Hiện trạng tài nguyên dầu khí Việt Nam

Hiện nay Việt Nam đang trong giai đoạn phát triển kinh tế theo con đường công nghiệp hoá, hiện đại hoá nhằm trở thành một nước công nghiệp hiện đại.Cùng với tiến trình này dầu khí Việt N

LỜI MỞ ĐẦU

Dầu khí là một nguồn năng lượng vô cùng quan trọng của nhân loại Nguồn tài nguyên này phục vụ và ảnh hưởng trực tiếp đến cuộc sống của mỗi con người, và hiện đang là vấn đề nóng bỏng ở nhiều quốc gia cả về mặt kinh tế lẫn chính trị.

Hiện nay Việt Nam đang trong giai đoạn phát triển kinh tế theo con đường công nghiệp hoá, hiện đại hoá nhằm trở thành một nước công nghiệp hiện đại.Cùng với tiến trình này dầu khí Việt Nam đã có những bước tiến đáng kể trong thời gian qua và đạt được những thành công nhất định.

Để thực hiện được đề tài này, em đã nhận được sự hướng dẫn tận tình của Thạc Sĩ Nguyễn Ngọc Thuỷ và sự giúp đỡ nhiệt tình của các thầy cô bộ môn Dầu khí cùng các bạn sinh viên Em xin chân thành cảm ơn sự chỉ bảo tận tình của quý thầy và sự giúp đỡ tận tình của mọi người để em có thể hoàn thành đề tài này.

Tuy nhiên thời gian thực hiện hạn chế, nguồn tài liệu thu thập chưa đầy đủ cùng với sự hiểu biết hạn hẹp của một sinh viên nên đề tài không thể tránh khỏi những thiếu sót về mặt nội dung lẫn hình thức nhưng…Em rất mong nhận được sự đóng góp ý kiến của Quý Thầy Cô và bạn bè.

Em xin chân thành cảm ơn.

Người thực hiên:

Hoàng Đăng Khoa

NHẬN XÉT CỦA GIÁO VIÊN HƯỚNG DẪN

TpHCM, ngày … tháng …… năm ……

Giáo viên hướng dẫn

NHẬN XÉT CỦA GIÁO VIÊN PHẢN BIỆN

TpHCM, ngày … tháng …… năm ……

Giáo viên phản biện

MỤC LỤC

LỜI MỞ ĐẦU 1

CHƯƠNG 1: LỊCH SỬ PHÁT TRIỂN CỦA NGÀNH DẦU KHÍ VIỆT NAM 5

I.LỊCH SỬ THĂM DÒ DẦU KHÍ Ở VIỆT NAM: 5

II CÁC THÀNH TỰU TRONG THĂM DÒ DẦU KHÍ: 12

1.Các hoạt động TKTD dầu khí: 13

2.Các thành công trong công tácTKTD dầu khí: 16

III ĐẶC ĐIỂM DẦU KHÍ: 19

1.Đặc điểm dầu Việt Nam: 19

2-Đặc điểm khí Việt Nam: 22

2.3 Ứng Dụng khác của khí: 34

2.4 Mục tiêu trong tương lai: 34

CHƯƠNG II: QUÁ TRÌNH HÌNH THÀNH BIỂN ĐÔNG VÀ CÁC BỒN TRẦM TÍCH LIÊN QUAN TRÊN THỀM LỤC ĐỊA MIỀN NAM VIỆT NAM 37

I ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT CÁC BỂ ĐỆ TAM Ở VIỆT NAM: 37

CƠ CHẾ KIẾN TẠO, HÌNH THÀNH BỂ TRẦM TÍCH ĐỆ TAM Ở VIỆT NAM: 43

1.Các yếu tố địa động lực: 43

2 Mô hình biến dạng tạo bể trầm tích: 46

III.CÁC BỂ TRẦM TÍCH ĐỆ TAM VIỆT NAM: 49

3.1 Tổng quát về phân loại bể 49

3.2 Tổng quan về các loại bể trầm tích Đệ Tam Việt Nam 51

3.3 Đặc điểm hình thành các bể trầm tích Đệ Tam thềm lục địa Việt Nam 53

CHƯƠNG III: CÁC BỂ TRẦM TÍCH LỚN Ở 62

I BỂ SÔNG HỒNG: 62

II BỒN PHÚ KHÁNH: 71

III BỒN CỬU LONG: 76

IV BỒN MÃ LAI THỔ CHU: 83

V BỂ NAM CÔN SƠN: 90

CHƯƠNG IV: HIỆN TRẠNG TÀI NGUYÊN DẦU KHÍ VIỆT NAM, SỰ PHÂN BỐ VÀ XU HƯỚNG BỔ SUNG TRONG TƯƠNG LAI 95

1.Hiện trạng nguồn tài nguyên dầu khí Việt Nam: 95

2 Trữ lượng dầu khí Việt Nam trong khung cảnh dầu khí khu vực: 95

3 Phân bố trữ lượng dầu: 97

4 Phân bố trữ lượng khí: 99

5 Kết luận 101

Kết Luận 105

TÀI LIỆU THAM KHẢO 108

CHƯƠNG 1: LỊCH SỬ PHÁT TRIỂN CỦA

NGÀNH DẦU KHÍ VIỆT NAM

I.LỊCH SỬ THĂM DÒ DẦU KHÍ Ở VIỆT NAM:

Hình 1 – Các bể trầm tích Đệ Tam Việt Nam

1.Thời kỳ Pháp thuộc (1858-1945

Ngay sau khi đặt chân lên bán đảo Đông Dương, các nhà địa chất Pháp nhưJourdy.E (1886), Sarran.E (1888) đã khảo sát địa chất và tìm kiếm khoáng sản Năm 1898, Sở Địa Chất Đông Dương được thành lập Khi Blondel.F được bổnhiệm làm Giám đốc Sở Địa chất Đông Dương (1925), các công tác đã hướngvào thành lập bản đồ địa chất với tỷ lệ 1:500.000

Thềm lục địa Việt Nam từ lâu đã được đánh giá là có triển vọng có dầu mỏ.Năm 1923, Gubler.J tiến hành khảo sát tìm kiếm đã khẳng định những dấu hiệudầu mỏ ở đồng bằng châu thổ sông Cửu Long Tiếp đó là Nombland (1927) cũngnêu triển vọng dầu mỏ ở Việt Nam

2.Thời kỳ Cách mạng tháng Tám (1945) đến nay

Thời kỳ này có thể chia ra các giai đoạn

b.Giai đọan 1954-1975:

- Vào những năm đầu thập kỷ 60 với sự giúp đỡ về tài chính và kỹ thuật củaLiên Xô, Tổng cục Địa chất đã tiến hành tìm kiếm thăm dò dầu khí ở đồng bằngsông Hồng Công tác khảo sát địa vật lý được tiến hành một cách có hệ thống vàkhá đầy đủ với các dạng: địa chấn phản xạ, trọng lực, điện, địa chấn khúc xạ… ở

tỷ lệ 1:500.000 và 1:10.000; từ năm 1970 đến nay đã khoan 78.300m khoan.Khoan địa chất cấu tạo có độ sâu từ 150 – 1200 m, khoan thông số tìm kiếm cóđộ sâu từ 2400 – 3500 m, có nơi tới 4253m (GK110) Đã tiến hành thử trên 150vỉa nhưng chưa thu được dầu có giá trị công nghiệp Ngày 20/7/1976 dòng dầuđầu tiên đã được lấy lên từ một giếng khoan ở đồng bằng sông Hồng Giếngkhoan 63 được khởi công ngày 22/5/1976 và kết thúc ngày 18/10/1976 (thời giankhoan là 4 tháng 24 ngày) với ba tầng sản phẩm trong điệp Phủ Cừ, từ độ sâu

1560 – 1610 m gặp dầu lẫn nước, 1682 – 1736 m gặp dầu – khí - nước và ở độsâu 1862 – 1944 m gặp khí – condensat, condensat - nước

- Giếng khoan 61 được khởi công từ ngày 1/2/1975, thời gian khoan 6 thángđã cho dòng khí công nghiệp đầu tiên, gặp hai tầng sản phẩm trong điệp Phủ Cừ

ở độ sâu 1146 – 1136 m và 1656 m

- Ở Miền Nam, công tác thăm dò dầu khí được bắt đầu từ cuối thập niên 60.Chính quyền Sài Gòn đã ký kết 17 hợp đồng tìm kiếm, thăm dò và khai thác vớicác công ty dầu khí nước ngoài

- Năm 1969, Hồ Mạnh Trung đã công bố công trình “Khảo lược cấu trúcđồng bằng sông Cửu Long, thảo luận về vấn đề dầu mỏ” căn cứ trên tài liệu từhàng không, tỷ lệ 1:500.000

- Năm 1967, Sở Hải dương học Hoa Kỳ đã lập bản đồ từ hàng không trêntoàn miền Nam, tỷ lệ 1:250.000

- Năm 1968, không quân Hoa Kỳ đã đo từ hàng không phần phía Nam củaMiền Nam, chủ yếu là đồng bằng sông Cửu Long và biển nông ven bờ.Cũngtrong năm này (1968) hai tàu Buth Anna và Santa Maria của Công ty AlpinneGeophysical Corporation đã đo 19.500 km địa chấn và lấy mẫu ở biển Đông

- Năm 1969, tàu R/VF hunt, Công ty Ray Geophysical Mandrel đã đo địachấn ở thềm lục địa Nam Việt Nam và vùng phía Nam của biển Đông.

