Những vấn đề cần quan tâm trong phát triển ngành Công nghiệp Dầu khí Việt Nam

17:50 |24/06/2020 –  Nguồn bổ sung trữ lượng dầu mỏ, khí thiên nhiên của Việt Nam rất hạn chế, có nhiều rủi ro và nhạy cảm về chính trị. Trong tương lai, dầu mỏ và khí thiên nhiên của chúng ta chỉ có thể được phát hiện ở vùng biển nước sâu, xa bờ. Các dự báo về tiềm năng dầu khí ngoài thềm lục địa, cũng như ngoài Biển Đông vẫn còn rất khác biệt… Theo nhìn nhận của chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam, với tốc độ thăm dò, khai thác như hiện nay, tổng trữ lượng…

17:50 |24/06/2020 – 
Nguồn bổ sung trữ lượng dầu mỏ, khí thiên nhiên của Việt Nam rất hạn chế, có nhiều rủi ro và nhạy cảm về chính trị. Trong tương lai, dầu mỏ và khí thiên nhiên của chúng ta chỉ có thể được phát hiện ở vùng biển nước sâu, xa bờ. Các dự báo về tiềm năng dầu khí ngoài thềm lục địa, cũng như ngoài Biển Đông vẫn còn rất khác biệt… Theo nhìn nhận của chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam, với tốc độ thăm dò, khai thác như hiện nay, tổng trữ lượng khí thiên nhiên (hiện có và sẽ được bổ sung) của chúng ta chỉ đủ khai thác trong 18 ÷ 20 năm nữa và sau 2020, Việt Nam sẽ phải nhập khẩu khí bổ sung cho mức thiếu hụt trong khai thác. 

Ảnh hưởng của giá dầu thấp đến ngành dầu khí: Phản ứng và giải pháp đối phó
Thượng nguồn

Dầu mỏ ở Việt Nam bắt đầu được thăm dò từ những năm 1960 ở miền võng Hà Nội và vùng trũng An Châu (do Liên Xô tiến hành) và từ những năm 1970 ở thềm lục địa phía Nam (do Mobil và Pecten tiến hành). Mỏ khí đầu tiên của Việt Nam – mỏ “Tiền Hải C” được phát hiện vào năm 1975.

Công tác điều tra địa chất bằng địa vật lý đã phát hiện 7 bồn trũng có triển vọng chứa dầu khí gồm: Sông Hồng, Cửu Long, Nam Côn Sơn, Mã Lai – Thổ Chu, Tư Chính – Vũng Mây, Phú Khánh và Trường Sa – Hoàng Sa.

Công tác thăm dò đã phát hiện các mỏ dầu khí nằm ở độ sâu từ -1000m ÷ -5000m. Trong đó, mỏ Bạch Hổ (Cửu Long) và mỏ mỏ Đại Hùng (Nam Côn Sơn) có chứa dầu ở cả tầng đá móng. Phần lớn các mỏ dầu khí của Việt Nam được phát hiện gần đây đều nằm trong vùng có điều kiện địa chất phức tạp, vùng nước sâu, xa bờ và có qui mô nhỏ hơn.

Theo Chiến lược phát triển ngành Dầu khí Việt Nam đến năm 2025, tổng tiềm năng dầu khí của Việt Nam được dự báo, đánh giá khoảng 3,8 ÷ 4,2 tỷ tấn dầu qui đổi. Trong đó, khoảng 1,4 ÷ 1,5 tỷ tấn dầu condensate và 2,4 ÷ 2,7 nghìn tỷ m3 khí thiên nhiên.

Tổng trữ lượng khí có thể khai thác hiện nay của Việt Nam khoảng 150 tỷ m3, tập trung chủ yếu ở bể Cửu Long (35 ÷ 40 tỷ m3) và Nam Côn Sơn (95 ÷ 100 tỷ m3). Trong tương lai, hy vọng có thể thăm dò và đưa vào cân đối trữ lượng khoảng 100 ÷ 160 tỷ m3 khí nữa. Tổng trữ lượng dầu mỏ của Việt Nam có thể khai thác còn lại đến nay được dự tính khoảng 400 triệu tấn (qui đổi – TOE).

Trong quá trình khai thác, việc mở rộng tìm kiếm cũng phát hiện bổ sung thêm hàng trăm triệu tấn trữ lượng. Riêng trong giai đoạn 2006 ÷ 2010 đã bổ sung được hơn 330 triệu tấn trữ lượng dầu qui đổi và giai đoạn 2011 ÷ 2015 bổ sung được khoảng 130 ÷ 140 triệu tấn.

Quá trình phát triển thượng nguồn (bối cảnh phát triển chung): Việc hình thành, phát triển lĩnh vực thượng nguồn của ngành công nghiệp dầu khí ở Việt Nam nói chung, và việc phát triển của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) nói riêng, phụ thuộc vào 2 yếu tố cơ bản.

Thứ nhất: Cơ chế, chính sách của Việt Nam: Việc thăm dò và khai thác dầu khí ban đầu đã rất khó phát triển do chủ yếu thông qua các hợp đồng JV (liên doanh). Sau khi có Luật Đầu tư Nước ngoài (1987), và đặc biệt sau khi Luật Dầu khí được sửa đổi (2000), việc thăm dò, khai thác dầu khí được thông qua chủ yếu bằng các hợp đồng PSC (phân chia sản phẩm – tô nhượng). Vì vậy đã có bước phát triển mạnh cả về chất và về lượng.

