Hoạt động thăm dò khai thác Dầu khí ngoài khơi Việt Nam: Thực trạng và giải pháp

Ngoài các khu vực đã có phát hiện dầu khí, ở các bể trầm tích trên thềm lục địa và vùng đặc quyền kinh tế của Việt Nam còn nhiều cấu tạo chưa được thăm dò với tiềm năng có thể thu hồi từ 1,5-2,5 tỷ m³ quy dầu, trong đó khu vực nước sâu, xa bờ, phức tạp chiếm khoảng 50%, được phân bổ như sau: Bể Cửu Long (9%), Sông Hồng (20%), Malay-Thổ Chu (3%), Phú Quốc (2%), Nam Côn Sơn (15%), Phú Khánh (16%), Tư Chính – Vũng Mây (32%), Hoàng Sa (5%). Tiềm năng các cấu tạo này phân bố ở các khu vực nước sâu, xa bờ, điều kiện thi công thực địa phức tạp, khó khăn, khó chủ động thực hiện ở các bể TC-VM, SH, PK và NCS (>50% tổng tiềm năng), các khu vực này ít được thăm dò, mới chỉ có phát hiện dầu khí, tài liệu còn hạn chế nên dự báo tiềm ẩn rủi ro cao.

TS. Nguyễn Quốc Thập (giữa) trong chuyến công tác tới giàn khai thác mỏ Chim Sáo (hình tư liệu)

Đến nay tổng sản lượng khai thác cộng dồn tại Việt Nam đạt > 485triệu m³ dầu và condensate và khai thác 213 tỷ m³ khí. Sản lượng khai thác dầu khí của Tập đoàn đang có xu hướng suy giảm nhanh, do số lượng mỏ mới đưa vào khai thác ít, song hầu hết là mỏ nhỏ. Thêm vào đó, nhiều yếu tố cả khách quan lẫn chủ quan về kỹ thuật, kinh tế, chính trị có ảnh hưởng không nhỏ tới việc duy trì mức độ suy giảm thấp.

Về các đặc thù của khai thác dầu khí nói chung và của Việt Nam nói riêng: Đặc thù của khai thác dầu khí nói chung là rủi ro cao, trung bình 1/10-1/8 giếng khoan thăm dò thành công và có 1/5-1/4 dự án thăm dò thành công. Đòi hỏi nguồn vốn lớn, phụ thuộc rất nhiều vào yếu tố cung cầu của thị trường. Ngoài ra, đặc thù của khai thác dầu khí đòi hỏi phải làm chủ khoa học kỹ thuật công nghệ cao, trình độ uyên bác và kinh nghiệm của các chuyên gia; rủi ro địa chính trị và xung đột sắc tộc luôn tiềm ẩn; lợi nhuận của hoạt động dầu khí là rất lớn đối với những công ty thành công và ngược lại, các công ty nhỏ dễ bị thua lỗ hoặc phá sản do đầu tư không thành công.

TS. Nguyễn Quốc Thập – Phó Chủ tịch Hội Dầu khí Việt Nam, nguyên Phó Tổng giám đốc Petrovietnam cho hay, đặc thù của dầu khí Việt Nam là Dầu và khí phân bố hầu hết ở khu vực ngoài khơi, vùng nước sâu, xa bờ; khí chiếm tỷ trọng cao hơn dầu (dầu khoảng 35-40% và khí khoảng 60-65%); dầu tồn tại và được chủ yếu phát hiện trong đá móng nứt nẻ, Mioxen ở bể Cửu Long; một số phát hiện khí lớn có hàm lượng CO₂ và H₂S cao; phát hiện khí lớn trong các bẫy địa tầng làm khích lệ và thu hút các nhà đầu tư; có những tiền đề để tin tưởng tồn tại của khí Hydrate (băng cháy) ở vùng biển sâu trên 500m nước; hoạt động đầu tư thăm dò khai thác ở Việt Nam chủ yếu do các công ty dầu nước ngoài thực hiện (tỷ lệ 70/30); phần thu ngân sách Nhà nước rất lớn (50-60% doanh thu dầu khí với hàng trăm tỷ USD).