- Thềm lục địa Nam Việt Nam được chính quyền Nguyễn Văn Thiệu pháchoạ khoảng 300.000 km2.Tài liệu làm cơ sở đấu thầu này là kết quả tiến hành đođịa vật lý đợt 2 của công ty Ray Geophysical Mandrel năm 1970 ở thềm lục điạNam Việt Nam

+ Tháng 6/1973, Chính quyền Nguyễn Văn Thiệu đã tổ chức đấu thầu đợt

1 trên 8 lô và 4 lô ở bể Nam Côn Sơn

+ Tháng 4 năm 1974, đấu thầu cho 5 nhóm Công ty : Công ty Mobil –Kaiyo ( lô 12A ), Marathon ( lô 11 TLĐ ), OMCO (19,23 TLĐ ) với diện tíchmỗi lô là 4500 km2

+ Sau khi trúng thầu, các Công ty đã bắt tay vào thực hiện tìm kiếm thămdò Họ đã tiến hành đo địa chấn trên các lô trúng thầu với mật độ 4x4 kmtrên toàn lô và 2x2 km trên các diện tích có triển vọng chuẩn bị cho nhữnggiếng khoan đầu tiên

+ Cuối năm 1974 đầu 1975, Công ty Pecten và Mobil đã thực hiện ở thềmlục địa Nam Việt Nam 6 giếng khoan, trong đó bể Nam Côn Sơn có 4 giếngkhoan và 1 giếng chưa kết thúc, bể Cửu Long có 1 giếng khoan

+ Giếng khoan Đại Hùng 1X tiến hành từ tháng 3/1975 ở độ sâu 1747 m

so với dự kiến là 3870 m

c.Giai đoạn từ 1975 đến nay:

- Tháng 8/1977, Công ty Dầu khí Quốc gia Việt Nam thuộc Tổng cụcDầu khí Việt Nam gọi tắt là Petrovietnam được thành lập với chức năngnghiên 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

- Năm 1978, giếng khoan đầu tiên ở đồng bằng song Cửu Long được tiếnhành mang tên Cửu Long 1 với độ sâu 2120m và tiếp theo sau là giếng khoanHậu Giang 1 với độ sâu 813m ở Phụng Hiệp ( Cần Thơ ) Kết quả các giếngkhoan này đều khô.

- Cũng trong thời gian này Petrovietnam đã đánh số lại các lô và thuê đođịa vật lý trên một số diện tích của thềm lục địa

- Tháng 4/1978, Petrovietnam ký hợp đồng chia sản phẩm

- Tháng 3/1980, Hiệp định Liên Xô hợp tác với Việt Nam trong việcthăm dò và khai thác dầu khí ở thềm lục địa phía Nam nước ta được kí kết.Ngày 19/06/1981 hai chính phủ Việt Nam và Liên Xô kí hiệp định thành lập

Xí nghiệp Liên Doanh Dầu khí Việt Xô gọi tắt là Vietsovpetro Ngày7/11/1981, Xí nghiệp chính thức đi vào họat động, trụ sở đặt tại Vũng Tàu( 95A Lê Lợi – TP Vũng Tàu )

- Từ năm 1980 – 1989 các nhà thầu thực hiện khảo sát chủ yếu là LiênĐoàn Địa Vật Lý Viễn đông Liên Xô ( nay là Cộng Hòa Liên bang Nga)bằng việc sử dụng các tàu nghiên cứu khoa học Poisk, Iskatel, Viện sĩGamburxev, Maguln Tàu địa vật lý Bình Minh ( Tổng cục dầu khí ) đã thựchiện khảo sát địa chấn mạng lưới tìm kiếm thăm dò vùng triển vọng vịnh BắcBộ Tài liệu địa chấn 2D sử dụng chủ yếu cho công tác tìm kiếm thăm dò.Khảo sát địa chấn 3D mang tính chất thử nghiệm đã được tiến hành doGECO thực hiện ở mỏ Rồng Tiếp theo đó tiến hành khảo sát địa chấn 3D ởmỏ Đại Hùng (1991) do GECO-PRAKLA; mỏ Bạch Hổ ( 1992 ) do GECOPRAKLA và ở mỏ Rồng ( 1993 ) do CGG và WESTERN GEOPHYSICAL

- 10h25ph ngày 30/04/1984 giếng khoan gặp đá chứa dầu Ngày 7/5/1984giếng khoan đạt đến độ sâu 3001m Ngày 26/5/1984 phát hiện dòng dầu công

nghiệp Như vậy tại đây một giếng khoan nữa xác định sự tồn tại tầng chứadầu có giá trị công nghiệp Thời gian tiếp theo tiến hành một số giếng khoanđể xác định trữ lượng của mỏ Tìm thấy dầu ở Việt Nam là niềm vui chungcủa mọi người, là kết quả lao động của 2 nước Việt Nam – Liên Xô.

- Ngày 6/11/1983 chân đế giàn khoan cố định đầu tiên của ngành Dầukhí Việt Nam đã hạ thủy và sau đó giàn khoan cố định số 1 ( MSP1 ) đượchoàn thành

- Từ giàn khoan cố định số 1 này, ngày 26/6/1986 khai thác tấn dầu thôđầu tiên Một chương trình khai thác dầu khí của năm 1986, 1986-1990 vàđến năm 2000 được vạch ra - một giai đoạn phát triển mới của ngành Dầukhí Việt Nam

- Phát hiện tầng dầu trong đá móng tiền Đệ tam tại giếng thăm dò BH-6ngày 11/5/1987 và bắt đầu khai thác dầu từ tầng móng mỏ Bạch Hổ vào ngày6/9/1988 đã mở ra 1 triển vọng mới chẳng những tăng sản lượng dầu khai thácđáng kể ở mỏ Bạch Hổ mà còn thay đổi nhận thức về đối tượng khai thác dầukhí truyền thống khu vực

- Ngày 21/6/1985 phát hiện dòng dầu tại mỏ Rồng ( giếng khoan R.1 ).Mỏ Rồng được đưa vào khai tháv từ ngày 12/12/1994

Cũng trong thời gian này, Vietsovpetro cũng đã phát hiện dầu tại mỏ ĐạiHùng bằng giếng khoan ĐH.1 ngày 18/7/1988 và đêm 14/10/1994 thùng dầu đầutiên được khai thác tại đây

- Ngoài mỏ Bạch Hổ, Rồng, Đại Hùng kể trên, mỏ Rạng đông cũng đượckhai thác từ ngày 30/8/1988 và mỏ Ruby ( Hồng Ngọc ) được Petronas khai tháctừ ngày 23/10/1998

- Ở vùng biển Tây – Nam ( bể Malay – Thổ Chu ) mỏ Bunga Kekwa cũngđược đưa vào khai thác ngày 1/7/1997

- Từ năm 1986 đến nay cùng với các hợp đồng thăm dò khai thác dầu khítrên thềm lục địa trong phạm vi bể song Hồng có các Công ty dầu khí nướcngoài trúng thầu: Total, Indemitsu, Scepter Resourse…

- Nhờ chính sách đổi mới của Nhà nước Việt Nam cùng với việc ban hành

“Luật đầu tư nước ngoài” ( 12/1987 ) và “Luật Dầu khí” ( 7/1993 ) đã mở ra thời

kì hoạt động tìm kiếm, thăm dò, khai thác dầu khí nhộn nhịp nhất từ trước đếnnay trên toàn lãnh thổ Việt Nam

- Trong thời gian từ tháng 5/1988 đến tháng 9/1999 Chính phủ Việt Namthông qua Petrovietnam đã kí kết 37 hợp đồng tìm kiếm, thăm dò, khai thác dầukhí với các công ty hoặc tổ hợp công ty dầu khí quốc tế Năm 2000 có them 6hợp đồng tìm kiếm thăm dò dầu khí mới được kí kết

- Ngày 7/11/1988, Thủ tướng Chính phủ đã ban hành quyết định số296/QĐTTg nhằm khuyến khích đầu tư với các hoạt động dầu khí

- Trong khoảng thời gian từ 1989 – 1997 các công ty dầu khí nước ngoàiđã tiến hành khảo sát địa vật lý gần 300.000km tuyến địa chấn, trong đó địachấn 2D chiếm hơn 1 nửa, còn lại là địa chấn 3D

- Đến nay đã có 7 mỏ được khai thác trong đó có 4 mỏ thuộc bể CửuLong: Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông, Ruby; 1 mỏ thuộc bể Nam Côn Sơn: ĐạiHùng; 1 mỏ thuộc bể Sông Hồng: Tiền Hải C ( trên đất liền ); 1 mỏ thuộc bểMalay – Thổ Chu: Bunga Kekwa Ngoài ra còn có 1 số mỏ chuẩn bị đưa vàokhai thác

- Sự kiện quan trọng là năm 1995 khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ cung cấpkhoảng 1 triệu m3 khí/ ngày, đầu năm 1997 tăng lên 2 triệu m3 khí/ngày và cuối

năm 1998 đưa sản lượng lên 4 triệu m3 khí/ngày và đến nay có thể cung cấp 4,5triệu m3 khí/ngày Tháng 1/1999, nhà máy khí hóa lỏng Dinh Cố - nhà máy khíhóa lỏng đầu tiên của Việt Nam – đã hoàn thành, cung cấp mỗi ngày 79 triệu m3

khí khô, 400 tấn Condensate, 530 tấn Butan và 410 tấn Propan

II CÁC THÀNH TỰU TRONG THĂM DÒ DẦU KHÍ:

Các thành tựu trong công tác tìm kiếm, thăm dò (TKTD) dầu khí:

Hình 2 – Các hợp đồng dầu khí đang hoạt động tại Việt Nam

1.Các hoạt động TKTD dầu khí:

