Nam hiện nay là giá thấp nhất của châu lục, và cho rằng sự điều chỉnh việc tăng giá khí nội địa là không thể tránh khỏi. Mặc dù còn tồn đọng nhiều khó khăn và cần nhiều nỗ lực trong việc thương lượng việc bán khí, nhưng tuyên bố của Chevron và đối tác về việc triển khai các dự án lô B, 48/95 và 52/97 vào giữa năm 2009 đã làm tăng đáng kể vị thế ngành khí tại Việt Nam. Ngoài ra, việc tập đoàn ConocoPhillips phát triển cấu tạo Sư Tử Trắng và khả năng mở rộng hệ thống đường dẫn khí tại Nam Côn Sơn và việc đẩy mạnh các hoạt động khai thác của các tập đoàn Talisman, Gazprom, Petronas and ONGC hứa hẹn nhiều phát triển cho ngành khí trong thời gian sắp tới. Việc phát hiện ra các mỏ dự trữ khí tại lưu vực Sông Hồng và Bể Phú Khánh có nhiều tiềm năng thay đổi những dự đoán về vai trò của than đá trong việc phát triển trong tương lai của công trình phát điện tại Việt Nam. SAL dự đoán việc sản xuất khí tự nhiên cho đến năm 2020 dựa trên những dự án đã được cam kết, sự mở rộng của hệ thống ống dẫn khí Nam Côn Sơn và sự phát triển của cấu tạo Hắc Long.   Tập đoàn Dầu khí Việt Nam và ONGC sẽ tiếp tục là những công ty dẫn đầu về sản xuất khí tự nhiên trong tương lai gần, chủ yếu là do vai trò của họ trong dự án khí Nam Côn Sơn.  ONGC cũng tham gia rất tích cực vào việc khai thác tiềm năng tại Bể Phú Khánh. Thị phần của Chevron sẽ tăng từ 0% hiện nay lên 12% vào năm 2015 do dự án khai thác nguồn khí tại lô B, 48/95 và 52/97. Dấu ấn của Chevron trong ngành khí Việt nam sẽ ngày càng rõ nét, Chevron sẽ nắm giữ phân nửa trong số 900 giếng khoan mà Petro Việt Nam dự đoán sẽ được khai thác trong vòng 15 năm tới. Ô NHIỄM DO KHAI THÁC DẦU KHÍ VÀ CÁC SỰ CỐ MÔI TRƯỜNG LIÊN QUAN Hội đồng Nghiên cứu Quốc gia Hoa Kỳ (NRC) đã đưa ra con số ước đoán, hàng năm có khoảng 3,2 triệu tấn dầu làm ô nhiễm biển từ các nguồn khác nhau. Nguồn ô nhiễm lớn nhất xuất phát từ các cơ sở công nghiệp và dân cư đô thị. Theo NRC, có khoảng 960.000 tấn dầu ô nhiễm từ nguồn này chiếm 30%. Đứng hàng thứ hai phải kể đến ô nhiễm do hoạt động của các tàu chở dầu với mức đóng góp 22%, sau đó là các vụ tai nạn tàu chở dầu 13%. Trong khi đó các hoạt động khai thác dầu khí trên biển chỉ đóng góp vào ô nhiễm với một tỷ lệ khiêm tốn khoảng 2%. Ngạc nhiên hơn cả là ô nhiễm dầu tự nhiên từ các đứt gãy của vỏ trái đất chiếm tới 8%, gấp bốn lần ô nhiễm từ các hoạt động khai thác dầu khí trên biển. Đối với Việt Nam, các nguồn ô nhiễm chính được ghi nhận là từ dầu, phụ gia và sự cố tràn dầu. Tình trạng ô nhiễm biển do dầu có xu hướng gia tăng, phức tạp hơn, số lượng tàu thuyền gắn máy loại nhỏ, công suất thấp, cũ kỹ và lạc hậu tăng nhanh, nên khả năng thải dầu vào môi trường biển nhiều hơn. Các tàu nhỏ chạy bằng xăng dầu đã thải ra khoảng 70% lượng dầu thải vào biển. Ngoài ra, hoạt động của tàu thương mại qua tuyến hàng hải quốc tế cắt qua Biển Đông cũng thải vào biển Việt Nam một lượng lớn dầu rò rỉ, dầu thải và chất thải sinh hoạt mà đến nay chưa thể thống kê đầy đủ. Những sự cố tràn dầu như thế này cũng là một trong những nguyên nhân gây ô