Thứ hai: Giá năng lượng của thế giới. Với giá dầu trên thế giới ở mức khoảng 30 ÷ 40U$/thùng, việc khai thác dầu khí Việt Nam hầu như không có hiệu quả, còn việc thăm dò dầu khí hầu như không phát triển được. Khi giá dầu đạt mức trên 40 ÷ 50U$/thùng, việc khai thác bắt đầu có hiệu quả, nhưng việc thăm dò cũng chưa phát triển. Chỉ sau khi giá dầu của thế giới dần tăng lên trên mức trên 50 ÷ 60U$/thùng, việc thăm dò và khai thác dầu khí ở Việt Nam bắt đầu được phát triển.

Về thăm dò, khai thác dầu mỏ: Dầu mỏ ở Việt Nam được khai thác lần đầu tiên vào năm 1986 (tại mỏ Bạch Hổ). Cường độ khai thác dầu mỏ tương đối cao. Tổng sản lượng dầu (cộng dồn) đã được khai thác sau 2 năm (tính đến 1988) đạt 1 triệu tấn; sau 5 năm (đến 13/2/2001) đạt 100 triệu tấn; sau 14 năm (đến 22/10/2010) đạt 260 triệu tấn; sau 25 năm (đến 31/5/2012) đạt 290 triệu tấn; sau 27 năm (đến 08/8/2013) đạt 310 triệu tấn.

Về sản lượng khai thác: Trước năm 2000, dầu thô được khai thác bình quân khoảng 7 triệu tấn/năm; sau năm 2000 bình quân khoảng 16 triệu tấn/năm (tăng gần 2 lần). Sản lượng dầu thô năm 2004 đạt 20,35 triệu tấn, sau 5 năm (đến 2009) đã giảm xuống còn 16 triệu tấn, dự tính đang còn tiếp tục giảm rất nhanh và đến 2025 chỉ còn 3÷5 triệu tấn/năm. Sản lượng cao nhất toàn ngành đạt mức 348.000 thùng/ngày (vào năm 2012). Sản lượng kỷ lục của một mỏ đạt 45.132 thùng/ngày (vào năm 2013 – mỏ Tê Giác Trắng của Công ty Soco).

Về thăm dò, khai thác khí thiên nhiên: Khí thiên nhiên lần đầu tiên ở Việt Nam được bắt đầu khai thác năm 1981 tại mỏ “Tiền Hải C” Thái Bình với trữ lượng (BCM) khoảng 1,3 tỷ m3. Hiện nay, sản lượng khai thác khí ở Tiền Hải chỉ còn 1 ÷ 3 triệu m3/năm để cấp cho sản xuất vật liệu xây dựng.

Khí đồng hành của mỏ Bạch Hổ trong thời gian 10 năm đầu bị đốt bỏ ngoài khơi, chỉ được tận thu từ năm 1996 – sau khi Nhà máy điện tua bin khí Bà Rịa đi vào hoạt động. Việc khai thác khí hiện được triển khai chủ yếu tại các mỏ ở thềm lục địa phía Nam (Bạch Hổ, Đại Hùng, Rồng, Rạng Đông, Hồng Ngọc, PM3). Tổng sản lượng khí (cộng dồn) đã được khai thác tính đến 1997 đạt 1 tỷ m3, 2003 là 10 tỷ m3, 2010 là 64 tỷ m3, đến 15/10/2012 là 80 tỷ m3, 2013 là 90 tỷ m3, 2019 là 150 tỷ m3.

Về công suất khai thác: Trước năm 2000 công suất khai thác khí ở mức dưới 1 tỷ m3/năm, sau năm 2000 bình quân trên 6 tỷ m3/năm (tăng hơn 6 lần), hiện đạt công suất tối đa khoảng 16 tỷ m3/năm. Hiện ở Việt Nam có 3 hệ thống đường ống dẫn khí lớn từ ngoài khơi vào đất liền (Cửu Long, Nam Côn Sơn và PM3) đang vận hành.

Như vậy, với tốc độ thăm dò và khai thác như hiện nay, tổng trữ lượng khí thiên nhiên (hiện có và sẽ được bổ sung) của Việt Nam chỉ đủ khai thác trong 18 ÷ 20 năm nữa và đến sau 2020, Việt Nam sẽ phải nhập khẩu khí bổ sung cho mức thiếu hụt trong khai thác.

Hạ nguồn

​Xuất khẩu dầu thô: Trước khi Nhà máy Lọc dầu Dung Quất đi vào hoạt động (cuối 2009), dầu thô của Việt Nam chủ yếu được xuất khẩu. Lô dầu thô đầu tiên được xuất khẩu vào 4/1987. Tính đến 2019, PV OIL đã xuất khẩu được gần 350 triệu tấn.

Thị trường xuất khẩu dầu thô của Việt Nam tương đối đa dạng và phát triển nhanh. Thời kỳ đầu chỉ có 3 khách hàng Nhật, đến nay đã có hơn 50 đối tác mua – bán dầu thô trong và ngoài nước, gồm: Exxon Mobil, Shell, BP, Total…, các công ty dầu quốc gia như: SOCAR (Azerbaijan), Petronas (Malaysia), Petrobras (Brazil), PTT (Thái Lan), SK (Hàn Quốc), BSP (Brunei)… hay các công ty thương mại lớn như Glencore, Vitol, Gunvor, Mitsubishi, Sumitomo. Hiện PV OIL xuất bán bình quân khoảng 150 chuyến dầu/năm (4 ÷ 5 chuyến/tuần).

Giá dầu thô xuất khẩu của Việt Nam hoàn toàn phụ thuộc giá dầu của thế gới. Theo đó, trước năm 2000, giá xuất khẩu bình quân chỉ đạt khoảng 20 U$/thùng (

You may have missed