Ở trong nước đến nay, 50 hợp đồng dầu khí PSC, JOC, BCC đã được ký kết,trong đó 27 hợp đồng đang hoạt động (hình 2) Tổng số vốn đầu tư TKTD chođến nay đạt gần 5 tỷ USD trong đó sự tham gia góp vốn, vai trò điều hành củaPetroVietnam giữ một vị trí đáng kể và ngày một tăng Nhiều kỹ thuật và côngnghệ mới tiên tiến được áp dụng đã đem lại thành quả to lớn, tiếp theo vịêc pháthiện dầu trong móng nứt nẻ trước Đệ Tam tại mỏ Bạch Hổ đã phát hiện nhiềumỏ dầu mới trong đối tượng móng như các mỏ Rồng, Hồng Ngọc, Rạng Đông,

Sư Tử Đen…

Ngòai việc tham gia cùng với các nhà thầu trong các hộp đồng dầu khí,trong thời gian qua, PetroVietnam đã và đang tích cực đầu tư, tự điều hành 7 dựán TKTD ở Tư Chính – Vũng Mây, miền võng Hà Nội, vịnh Bắc Bộ, vùng biểnmiền Trung và đang khai thá mỏ Đại Hùng, Tiền Hải C đã khảo sát khoảng30.000 km địa chấn 2D, 830 km2 địa chấn 3D và khoan hơn 10 giếng khoan tìmkiếm thăm dò và thẩm lượng với tổng chi phí khoảng 150 triệu USD và 200 tỷVNĐ Công tác tự đầu tư đã cho phép đi trước một bước trong giải quyết cácmục tiêu điều tra cơ bản đánh giá tiềm năng dầu khí phục vụ hoạch định chiếnlược TKTD tiếp theo cũng như tạo cơ sở hiện khí, giếng khoan thẩm lượng 05-1-

ĐH 14X cho kết quả 650 tấn dầu / ngày, công tác tự đầu tư đã góp phần nângcao năng lực điều hành của Petro VietNam

Nhiều chương trình nghiên cứu khoa học cấp Nhà Nước, cấp Nghành vớihàng trăm đề tài họăc nhiềm vụ nghiên cứu và triển khai công nghệ đã đượcthực hiện, góp phần định hướng và giải quyết các vấn đề khoa học – công nghệ

do thực tế TKTD đặt ra, đã có đóng góp nhất định vào thành tựu trong TKTDdầu khí của PetroVietnam

Qua hơn 40 năm họat động TKTD trên lãnh thổ và thềm lục địa Việt Nam,ngành Dầu khí và các công ty dầu khí nước ngoài đã tiến hành khảo sát gần300.000 km tuyến địa chấn 2D, khoảng 30.000km2 địa chấn 3D, khoan trên 600giếng khoan thăm dò, thẩm lượng và khai thác với tổng chi phí trên 7 tỷ USD.Đã phát hiện trên 7 mỏ/phát hiện trong đó 10 mỏ đang khai thác với tổng sảnlượng khai thác từ các mỏ này đến tháng 12-2004 đạt trên 195 triệu m3 dầu và

19 tỷ m3 khí Nhiều phát hiện dầu khí khác đã và đang được thẩm lượng và pháttriển

Ở nước ngoài, từ cuối những năm 1990, Petro VietNam đã có chủ trương vàtừng bước phát triển đầu tư TKTD dầu khí ở nước ngoài Cho đến nay, PetroVietNam đã tham gia vào 7 đề án thăm dò khai thác ở nước ngoài, trong dó có 2đề án là nhà điều hành 2007, Petro VietNam sẽ có sản lượng dầu đầu tiên từ cácđề án đầu tư nước ngoài Đây là mốc đánh dầu sự trưởng thành vượt bậc củaTổng công ty Dầu Khí Việt Nam trên con đường trở thành tập đoàn dầu khí cóhoạt động cả ở trong và ngoài nước

Như vậy, trong 30 năm qua, đặc biệt từ khi có chính sách đổi mới, mở cửađến nay, hoạt động tìm kiếm thăm dò dầu khí đã được Petro VietNam trỉên khairất tích cực, đồng bộ, toàn diện ở cả trong và ngoài nước, ở cả khu vực các hợpđồng dầu khí lẫn tự đầu tư, tự điều hành năng lực quản lý và điều hành công tácTKTD đã có những bước trưởng thành đáng kể và đã mang lại những kết quảquan trọng trong xác định gia tang trữ lượng và khai thác dầu khí hàng năm đónggóp quan trọng vào sự phát triển của đất nước

Bảng 1:Các đề án đầu tư TKTD dầu khí

Bảng 2:Các đề án đầu tư TDKT dầu khí ở nước ngoài

đầu tư

Tỉ trọng tham gia của PV (%)

Participated time

1 Hợp đồng phát triển mỏ dầu Amara Iraq 100 (điều

5 Hợp đồng PSC lô Đông Bắc Madura I Indonesia 20 14/10/2003

6 Hợp đồng PSC lô Đông Bắc Madura II Indonesia 20 14/10/2003

7 Hợp đồng PSC các lô 19, 21, 22

Tamtsag

Tuy nhiên do công tác TKTD chủ yếu dựa vào đầu tư nước ngoài nên mứcđộ không đồng đều, mới tập trung chủ yếu ở vùng có triển vọng nước nông tới200m, diện tích lô đã ký hợp đồng, đã có hoạt động dầu khí chỉ chiếm khoảng

1/3 diện tích toàn thềm lục địa, gần 2/3 diện tích còn lại chủ yếu ở vùng nướcsâu, xa bờ… chưa có tài liệu hoặc mới chỉ đựơc nghiên cứu địa vật lý khu vực,cần phải được đẩy mạnh công tác TKTD Việc cạnh tranh với các nước trongkhu vực trong thu hút đầu tư nước ngoài vào TKTD ở Việt Nam rất gay gắt Công tác đầu tư, tự điều hành TKTD ở trong và ngoài nước còn nhỏ bé chưa đápứng yêu cầu do thiếu kinh nghiệm, chưa có hành lang pháp lý phù hợp và hạnchế về cơ chế điều hành hiện hành.

2.Các thành công trong công tácTKTD dầu khí:

Kết quả công tác tìm kiếm thăm dò trong thời gian qua đã xác định được cácbể trầm tích Đệ Tam có triển vọng dầu khí: sông Hồng, Phú Khánh, Cửu Long,Nam Côn Sơn, …

Tuy nhiên, do đặc điểm hình thành và phát triển riêng của từng bể trầm tíchnên chúng có đặc điểm cấu trúc, địa tầng trầm tích cũng như các điều kiện về hệthống dầu khí khác nhau, do vậy tiềm năng dầu khí của mỗi bể có khác nhau vớicác đặc trưng chính và dầu khí đã phát hiện của các bể như sau:

• Bể Cửu Long: chủ yếu phát hiện dầu, trong đó có 5 mỏ đang khai thácvà nhiều mỏ khác đang chuẩn bị phát triển Đây là bể chứa dầu chủyếu ở thềm lục địa Việt Nam

• Bể Nam Côn Sơn: phát hiện cả dầu và khí trong đó có mỏ đang khaithác là mỏ dầu Đại hùng và mỏ khí Lan Tây – Lan Đỏ, ngoài ra cònmột số mỏ khí đang phát triển

• Bể Sông Hồng: chủ yếu phát hiện khí, trong đó mỏ khí Tiền Hải C ởđồng bằng Sông Hồng đang được khai thác

• Bể Malay - Thổ Chu: phát hiện cả dầu và khí trong đó các mỏ dầu –khí: Bunga Kekwa – Cái nước, Bung Rây, Bungga Seroja ở vùngchồng lấn giữa Việt Nam và Malay đang được khai thác

Nhìn chung, các phát hiện dầu khí thương mại ở thềm lục địa và đất liền ViệtNam cho đến nay thường là các mỏ nhiều tầng chứa dầu, khí trong các dạng playcó tuổi khác nhau: móng nứt nẻ trước Đệ Tam, Cát kết Oligocene, cát kếtMiocen, carbonat miocen và đá phun trào, trong đó play móng phong hóa nứt nẻtrước Đệ Tam là đối tượng chứa dầu chủ yếu ở bể Cửu Long với các mỏ khổnglồ Tùy thuộc vào đặc điểm thành tạo các play này lại được chia ra các play phụ

Tổng quan trữ lượng và tiềm năng dầu khí Việt Nam được nêu ở đây dựatrên cơ sở kết quả báo cáo tính trữ lượng các mỏ, các phát hiện dầu khí hàngnăm của các nhà thầu và các đơn vị thăm dò khai thác dầu khí của PetroVietNam cũng như kết quả của đề án tổng thể năm 1996 “Việt Nam Gas MasterPlan” và đề án VITRA năm 1997 được cập nhật đến 31-12-2004 Hệ thống phâncấp trức lượng hiện tại đang áp dụng ở Việt Nam theo 2 hệ thống Các nhà thầudầu khí áp dụng hệ thống phân cấp của SPE còn XNLD Vietsopetro vẫn tiếp tụcáp dụng hệ thống phân cấp của Nga được sửa đổi ban hành năm 2001 Hệ thốngphân cấp trữ lượng mới của nghành Dầu khí Việt Nam được bien soạn tương tựtheo hệ thống phân cấp của SPE, CCOP dự kiến sẽ hòan thiện ban hành trongnăm 2005 Con số trữ lượng thốg kê trong đề án VITRA đá tính tới yếu tố của hệthống phân cấp mới của Petro Việt Nam cho hầu hết các mỏ Con số trữ lượngdầu khí tính đến 31-12-2004 phản ánh cấp trữ lượng thương mại của các mỏ đãphát triển đang khai thác và các phát hiện đang được đánh giá có triển vọngthương mại Đó chính là tài sản có giá trị mà nghành Dầu khí Việt Nam cần phải

quản lý và đảm bảo khai thác an toàn, có hiệu quả để góp phần phát triển nềnkinh tế quốc dân.