Hoạt động khai thác dầu khí tại mỏ Bạch Hổ

TS. Nguyễn Quốc Thập chia sẻ: Về hiện trạng thăm dò khai thác dầu khí ở Việt Nam hiện nay đó là sản lượng khai thác dầu suy giảm từ những năm đỉnh 21 triệu tấn (năm 2004) và gần 18 triệu tấn (năm 2015) xuống 7 triệu tấn dự báo vào năm 2022, đây là bức tranh mà Việt Nam rất không mong muốn; khí có khả năng khai thác để bù vào sản lượng dầu suy giảm, nhưng thị trường và các hộ tiêu thụ chưa sẵn sàng và thậm chí không thể huy động khí đã cam kết theo các hợp đồng; số lượng hợp đồng dầu khí được ký kết mới giảm sâu trong giai đoạn 2015-2020 (5 hợp đồng) mà chủ yếu là nhà đầu tư trong nước, năm 2021, khả năng không ký được hợp đồng mới, trong khi số lượng hợp đồng dầu khí kết thúc trong giai đoạn này là trên 10 hợp đồng; đầu tư thăm dò khai thác giảm sâu do biến động tiêu cực của đại dịch covid-19, giá dầu và do chuyển đổi năng lượng toàn cầu. Bên cạnh đó, một số dự án bị dừng hoạt động ngoài mong muốn, một số phát hiện khí lớn có hàm lượng CO₂ và H₂S cao, khó phát triển.

TS. Nguyễn Quốc Thập cũng đã chỉ ra những khó khăn và thách thức thăm dò khai thác dầu khí ở Việt Nam. Mặc dù tiềm năng dầu khí ở Việt Nam với 1,5-2,5 tỷ m³ dầu quy đổi, nhưng khí chiếm tỷ trọng lớn (khoảng 75%); 60% tiềm năng dầu khí thuộc khu vực nước sâu xa bờ: Điều kiện thi công phức tạp, yêu cầu công nghệ cao, chúng ta không chủ động được kế hoạch triển khai thực địa… dẫn đến chi phí tăng cao; 40% tiềm năng dầu khí còn lại thuộc khu vực truyền thống, nước nông: Quy mô nhỏ, cấu trúc địa chất phức tạp, một số khu vực có áp suất/nhiệt độ cao; bẫy chứa dạng địa tầng, phi cấu tạo, chứa CO₂, H₂S.

Bên cạnh đó, khó khăn do giá dầu diễn biến phức tạp và xu thế chuyển đổi năng lượng; khung pháp lý không ổn định và thiếu linh hoạt làm nhà đầu tư nghi ngại; cơ chế chính sách với nhà đầu tư trong nước chưa đủ thích ứng; tính chất và mức độ phức tạp trên Biển Đông đã ảnh hưởng trực tiếp và sâu sắc đến vùng hoạt động và môi trường đầu tư trong lĩnh vực dầu khí…

Theo TS. Nguyễn Quốc Thập, đánh giá chung của chuyên gia về cơ hội dầu khí của Việt Nam và giải pháp về cơ hội thì dầu khí với trữ lượng dầu khí tiềm năng 1,5-2,5 tỷ m³ dầu quy đổi lớn hơn trữ lượng đã phát hiện từ 1 đến 1,75 lần so với trữ lượng đã phát hiện; với các phát hiện gần đây cho thấy có khả năng phát hiện các mỏ khí lớn dạng bẫy địa tầng vẫn có thể thu hút đầu tư cả trong nước và nước ngoài. Cùng với đó, tiềm năng khí hydrate (băng cháy) rất lớn ở khu vực biển sâu hơn 500m nước để có cơ sở đầu tư nghiên cứu từ trong phòng thí nghiệm, tìm kiếm thăm dò, tiến tới phát triển khai thác một cách tối ưu.

TS. Nguyễn Quốc Thập nhấn mạnh, trên hết, cần phải có các giải pháp để duy trì và thúc đẩy hoạt động đầu tư, đó là cần sớm hoàn thiện, sửa đổi Luật Dầu khí để thu hút đầu tư thăm dò mở rộng và thăm dò mới, cũng như là cho hoạt động thăm dò khai thác các mỏ nhỏ, mỏ cận biên để làm chậm đà suy giảm khai thác dầu thô; cần phải có các điều chỉnh cơ chế và khung pháp lý liên quan đến đầu tư và phát triển tổng thể của các dự án đã có phát hiện khí với trữ lượng lớn như Lô B, Cá Voi Xanh. Song song, mở rộng thị trường và phát triển đồng bộ theo chuỗi giá trị từ khai thác, vận chuyển, phát điện đến các hộ tiêu thụ năng lượng; phải bảo đảm an ninh, an toàn trên biển nói chung và hoạt động dầu khí nói riêng.

Nguyễn Hoan ghi