nhiễm môi trường biển. Hiện nay, hàm lượng dầu trong nước biển của Việt Nam nhìn chung đều vượt giới hạn tiêu chuẩn Việt Nam và vượt rất xa tiêu chuẩn Hiệp hội các Nước Đông Nam Á (ASEAN). Đặc biệt, có những thời điểm vùng nước khu vực cảng Cái Lân có hàm lượng dầu đạt mức 1,75 mg/l, gấp 6 lần giới hạn cho phép; vịnh Hạ Long có 1/3 diện tích biển hàm lượng dầu thường xuyên từ 1 đến 1,73 mg/l. Các vụ tai nạn tàu dầu và tai nạn hàng hải là một trong những nguồn chính gây nên tình trạng ô nhiễm biển do dầu tại Việt Nam (chiếm khoảng 43% tổng lượng dầu được đưa vào Việt Nam). Năm năm qua, chỉ tính các vụ tai nạn gây sự cố tràn dầu trên 50 tấn đã có hơn 50 vụ. Đáng chú ý là các vụ tràn dầu nghiêm trọng những năm gần đây có xu hướng tăng, gây thiệt hại nghiêm trọng cho môi trường nhất là các vùng nuôi trồng thuỷ sản. Theo thống kê 1992 - 2006, có 35 vụ sự cố tràn dầu xảy ra tại Việt Nam, trong đó, điển hình là vụ tàu Neptune Aries đâm vào cầu cảng Cát Lái - TP. Hồ Chí Minh (tràn 1.864 tấn dầu DO), được đền bù 4,2 triệu USD/19 triệu USD theo đánh giá; tàu Kasco Monrovia tại Cát Lái - Thành phố HCM (tràn 518 tấn dầu DO). Gần đây, do thời tiết xấu, tàu Ðức Trí chở 1.700 tấn dầu FO đã bị chìm tại vùng biển Bình Thuận trong khi vào khu vực Mũi Né (Phan Thiết) để tránh gió. Đa phần các sự cố tràn dầu là do đâm va của tàu dầu, trong đó: 56% số vụ 700 tấn. Bên cạnh đó, vùng biển nước ta có khoảng 340 giếng khoan thăm dò và khai thác dầu khí, ngoài việc thải nước lẫn dầu với khối lượng lớn, trung bình mỗi năm hoạt động này còn phát sinh khoảng 5.600 tấn rác thải dầu khí, trong đó có 20 - 30% là chất thải rắn nguy hại còn chưa có bãi chứa và nơi xử lý. Rò rĩ dầu từ các giàn khoan cũng góp phần làm cho môi trường biển ngày càng xấu đi. Đặc biệt khu vực miền Trung, cứ 3-4 tháng hàng năm lại xuất hiện dầu tràn không rõ nguyên nhân. Quan trắc chất lượng nước ở các khu công nghiệp dầu khí miền Nam Việt Nam được thực hiện tại sáu trạm chính. Người ta đánh giá rằng lượng dầu thất thoát từ các giàn khoan vào biển là 270 tấn năm 1995 và 550 tấn năm 2000. Từ năm 1990 đến 1995 đã có 12 vụ tràn dầu (từ 2-3 m3 đến 15 m3 ) được ghi nhận. Từ năm 1995 đến 2000 đã có 91.497 tấn từ 31 vụ tràn xảy ra ở biển Việt Nam Hiện dầu thô được khai thác tại các dàn khoan Bạch Hổ, Đại Hùng, Rồng, Rạng Đông. Bên cạnh đó, khí đốt cũng được khai thác ở một số dàn khoan như Bạch Hổ, Thăng Long ... Tổng công ty dầu khí đang xây dựng dự án khai thác khí đốt tại vùng Nam Côn Sơn. Tuy nhiên, song song với các hoạt động khai thác và vận chuyển dầu khí tăng lên thì các sự cố gây ô nhiễm dầu cũng ngày một nhiều lên. Nguyên nhân dẫn đến tình trạng ô nhiễm môi trường biển trên là do chúng ta chưa có sự quan tâm và hành động đúng mức đối với công tác nghiên cứu về biển. Chúng ta quá chú trọng vào phát triển kinh tế biển mà ít chú trọng tới hệ thống thiên nhiên và bảo vệ môi trường (BVMT) nên dẫn đến hiện tượng khai thác bừa bãi và sử dụng lãng phí tài nguyên thiên nhiên, gây nên suy thoái môi trường và làm mất cân đối các hệ sinh thái, ảnh