Tính đến 31-12-2004 đã có trên 70 phát hiện dầu khí, tuy nhiên chỉ có 51phát hiện được đưa vào đánh giá thống kê trứ lượng, trong đó có 24 phát hiệndầu chủ yếu ở Bể Cửu Long, 27 phát hiện khí phân bố ở các bể: Nam Côn Sơn,Malay - Thổ Chu, Cửu Long và Sông Hồng Trữ lượng phát hiện chủ yếu ở vùnglãnh hải và thềm lục địa đến 200m nước, chỉ có 2 phát hiện khí ở đất liềnMVHN

Hoạt động thăm dò có bước đột biến và phát triển liên tục từ khi LuậtĐầu tư nước ngoài ở Việt Nam được ban hành và nất là từ khi nhà Nước banhnàh luật dầu khí năm 1993 Mức độ hoạt động thăm dò phụ thuộc vào chu kỳthăm dò của các hợp đồng dầu khí và giá dầu biến đổi trên thị trường thế giớiliên quan chặt chẽ với thị trường dầu OPEC Số giếng khoan thăm dò cao nhấtvào các năm (1994-1996 là 28 – 32 giếng, trung bình trong giai đọan 1991 đếnnay là 15 giếng / năm Trong thời gian từ 1997 – 1999 do khủng hoảng kinh tếkhu vực Đông Nam Á và giá dầu giảm mạnh xuống còn 14USD/thùng vào thắng8/ 1998 ở phần lớn các khu vực trên thế giới bao gồm cả châu Á – Thái BìnhDương đã ảnh hưởng không nhỏ đến công tác thăm dò nên số giếng thăm dòtrong những năm này chỉ còn 4-6 giếng/ năm Từ năm 2000, khi giá dầu thế giớităng lên 20USD/ thùng, nhịp độ khoan thăm dò lại đưc tăng lên và đạt 20 giếngthăm dò trong năm 2004 Đến nay có trên 320 giếng phát triển, trung bình 17giếng/năm Đầu tư cho công tác TKTD trong giai đoạn 1988-2000 ở bể NamCôn Sơn là lớn nhất, thấp nhất là bể Malay - Thổ Chu

Tỷ lệ thăm dò các giếng khoan phụ thuộc vào điều kiện địa chất của từngbể ,từng play và đặc biệc vào công nghệ áp dung cho tứng giai đoạn.Tỷ lệ thành

công các giếng thăm dò ở đất liền (MVHN) là thấp nhât(>10%)do khoan thămdò được thực hiện chủ yếu trước năm 1980 trên cơ sở tài liệu địa chấn 2D đượcthu nổ ,xử lý theo công nghệ cũ.Hệ số thành công các giếng thăm dò ở bể sôngHồng ,Nam Côn Sơn tường ứng 32% và36%.Ở bể Cửu Long,Mã Lai Thổ Chu,Nhờ áp dụng công nghệ thu nổ ,xử lý và minh giải tài liệu địa chấn 3D mới(PSDM,AVO, AI, hoặc EI…nên số thành công rất cao, tương ứng là 59% và 80%.Đặc biệt, sự kiện phát hiện dầu trong móng trước đệ Tam ở mỏ Bạch Hổ đã mở

ra quan điểm mới trong thăm dò giúp cho nhìêu mỏ dầu mởi ở bể Cửu Long,trong đó công ty JVPC và Cửu Long JOC đá phát hiến 2 mỏ dầu lớn (Rạng Đôngvà Sư Tử Đen) trên các cấu tạo mà trước đây công ty DEMINEX đã khoan thămdò nhưng không phát hiện dầu nên chấm dứt hợp dồng, hòan trả diện tích Cũngtrong diện tích này gần với mỏ Sư Tử Đen, công ty Cửu Long JOC còn phát hiện

2 mỏ dầu khí lớn là Sư Tử Vàng và Sư Tử Trắng Tỷ lệ thành công khoan thămdò từng Play thay đổi từ 31%- 42%, cụ thể như sau: móng phong hóa nứt nẻtrước Đệ Tam 34%, Oligoxen 32%, Miocen 31%, carbonat Miocen 37% vàMiocen trên – Pliocen 42% Giá thành phát hiện dầu khí phụ thuộc vào tỷ lệthành công của các giếng thăm dò quy mô trữ lượng của các phát hiện trongtừng giai đoạn Giá thành thăm dò cao nhất ở đất liền thuộc MVHN nơi có cấutrúc địa chất rất phức tạp và điều kiện thi công địa chấn khó khăn, thấp nhất ởbể Cửu Long là 0,53USD / thùng dầu quy đổi

III ĐẶC ĐIỂM DẦU KHÍ:

1.Đặc điểm dầu Việt Nam:

1.1Dầu thô Việt Nam là loại dầu thô sạch ít chứa lưu huỳnh, kim loại và hợp chất

- Các kim loại nặng như Nikel là 1,005 ppm (Bạch Hổ) đến 4,9 ppm ( Đại Hùng ); Vanad < 1ppm ( Đại Hùng, Bạch Hổ )

- Hàm lượng các hợp chất Nitơ trong dầu thô Bạch Hổ 0,032% và Đại Hùng 0,05% trọng lượng, là rất thấp so với nhiều dầu thô khác trên thế giới

- Dầu thô Việt Nam thuộc loại sạch nên không cần dùng các giải pháploại bỏ.Nitơ đến giới hạn cho phép đối với từng quá trình xúc tác.Chúng có thểdùng trực tiếp trong các lò công nghiệp mà không sợ thủng nồi hơi (do có ítvanadi), không sợ ô nhiễm môi trường (do ít S)

1.2Dầu thô Việt Nam thuộc loại nhẹ vừa phải ,tỷ trọng nằm trong giới hạn 0.850

0.830 Dầu thô hỗn hợp Bạch Hổ có tỷ trọng0.8319(38.6API) và dầu thô ĐaịHùng có tỉ trọng 0.8403(36.9 API)

1.3 Dầu thô Việt Nam chứa nhiều paraphin

- Paraphin trong dầu thô Việt Nam chiếm từ 25-27% trọng lượng Sự cómặt của paraohin với hàm lượng cao trong dầu mất tính linh động ở nhiệt độthấp và ở ngay cả nhiệt độ thường Điiểm đông đặc của dầu Bạch Hổ là 36 C vàĐại Hùng là 27 C đã gây nên khó khăn trong vận chuyển và tồn chứa…

Tuy dầu thô Việt Nam có độ đông đặc thấp, có nhiều paraphin gây bất lợicho việc vận chuyển nhưng bù lại có hai lợi thế quý giá là chứa ít kim loại nặng,

ít lưu huỳnh Mặt khác, paraphin cũng là nguồn nguyên liệu quý giá trong côngnghiệp bột giặt, giấy, mỹ phẩm, nến … đồng thời còn được sử dụng như mộtnguyên liệu trong công nghiệp hóa dầu

Chỉ số axít dầu thô Đại Hùng (0.62 mg KOH/g) cao hơn nhiều lần trong dầuthô Bạch Hổ(0.037 mg KOH/g)

Về tiềm năng phân đoạn sản phẩm giữa dầu thô Bạch Hổ và Đại Hùng rấtkhác nhau Tổng phân đoạn Nafta (25-2000 C) trong dầu thô Bạch Hổ chiếm14,58 % Các phân đoạn sản phẩm trắng (tới 360o) của dầu thô Bạch Hổ là51,50%, còn trong dầu thô Đại Hùng là 47.37%.

Hàm lượng Hydrocacbon thơm trong phân đọan Nafta và các phân đoạntrung gian rẩt cao đối với dầu thô Đại Hùng,trong khi đối với Bạch Hổ lại rấtthấp.Theo phân đọan thì các sản phẩm nhẹ (Nafta và nhiên liệu phản lực /dầuhỏa ) của dầu thô thể hiện tính paraphin trong khi đối với dầu thô Đại Hùng vẫnthể hiện tính thơm.Đây là trường hợp ít gặp trong thực tế, không nằm trong quyluật thông thường.Đã là dầu thô mang tính paraphin cao thì trong các phân đoạnsản phẩm cũng phải thể hiện tính Paraphin,nhưng trong các phân đoạn Nafta,nhiên liệu phản lực /dầu hỏa của Đại Hùng lại thể hiện tính thơm

Sự khác biệt về thành phần hydrocacbon trong dầu thô Bạch Hổ và Đại Hùngdẫn tới sự khác biệt về chất lượng sản phẩm thu được, khác nhau về phươngpháp kỹ thuật, về giải pháp công nghệ khai thác đến thương mại và chế biến sửdụng

1.4 Công nghiệp chế biến dầu

-Việt Nam chuẩn bị cho việc hình thành và phát triển ngành lọc hóa dầutừ gần 30 năm qua.Những năm đầu của thập kỷ 70 Trung Quốc xây dựng nhàmáy lọc dầu công suất 6 triệu tấn/năm hợp tác với Liên Xô.Giai đoạn 1986-1990khi dầu thô được khai thác ở thềm lục địa phía Nam thì việc chuẩn bị xây dựngnhà máy lọc dầu được xúc tiến khẩn trương Chúng ta đã hoàn thành công việckhảo sát, thiết kế và chuẩn bị công trường sẵn sàng khởi công xây dựng vào đầunăm 1991

Xây dựng công nghiệp Việt Nam có lợi là thị trường lớn, sản lượng dầu thôkhai thác ngày càng tăng Sản phẩm từ dầu mỏ ở mỗi vùng kinh tế là những yếutố quyết định phương án đầu tư Bởi vậy hướng đầu tư phổ biến chính là phươngán nhiên liệu -dầu mỡ, phương án liên hợp lọc dầu Đa số các nhà máy lọc dầulớn đều đồng bộ với các quy trình hóa dầu ở dạng này hay dạng khác

 Định hướng lọc dầu ở Việt Nam :

-Đáp ứng nhu cầu thị trường trong nước

-Kết hợp hài hòa giữa việc chế biến dầu thô trong nước và nhập từ nước ngoàiđể đảm bảo nguồn cung cấp ổn định và sản xuất các chủng loại sản phẩm cầnthiết đáp ứng nhu cầu thị trường trong nước

- Chất lượng sản phẩm đáp ứng yêu cầu thị trường Việt Nam, khu vực về cácthông số kỹ thuật

-Đảm bảo một số nguyên liệu cho ngành công nghiệp hóa dầu phát triển tronggiai đoạn tới

2-Đặc điểm khí Việt Nam:

2.1Nguồn tài nguyên khí thiên nhiên

Việt Nam là nước có nguồn tài nguyên dầu khí vào loại trung bình so với cácnước trên thế giới và đứng thứ 3 trong khu vực sau Indonesia và Malaysia Theocác nghiên cứu gần đây nhất [3] cho thấy, tổng tiềm năng khí thiên nhiên có thểthu hồi vào khoảng 2694 bcm và trữ lượng đã phát hiện vào khoảng 962 bcm,tập trung chủ yếu ở 4 bể: Nam Côn Sơn, Malay – Thổ Chu, Sông Hồng và CửuLong Các khu vực tiềm năng khác đang được tiếp tục đầu tư tiềm kiếm thămdò

Về quy mô, sự phân bố: chất lượng khí thiên nhiên ở Việt Nam có một số đặcđiểm chính như sau:

- Tiềm năng khí thiên nhiên nhiều hơn dầu ở các bể trầm tích và vẫn còn trữlượng khí tiềm năng rất lớn chưa tìm thấy trong một số khu vực khác.

- Các mỏ khí đã phát hiện đều có trữ lượng không lớn, phân bố không đều,tập trung chủ yếu ở các bể thuộc thềm lục địa phía Nam lại nằm cách xa đấtliền, do đó ảnh hưởng đến đầu tư phát triển mỏ và làm tăng giá thành khaithác

- Tiềm năng khí mêtan (CH4) có nguồn gốc than đá – khí than (CBM) ở cácbể trầm tích, sơ bộ đánh giá có trữ lượng rất lớn, có thể tới hàng trămbcm[10]

- Sinh khối ở Việt Nam cũng được đánh giá rất lớn, khoảng 36-38 triệu tấndầu quy đổi (TOE)/năm từ củi gỗ và từ chất thải công nghiệp

- Khí thiên nhiên ở bể Nam Côn Sơn được đánh giá có triển vọng nhất vớitổng tiềm năng 700bcm, chất lượng cao (khí sạch) Mỏ khí Lan Tây, Lan Đỏvới trữ lượng có thể thu hồi khoảng 58bcm và đã có thị trường tiêu thụ Cácmỏ Hải Thạch, Rồng Đôi – Rồng Đôi Tây, Mộc Tinh, Cá Chó,v.v cũng nhưhàng loạt các phát hiện trữ lượng nhỏ, phân bố rải rác, có áp suất cao, khókhăn trong việc khai thác và vận chuyển khí condensat có hàm lượng parafincao (Hải Thạch, Mộc Tinh)

- Bể Malay – Thổ Chu có tiềm năng đáng kể với trữ lượng 280 bcm Tuynhiên, cũng chỉ mỏ Bunga – Kewa mới được khai thác và Việt Nam nhận khí1,25bcm/năm Việt Nam có khoảng 28 bcm thuộc lô PM3, mỏ Cái Nước đãđược khai thác từ cuối năm 2003 và 15 bcm thuộc lô 46 được xác minh nhưngviệc phát triển và khai thác còn khó khăn do có hàm lượng nhiễm bẩn CO2,thấp xen kẽ nhau, trung bình khoảng 23%

- Khí thiên nhiên ở bể Sông Hồng được đánh giá có triển vọng với tổng tiềmnăng trên 700bcm, phân bố rộng cùng các đặc điểm khác nhau rõ rệt.

o Phía Bắc bể Sông Hồng đã phát hiện được một số mỏ và nhiềuphát hiện với kích thước nhỏ, khí sạch, phân bố cả trên đất liền vàvịnh Bắc bộ với tính chất vỉa kém

o Ở phía Nam bể Sông Hồng, trữ lượng khí thiên nhiên đã được pháthiện rất lớn, tới 250 bcm nhưng có hàm lượng nhiễm bẩn CO2 caođến rất cao (60-90%)

- Khí đồng hành ở bể Cửu Long thu hồi được từ các mỏ dầu đang khai thácvới trữ lượng khoảng 140bcm, trong đó 67bcm đã được xác minh và khí thiênnhiên đã xác minh ở mỏ Emerald khoảng 14bcm Khí đồng hành có thể thuhồi được của từng mỏ dầu với sản lượng không lớn, thay đổi theo thời gian vàcác mỏ này đều cách xa nhau, do đó việc thu gom đòi hỏi chi phí cao Cần cóphương án thu gom các nguồn khí này theo đường ống có sẵn hoặc thiết kếhệ thống đường ống mới cho các hộ tiêu thụ mới từ Bình Thuận trở ra nếucác mỏ mới được phát hiện có trữ lượng lớn như dự báo

- Các bể trầm tích nước sâu, xa bờ như Phú Khánh, các nhóm bể Trường Savà Hoàng Sa cũng như các đối tượng khác trên đất liền đều được đánh giá sơbộ là có triển vọng dầu khí nhưng thật sự chưa hấp dẫn, chưa được đầu tưnhiều do nước sâu, nhiều rủi ro, điều kiện địa chất phức tạp

2.2 Thị trường sử dụng khí thiên nhiên

- Khí thiên nhiên có vai trò ngày càng quan trọng trong cán cân nănglượng quốc gia và được sử dụng rộng rãi làm nhiên liệu cho phát điện và sảnxuất đạm, các lò công nghiệp, sản xuất vật liệu xây dựng, dân sinh và thươngmại, các phương tiện giao thông vận tải, v.v Đặc điểm chung của việc sử

dụng năng lượng thương mại ở nước ta hiện nay là hiệu suất sử dụng rất thấp

do công nghệ còn lạc hậu, cơ sở hạ tầng thấp kém và không đồng bộ

- Hiện tại, khí thiên nhiên cung cấp cho các hộ tiêu thụ được khai thác từhai bể chính đó là bể Cửu Long và bể Nam Côn Sơn và được vận chuyểntheo hệ thống đường ống tới các hộ tiêu thụ ở Bà Rịa – Vũng Tàu – tp HồChí Minh Sản lượng khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ Rạng Đông, v.v thuộcbể Cửu Long

- Phát điện vẫn là lĩnh vực tiêu thụ khí thiên nhiên lớn nhất, với hiệu suấtnhiên cao nhất, suất đầu tư xây dựng các nhà máy nhiệt điện chạy khí khôngcao, thời gian xây dựng nhanh, trang thiết bị gọn nhẹ, ít gây ô nhiễm môitrường, do đó có thể chấp nhận giá khí ở mức cao hợp lý mà vẫn có sức cạnhtranh với các nguồn năng lượng khác

- Tuy vậy, phát triển thị trường sử dụng khí thiên nhiên cho ngành điệntồn tại một số khó khăn, hạn chế: chiến lược phát triển năng lượng của nước

ta thực tế và lâu dài thực sự chưa hợp lý, cân đối trên cơ sở nguồn tài nguyêncó hạn: than – thủy điện – dầu khí Tiềm năng về than, thủy điện, khí thiênnhiên, v.v đều không đáp ứng nhu cầu phát triển kinh tế - xã hội vào thờiđiểm 2020 [9] Điều này có nghĩa là nước ta sẽ phải nhập khẩu năng lượng.Thực tế lại cho thấy, khí thiên nhiên vẫn phải đốt bỏ và nước ta thiếu điệnnghiêm trọng vào mùa khô, đặc biệt trong thời gian nắng nóng tháng 5-2005.Sản lượng khí thiên nhiên khai thác chung vẫn phải nhượng cho nước ngoài

do chưa có thị trường tiêu thụ Một phần vì những lý do trên, Chính phủ đãcho phép Tổng công ty Dầu khí Việt Nam xây dựng tổ hợp Khí – Điện -Trạm Cà Mau để sử dụng khí thiên nhiên từ PM-3 v.v Đây là một giải phápcó nhiều lợi ích vừa để hình thành và phát triển thị trường, thúc đây tìm kiếm

thăm dò, vừa góp phần tạo được cơ sở hạ tầng và cơ cấu kinh tế -xã hội củakhu vực Tây Nam bộ.