hưởng xấu đến sức khoẻ con người và chất lượng cuộc sống. Hơn nữa, cơ sở hạ tầng vùng ven biển và hải đảo còn thiếu thốn và lạc hậu; sự phát triển kinh tế biển còn yếu kém, phiến diện, sản xuất nhỏ, lạc hậu; tài nguyên biển chưa được khai thác đầy đủ so với tiềm năng, còn bị phá hoại và khai thác quá mức, thường xuyên bị tàu nước ngoài xâm phạm, tranh giành; vấn đề phòng, chống và khắc phục hậu quả của bão lụt, thiên tai từ hướng biển còn nhiều hạn chế; sự thiếu hiểu biết pháp luật về biển nhất là pháp luật bảo vệ môi trường biển của những người tham gia hoạt động khai thác sử dụng, quản lý biển cũng góp phần làm gia tăng tình trạng ô nhiễm môi trường biển. Bên cạnh đó, các chính sách và pháp luật về bảo vệ môi trường biển của Việt Nam còn chung chung, chưa cụ thể và thiếu thực tế, gây khó khăn cho việc tổ chức thực hiện. Cho đến nay, quản lý môi trường biển, ven biển và hải đảo vẫn được rập khuôn theo cách tiếp cận của ngăn ngừa và kiểm soát ô nhiễm, chưa tính đến đặc điểm về tính chất xuyên biên giới, đa ngành, đa mục đích sử dụng cho nên hiệu quả quản lý yếu kém và bộc lộ nhiều thiếu sót và bất cập. Một nguyên nhân cũng cần phải kể đến là việc hợp tác quốc tế trong lĩnh vực BVMT cũng như việc tham gia ký kết và thực thi các Điều ước quốc tế về bảo vệ môi trường biển của chúng ta còn bộc lộ nhiều hạn chế, chưa thực sự được quan tâm, chú trọng. KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ Kết luận: Trong hoàn cảnh thế giới hiện nay, nhu cầu năng lượng nói chung, nhu cầu dầu khí nói riêng ngày càng gay gắt. Với trữ lượng dầu khí dồi dào, Việt Nam cần phải đẩy mạnh hơn nữa công tác tìm kiếm thăm dò và khai thác dầu khí. Đây sẽ là một ngành kinh tế mũi nhọn của đát nước ta trong thời kỳ mới và là tiền đề quan trọng thúc đẩy các ngành kinh tế khác phát triển. Tuy nhiên, do trình độ khoa học kỹ thuật còn thấp, cơ sở hạ tầng yếu kém nên trong quá trình tìm kiếm, thăm dò, khai thác và vận chuyển dầu khí đã xảy ra nhiều sự cố môi trường làm ảnh hưởng xấu đến môi trường biển nước ta. Kiến nghị: Hoàn thiện các văn bản pháp luật liên quan đến lĩnh vực dầu khí. Việc quy hoạch thăm dò khai thác dầu khí phải cân nhắc tới những tác động đến môi trường sinh thái. Đổi mới dần quy trình công nghệ, nâng cấp cơ sở vật chất nhằm đáp ứng yêu cầu đặt ra trong giai đoạn mới. Đẩy mạnh hợp tác giúp đỡ trong lĩnh vực dầu khí với các nước, tham gia ký kết và thực thi các Điều ước quốc tế về bảo vệ môi trường biển. TÀI LIỆU THAM KHẢO Dầu khí và dầu khí ở Việt Nam, Trần Mạnh Trí, NXB Khoa học và kỹ thuật, 1996. Ô nhiễm môi trường biển Việt Nam: Luật pháp và thực tiễn, Nguyễn Hồng Thao, Hà Nội: Thống kê, 2003. Bài giảng Quản lý môi trường và tài nguyên biển, Th.s Trần Thị Kim Hồng, 2010. Giáo trình địa chất dầu khí, Nguyễn Việt Kỳ,Thành phố Hồ Chí Minh : Đại học Quốc gia Thành phố Hồ Chí Minh , 2002. Giáo trình địa chất các mỏ than dầu và khí đốt, Đỗ Cảnh Dương, Hà Nội: Khoa học kỹ thuật, 2004.

Các file đính kèm theo tài liệu này:

  • docTài nguyên dầu khí biển Việt Nam.doc
Luận văn liên quan