- Sử dụng khí thiên nhiên cho một số hộ công nghiệp bước đầu đã thuđược thành quả có ý nghĩa chính trị - xã hội – kinh tế những cũng còn không

ít thử thách Trong thời gian gần đây, từ nhà máy Phú Mỹ nhiều tấn phânđạm đã được sản xuất từ nguyên liệu khí đồng hành và khí thiên nhiên Mặcdù còn nhiều yếu tố chưa thật hợp lý nhưng với mục đích đảm bảo an toànlương thực cho một nước nông nghiệp gần 70% dân số sống ở nông thôn vàkinh tế nông nghiệp chiếm tới 50% nên dự án này có ý nghĩa rất lớn

- Thử thách lớn nhất vẫn là giá khí Giá khí quá cao để sản xuất phânđạm, do vậy nhà nước đã phải có chính sách ưu đãi Đó là chưa tính đến khinước ta hội nhập vào các tổ chức AFTA hay WTO, lúc đó chắc chắn thửthách càng lớn hơn do một số nước khu vực có trữ lượng khí rất lớn và giáphân đạm rẻ hơn Song, nếu không triển khai các loại dự án này thì mộtlượng khí phải đốt bỏ hoặc nhượng bán cho đối tác nước ngoài trong hợpđồng cùng khai thác Để đạt được mục tiêu chiến lược đề ra và vược quađược thử thách nêu trên, điều cớ bản là phải xóa bỏ độc quyền đã kéo dàinhiều năm và cải tiến cơ cấu tổ chức của một số ngành liên quan đến lĩnhvực năng lượng

Sử dụng khí thiên nhiên làm nhiên liệu cho phương tiện giao thông vậntải là thị trường mới được hình thành ở nước ta Chính vì vậy, ngay từ tháng3-2001, Tổng công ty Dầu khí Việt Nam đã khẳng định chủ trương cần nhanhchóng triển khai do hiệu quả kinh tế, ý nghĩa xã hội, đồng thời phù hợp với

xu hướng của thế giới Tiếp đến, tại Hội nghị phát triển công nghiệp Khí ViệtNam (tháng 7-2001), Tổng công ty Dầu khí Việt Nam lại đề ra biện pháp cụ

thể là: khẩn trương hoàn tất các bước chuẩn bị để sớm triển khai dự án sửdụng CNG cho giao thông đường bộ, đường thủy, kết hợp với việc cung cấpCNG thay thế LPG cho một số hộ công nghiệp.

Thực hiện chủ trương và định hướng nêu trên, một số đơn vị thành viêncủa Tổng công ty Dầu khí Việt Nam đã và đang tiến hành các nghiên cứukhoa học, ứng dụng công nghệ chuyển đổi sử dụng LPG, CNG thay thế nhiênliệu truyền thống phải nhập khẩu bằng ngoại tệ mạnh, đem lại nhiều lợi íchcho người sử dụng bởi tính tiện dụng, sạch sẽ và hiệu quả góp phần giảm ônhiễm môi trường không khí, đặc biệt ở các đô thị lớn Các kết quả nghiêncứu đã được ứng dụng để thực hiện hai dự án có vốn đầu tư lớn, đó là: Dự ánsử dụng LPG, Đề án sản xuất thử nghiệm CNG và xây dựng cơ sở pháp lý sửdụng nhiên liệu khí cho giao thông vận tải Tuy nhiên, thực hiện hai dự ánnày quả thực gặp vô vàn trở ngại khó khăn và dự án thứ hai đã phải tạmdừng Để thực hiện được việc sử dụng khí thiên nhiên cho giao thông vận tải,một số giải pháp chính cần thiết phải tiến hành như sau:

- Thứ nhất, Tổng công ty Dầu khí Việt Nam kiên định thực hiện chủ trương,định hướng đã đề ra

- Thứ hai, để bảo vệ môi trường không khí, Nhà nước cần phải:

o Có chính sách cụ thể, ban hành Luật về môi trường không khí sạch

o Giảm giá khí, giảm các loại thuế liên quan cho các phương tiệngiao thông vận tải sử dụng khí thiên nhiên

o Đầu tư thích đáng về nguồn lực, vật lực, tiềm lực khoa học – côngnghệ để xây dựng và phát triển lĩnh vực này

Một số giải pháp chính nêu trên nhằm khuyến khích các nhà đầu tư, đặcbiệt nước ngoài khi Việt Nam đã cam kết thực hiện hiệp Công ước Kyoto và

khuyến khích người sử dụng Tổng công ty Dầu khí Việt Nam cũng đặc biệtchú ý đến việc phát triển thị trường theo phân vùng lãnh thổ, vị trí địa lý,chương trình phát triển kinh tế - xã hội, khả năng cung cấp khí thiên nhiên vàđã phân chia thành 3 vùng chính.

- Miền Đông Nam bộ là khu vực kinh tế trọng điểm, có tính năng động vàphát triển mạnh nhất trong cả nước, có nhiều cơ sở hạ tầng, do vậy là khuvực có nhiều tiềm năng nhất, cả về nguồn cung cấp cũng như cả hộ tiêuthụ Nguồn cung cấp cho thị trường này với chất lượng khí cao từ các mỏdầu, khí của bể Cửu Long và Nam Côn Sơn

- Đối với miền Tây Nam bộ, một vùng nông, ngư nghiệp chiếm chủ yếu ,điều kiện tự nhiên rất phức tạp, sông ngòi dày đặc, công nghiệp và cơ sởhạ tầng chưa phát triển, Nhà nước đã phê duyệt các dự án xây dựng tổhợp khí – điện – đạm tại đất mũi Cà Mau với vốn đầu tư khoảng 1,2 – 1,3tỷ USD cho Tổng công ty Dầu khí Việ Nam Đây là giải pháp có ý nghĩavô cùng quan trọng của quá trình công nghiệp hóa, hiện đại hóa đất nước.Một mặt, tạo điều kiện thuận lợi cho hình thành thị trường tiêu thụ khíthiên nhiên, mặt khác góp phần thúc đẩy tìm kiếm thăm dò và khai thácdầu khí, cải tạo cơ sở hạ tầng và cơ cấu kinh tế - xã hội của khu vực.Với mục tiêu đa dạng hóa thị trường ở Tây Nam bộ, phải hình thành thịtrường sử dụng khí thiên nhiên mới cho:

- Sản xuất vật liệu xây dựng, đặc biệt là xi măng Đây là nhu cầu rất lớn vàcần thiết nhưng khối lượng sản xuất chưa đáng kể do thiếu nguồn nhiênliệu hoặc phải sử dụng các nhiên liệu giá cao hơn lại ảnh hưởng xấu đếnmôi trường sinh thái

- Giao thông vận tải đường thủy và đường bộ, nhằm phát huy lợi thế về vịtrí các hệ thống đường ống dẫn khí dọc theo các sông, kênh đào và cácđường giao thông.

Thị trường tiêu thụ khí thiên nhiên ở khu vực miền Bắc và miền TrungViệt Nam thật sự có nhiều khó khăn bởi ba yếu tố chính: khí thiên nhiên phảicạnh tranh gay gắt với than đá và thủy điện; các phát hiện khí nhiều nhưngvới quy mô vừa và nhỏ, phân bố không tập trung, điều kiện khai thác kémthuận lợi mặc dù trữ lượng tiềm năng khí thiên nhiên được đánh giá rất cao,kể cả chưa phát hiện; các phát hiện khí ở phía Nam bể Sông Hồng chứa hàmlượng CO2 cao đến rất cao

Để có thể hình thành và phát triển thị trường tiêu thụ khí tại khu vực miềnBắc và miền Trung, giải pháp quan trọng bậc nhất là: cần phải có các chínhsách cụ thể, mềm dẻo và các điều kiện hợp đồng kinh tế ưu đãi khuyếnkhích, hấp dẫn nhằm thu hút vốn đầu tư và công nghệ cho công tác tìm kiếmthăm dò ở các khu vực có cấu trúc địa chất phức tạp và phát triển các mỏnhỏ, các mỏ có chứa hàm lượng nhiễm bẩn CO2 cao

 Cơ sở hạ tầng cung cấp khí:

Để phát triển công nghiệp khí, Tổng công ty Dầu khí Việc Nam đã vàđang thực hiện các dự án, đề án liên quan đến sự phát triển cơ sở hạ tầng baogồm các hệ thống vận chuyển, xử lý và phân khối khí

Các đường ống dẫn khí:

1 Hệ thống đường ống Bạch Hổ - Rạng Đông – Phú Mỹ:

Hệ thống đường ống thu gom và vận chuyển khí đồng hành Rạng Đông –Bạch Hổ - Phú Mỹ có chiều dài trên 200km, được vận hành năm 1995 Hệthống đường ống này vận chuyển khí đồng hành vào đất liền để cung cấp cho

nhà máy điện Bà Rịa, Phú Mỹ, Condensat và LPG được tách tại nhà máy xửlý khí Dinh Cố góp phần giải quyết cho nhu cầu trong nước.

Sản lượng khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ hiện nay đang có xu thế giảm, vìvậy cần phải có dự án với công nghệ hiện đại để thu gom, vận chuyển cácnguồn khí mới ở bể Cửu Long để bổ sung cho đề án khí Bạch Hổ Đồng thời,cần thiết lập phương án khai thác, vận chuyển khí thiên nhiên từ mỏ Emeraldvới trữ lượng khoảng 14bcm và thu gom các nguồn khí khác ở bể Cửu Long.Để có thể khai thác hết công suất của hệ thống này với công suất khoảng 8-8,5bcm/năm, Tổng công ty Dầu khí Việt Nam đã đầu tư triển khai dự án đồngbộ phát triển các hộ tiêu thụ điện, đạm Phú Mỹ

2 Hệ thống đường ống Nam Côn Sơn:

Đường ống dẫn khí hai pha Nam Côn Sơn – một sự lựa chọn có hiệu quả kinhtế cao, dài gần 400km cả trên biển và đất liền có công suất lên tới7bcm/năm, vận chuyển khí tới nhà máy xử lý khí Dinh Cố, trung tâm phânphối khí Phú Mỹ cung cấp cho nhà máy điện, đạm Hệ thống đường ống nàyđược vận hành thương mại vào đầu năm 2003

3 Hệ thống đường ống Phú Mỹ - tp Hồ Chí Minh:

Đường ống dấn khí Phú Mỹ - tp Hồ Chí Minh với công suất 3bcm/năm dài90-100km thực hiện hai vai trò: mở rộng khả năng cung cấp khí cho các nhàmáy điện Hiệp Phước, Nhơn Trạch và tạo điều kiện cho hình thành các hộtiêu thụ: sản xuất vật liệu xây dựng, chất đốt gia dụng ở các trung tâm thươngmại, dân sinh, các phương tiện giao thông của thành phố Hồ Chí Minh Dựkiến bắt đầu cung cấp khí vào 2008

4 Hệ thống đường ống PM3 – Cà Mau

Đường ống dẫn khí PM3 – Cà Mau dài 332km cả trên biển và đất liền vớicông suất thiết kế 2bcm/năm cung cấp cho tổ hợp khí – điện – đạm Cà Mauvà các khu công nghiệp lân cận qua trạm phân phối khí tại Cà Mau Dự kiếnbắt đầu cung cấp khí vào cuối 2006 đến 2007

5 Hệ thống đường ống Lô B – Ômôn

Đường ống dẫn khí từ các lô B, 48/95 và 52/97 thuộc bể Malay – Thổ Chu vềÔmôn, Trà Nóc Đồng thời, nếu việc nối mạng hệ thống đường ống Đông –Tây Nam bộ cũng như hệ thống xuyên ASEAN (TARG) có được thì khả năngvận chuyển khí đến các hộ tiêu thụ sẽ thuận lợi hơn nhiều Đường ống sẽ vậnhành vào 2009-2010

6 Hệ thống đường ống khí thấp áp

Hệ thống đường ống này là các đường ống thứ cấp ở khu vực Đông Nam bộcung cấp khí thấp áp cho các hộ công nghiệp Đường ống Mỹ Xuân, Gò Dầucó đường kính 14” và chiều dài 7km đã đi vào hoạt động từ cuối 2003 cungcấp khi cho một số khách hàng công nghiệp ở Mỹ Xuân, Gò Dầu

Nhìn nhận một cách tổng quát bức tranh về cơ sở hạ tầng của công nghiệpkhí Việt Nam đã và đang được xây dựng trong khoảng 10 năm với vốn đầu tưrất lớn có thể đánh giá về tính hiện đại của các công trình từ hệ thông đườngống vận chuyển, nhà máy xử lý, tàng trữ đến hệ thống phân phối

Bên cạnh đó cũng gặp không ít khó khăn, đặc biệt về vốn đầu tư và ngaycả những khuyết điểm trong quản lý, kỹ thuật,v.v tác động đến các dự ántìm kiếm thăm dò nhằm gia tăng nguồn cung cấp khí, sự hình thành và pháttriển thị trường khí và khí vẫn phải đốt bỏ, phải nhượng bán cho đối tác nướcngoài

Để tạo điều kiện thuận lợi xây dựng cơ sở hạ tầng cho sự phát triển côngnghiệp khí trong thời gian tới, cần thiết phải tiến hành một số biện pháp sauđây:

- Thứ nhất, vì công trình của công nghiệp khí đều cần vốn đầu tư rất lớntrong khi nước ta còn nghèo, do vậy Nhà nước cần phải có các chính sách cụ

thể, khuyến khích để thu hút các nguồn tài chính có thể bằng nhiều hình thứcthích hợp khác nhau tùy theo từng loại dự án từ ngoài nước, cả trong nước (tưnhân hoặc doanh nghiệp có vốn đầu tư nước ngòai).

- Thứ hai, sử dụng khí thiên nhiên có nhiều lợi ích, thuận lợi, hiệu quả hơndầu (FO, DO), than và thủy năng, đặc biệt đối với bảo vệ môi trường không khí,sinh thái mà trong đó con người là chính và tuổi thọ của thiết bị máy mọc Ônhiễm không khí, mưa axit từ sự đốt than, tàn phá rừng, gây lũ lụt, v.v đã làmột báo động khẩn cấp ở nước ta Từ thực tế có tính khoa học này, Nhà nướccần thiết phải có chính sách đầu tư hợp lý để tối ưu hóa cấu trúc năng lượng vàbảo vệ môi trường trong cùng một thời gian Đó phải là dự án được ưu tiên trongchiến lược bảo đảm an ninh năng lượng của nước ta

Ý kiến như trên không có nghĩa là chỉ tạo ra cơ hội để phát triển thị trường sửdụng khí thiên nhiên của một đơn vị sản xuất kinh doanh mà cả vì lợi ích củacộng đồng Điều này đang là thời sự nóng bỏng trên thế giới, nhiều nước đangcấp bách đầu tư tập trung cho chiến lược phát triển sử dụng khí thiên nhiên Đólà các thị trường giao thông vận tải, công – nông – ngư nghiệp, dân sinh, thươngmại Đầu tư cho các thị trường này cũng cần vốn lớn cho các công trình khí thấpáp, trạm nén, trạm nạp, các nhà máy chuyển hóa khí thành nhiên liệu lỏng(GTL), hóa lỏng khí (LNG), khí từ than, hydrat, v.v nhưng có ý nghĩa kinh tếgắn liền với ý nghĩa chính trị - xã hội

- Thứ ba, nhu cầu cung cấp năng lượng nước ta ngày càng tăng để đáp ứngtăng trưởng kinh tế lên 20% vào năm 2020 mà nước ta lại phải nhập nhiên liệuvà dự bào trong khoảng thời gian này thì hệ thống đường ống khu vực ASEANcũng đã vận hành Đây cũng là một thử thách đối với nước ta vì dự án này yêucầu vốn dầu tư khổng lồ và nhiều vấn đề phức tạp chưa được giải quyết, đặc biệt

là giá khí và thị trường tiêu thụ Thách thức này cũng là cơ hội để chúng ta vươnlên trong kinh doanh năng lượng.

2.3 Ứng Dụng khác của khí:

+ Sử dụng khí làm nhiên liệu ở nhiều nước đã dùng khí để phát điện

Trong các ngành công nghiệp khác có thể được sử dụng cho các lò đốt trựctiếp trong các nhà máy sản xuất vật liệu xây dựng, luyện cán thép, sản xuất đồgốm,thủy tinh cao cấp, sản xuất hơi cho các mục đích sấy, tẩy rửa…và các yêucầu công nghệ khác Ngoài ra còn dùng cho đun nấu ở gia đình,sưởi ấm hoặcđiều hòa nhiệt độ

+Sử dụng khí làm nhiên liệu Khí còn có thể dùng làm nguyên liệu cho nhiềungành công nghiệp khác

- Sản xuất phân đạm urê cho nông nghiệp, chất nổ cho khai khoáng và quốcphòng

- Sản xuất mêtanol bán sản phẩm từ đó có thể điều chế MTBE(là một loại phụgia xăng chỉ số octan thay cho chì, giảm độc hại môi trường), sợi tổng hợp;mêtanol là nguyên liệu chính để sản xuất nhiều sản phẩm công nghiệp quantrọng như formalin, axit axêtic, metylmetacylat (MMA)…

- Sản xuất sắt ốp theo công nghệ hoàn nguyên trực tiếp thay cho phương phápcốc hóa than truyền thống

-Đặc biệt là các bán sản phẩm tách ra từ khí mêtan (C2H6), propan (C3H8)hoặc butan (C4H10) trong các nghành công nghiệp hóa dầu như các loại chất dẻoPVC, PE sợi tổng hợp PA, PES

2.4 Mục tiêu trong tương lai:

Công nghiệp khí vừa là ngành sản xuất, vừa là ngành kết cấu hạ tầng chonền kinh tế - xã hội Trong nhiều năm qua, ngành công nghiệp khí đã có những

thành tựu phát triển đáng kể, góp phần quan trọng vào sự phát triển kinh tế vàxã hội của Việt Nam.

Kinh tế Việt Nam những năm đầu thế kỷ XXI có nhiều cơ hội thuật lợi nhữngcũng lắm khó khăn, thách thức Theo nhiều nghiên cứu, kinh tế Việt Nam hoàntoàn có thể đạt được mức tăng trưởng từ 7-8%, và có thể còn cao hơn, hướng tớimục tiêu phát triển về cơ bản trở thành nước công nghiệp vào năm 2020

Để đạt được mục tiêu đó, điều tất yếu là nền kinh tế phải được cung cấp đủnăng lượng Do vậy, phải có một chiến lược phát triển năng lượng đúng đắn Khíthiên nhiên có vai trò quan trọng góp phần đảm bảo an toàn năng lượng quốcgia

Các mục tiêu chiến lược phát triển ngành công nghiệp khí

- Đẩy mạnh phát triển công nghiệp khí là một trọng tâm của ngành nănglượng Việt Nam trong một số thập kỷ tới nhằm phục vụ cho các mục tiêu pháttriển kinh tế - xã hội Một số mục tiêu phát triển chính của ngành công nghiệpkhí đến năm 2010 và định hướng đến năm 2020 như sau [7]:

- Sản lượng khai thác khí: sẽ tăng từ 11-13bcm (tỷ m3) năm 2010 lên tới 18bcm vào năm 2020 Nghiên cứu đưa vào khai thác và sử dụng các mỏ khí cóhàm lượng CO2 cao ở phía Nam bể Sông Hồng

14 Phát triển thị trường khí nhằm đảm bảo sử dụng 1114 13bcm vào năm 2010.Tham gia đầu tư xây dựng 3 khu công nghiệp sử dụng khí thiên nhiên (ĐôngNam bộ với công suất 6-9 bcm/năm; Tây Nam bộ công suất 5-8bcm/năm và khuđồng bằng Bắc bộ - Thái Bình công 1-2bcm/năm) Đầu tư xây dựng nối mạng vàvận hành các đường ống dẫn khí khu vực, quốc gia, đảm bảo sự kết hợp hài hòacác khả năng xuất khẩu và nhập khẩu khí, các trạm nén khí, các nhà máy xử lý

khí,v.v Mở rộng sử dụng khí thiên nhiên cho sinh hoạt, giao thông vận tải,công nghiệp, v.v

- Sản xuất 40-50% tổng sản lượng điện của cả nước vào năm 2010 Nhiệtđiện khí sẽ tăng dần tỷ trọng, đạt khoảng 50% vào năm 2020 Tiêu thụ khí thiênnhiên (ngoài điện) sẽ tăng dần tỷ trọng tới 6% vào năm 2020

- Đầu tư tài chính cho ngành công nghiệp khí (6-10 tỷ USD) để đảm bảocung cấp năng lượng đủ đáp ứng nhu cầu tăng trưởng kinh tế vào năm 2020

CHƯƠNG II: QUÁ TRÌNH HÌNH THÀNH BIỂN ĐÔNG VÀ CÁC BỒN TRẦM TÍCH LIÊN QUAN TRÊN THỀM LỤC ĐỊA MIỀN NAM VIỆT NAM

I ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT CÁC BỂ ĐỆ TAM Ở VIỆT NAM:

- Các bể Đệ Tam ở Việt Nam bao gồm các bể trầm tích và trầm tích núi lửa hình thành trên móng đa nguồn của các miền cấu trúc Việt-Trung và Đông Dương cố kết vào Paleozoi, Mesozoi phân bố rộng rãi ở đất liền và ngoài biển

Hình 3:Bản đồ Việt Nam hiện tại và các vùng lân cận

(theoP.Dailly-BP-Statoil 1993 đã chỉnh sửa)

- Vào giai đoạn Jura muộn – Creta, lãnh thổ Đông Dương chịu sự tác động của rìa lục địa tích cực Đông Á hình thành cung núi lửa – pluton chiêm phần lớn diện tích Nam Việt Nam, ĐB Bắc Bộ, vịnh Bắc Bộ qua ĐN Trung Quốc (Hamilton W., 1979; Gatinski Iu G., 1986), cũng như quá trình triệt tiêu Meso-Neotethys vào rìa TN Đông Dương – Sundaland (Hutchinson C.S., 1994; Metalfe I., 1998; Barber A.J., 2000) Vào đầu Paleogen, chế độ kiến tạo ở khu vực này chuyển sang trạng thái bình ổn hơn, quá trình bóc mòn, san bằng địa hình, bình nguyên hóa chế ngự trên phạm vi Đông Dương rộng lớn Tiếp sau là quá trình va chạm của các mảng Ấn Độ - châu Á trong khoảng 50 tr.n trước đây gây ra sự thúc trồi, trượt bằng trái kèm theo căng giãn, xoay ở Đông Dương (Tapponnier P và nnk, 1986; Pakham G., 1996), tách giãn Biển Đông (Taylor B., Hayes D., 1983; Briais A và nnk., 1993) với sự hút chìm của mảng Úc vào châu Á (Hall R., 2002) đã tác động trực tiếp vào quá trình hình thành và phát triển các bể Đệ Tam ở các khu vực này

- Các bể Đệ Tam ở Việt Nam thành tạo chủ yếu trong các trũng giữa núi,sông hồ dọc theo các đới đứt gãy có phương TB-ĐN và các vùng ven biển cónhiều kiểu cấu trúc – kiến tạo, địa hào, rift có kích thước, tuổi, độ cao rát khácnhau và cả basalt lũ phát triển rộng rãi trên các cao nguyên Nam Việt Nam cũngnhư một số nơi hạn chế ở Trung Bộ và Tây Bắc Bộ Thành phần chính củachúng là các trầm tích lục nguyên vụn thô, bột kết, sét kết nhiều nơi chứa cácvỉa than lignit và một số nơi chứa đá phiến dầu, diatomit, kaolin, bentonit Trênlớp phủ basalt thường có bauxit laterit (vỏ phong hóa laterit chứa bauxit) phổbiến ở cao nguyên Nam Việt Nam (Đovjikov A.E., 1965, Nguyễn Xuân Bao,1994)

- Các bể trầm tích Đệ Tam nối liền với nhau thành một dải từ Bắc xuốngNam và chiếm phần thềm lục địa, vùng đặc quyền kinh tế của Việt Nam và mộtphần biển sâu trên Biển Đông và hai vịnh lớn trên cùng biển là vịnh Bắc Bộ vàvịnh Thái Lan Ngòai ra theo tài liệu hiện có , hành chục trũng Đệ Tam được ghinhận ở phần đất liền Việt Nam trong đó một số trũng ở các châu thổ hoặc venbiển còn nối liền ra các bể Sông Hồng (Miền võng Hà Nội ở đồng bằng SôngHồng, trũng Cửu Long ở đồng bằng sông Cửu Long) Sự phân bố các trũng ĐệTam trên đất liền có thể chia ra các miền Đông Bắc Bộ, dải trung tâm lưu vựcsông Hồng, Tây Bắc Bộ, Bắc Trung Bộ, Trung – Nam Trung Bộ và Nam Bộ.

- Ranh giới các bể Đệ Tam ở Việt Nam được vạch trên cơ sở phân bố thực tếcác đá trầm tích và núi lửa hiện tại lộ ra trên mặt hoặc bị phủ nhưng được chứngminh qua các công trình khoan sâu hoặc khai đào nông Nguyên tắc phân tích bểvà luận giải các bối cảnh kiến tạo hình thành bể được dựa theo quan điểm kiếntạo mảng (Dickinson W.R., 1976; Mail A.D., 1990; Busby C.J & Ingersoll R.V.,

1995 v.v ) Trên thực tế, các trũng Đệ Tam ở Việt Nam – phần đất liền đều làcác trũng nội lục trên các craton hoặc trên các miền tạo núi sau va chạm, còncác bể ngoài khơi, ngoài các bể nội mảng còn có bể được phát triển trên rìa thụđộng mà cơ chế thành tạo chủ yếu liên quan với các đới cắt trượt bằng tạo ra cácđịa hào, rift căng giãn, các bể kéo toác

- Nhìn chung các bể trầm tích nói trên đều có một lịch sự phát triển địa chấttượng tự với các bể khác ở Đông Nam Á, từ Eocen đến ngày nay Xu hướng táchgiãn chiếm ưu thế trong Paleogen cho đến Oligocen hoặc có nơi đến Miocensớm với mặt cắt địa tầng gồm những tập lớn (megasequence) bắt đầu bằng trầmtích lục địa, chuyển dần sang ven bờ (paralic), rồi đến các trầm tích biển nông cóthềm carbonat, cho đến sét kết (mudstone) biển sâu Các đồng bằng ven biển

lớn, các vịnh giữa các phụ lưu (interdistributary bay) và các hệ triều (tidalsystem) phát triển trong giai đoạn này Tự cuối Miocen giữa đến muộn, cá bểĐông Nam Á trải qua một sự nén ép nhẹ đến rõ nét và ở nhiều nơi dẫn đến mộtsự nghịch đảo (inversion) ở các trung tâm lắng đọng rầm rộ ở Nam Việt Nam từđầu Miocen giữa đến Holocen Tuy nhiên mỗi bể trầm tích Đệ Tam ở Việt Namđều có một lịch sử phát triển địa chất riêng, do đó tất cả các bể có đặc điểm địachất khác nhau, tùy thuộc vào vị trí địa lý và các yếu tố kiến tạo (tectonicfactors)

- Các trũng Đệ Tam ở đất liền do còn ít được nghiên cứu nên chỉ được đề cậpkhái quát về các đặc điểm địa chất của chúng

- Từ Bắc xuống Nam, thềm lục địa và vùng đặc quyền kinh tế của Việt Namcó thể được phân chia thành bốn khu vực và có các bể sau:

+ Thềm lục địa Bắc Bộ (vịnh Bắc Bộ) có hành lang rộng và thoải Đới bờphá hủy ở phía Bắ Đồ Sơn, nơi đó các trầm tích Kainozoi thường mỏng hoặcvắng mặt Phần phía Nam Đồ Sơn là thềm cấu trúc Ở đó bể Sông Hồng, baogồm cả miền võng Hà Nội ở phần đất liền, có móng rước Kainozoi bị phủ bởicác trầm tích Kainozoi dày (5.000-18.000m) ngay cả trong phần đất liền cũng cónơi trầm tích dày tới 7.000m (trũng Đông Quan, Phương Ngãi), đặc biệt là trầmtích Pliocen – Đệ Tứ rất dày ở khu vực trung tâm vịnh Bắc Bộ Trên phần thềmnày có hàng lọat các bể trầm tích như: Phía Bắc – Đông Bắc bể Sông Hồng làbiể Tây Lôi Châu (Beibu Wan), còn về phía Đông Nam, phía Nam đảo Hải Namlà bể Nam Hải Nam, bể này có phương ần vuông góc với bể sông Hồng và giữachúng không có ranh giứoi rõ ràng, tạo nên dạng cấu trúc hình chữ “Y” BểHoàng Sa là bể nằm ở vùng nước sâu quanh quần đảo Hoàng Sa và có phươngcấu trúc vuông góc với địa lũy Tri Tôn (hay còn gọi là đới nâng Tri)