Cơ sở khoa học cho việc thiết kế xây dựng và khai thác sử dụng công trình biển di động trên vùng biển việt nam – phục vụ thăm dò và khai thác dầu khí trên biển việt nam

Trang 1

VIEN KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ VIỆT NAM VIỆN CƠ HỌC

BAO CAO TONG KET BE TAI KC.09.13

CƠ SỞ KHOA HỌC CHO VIỆC XÂY DỰNG VA KHAI THÁC CƠNG TRÌNH BIEN DI DONG TREN VUNG BIEN VIỆT NAM

(Thuộc Chương trình KC.09) |

“Điều tra cơ bản và nghiên cứu ứng dụng công nghệ biển”

Chủ nhiệm đề tài: PGS TSKH Nguyễn Tiền Khiêm Đồng chủ nhiệm: TS Chu Chát Chính

TAP 3

CƠ SỞ KHOA HỌC KỸ THUẬT CHO VIỆC LỰA CHỌN GIẢI PHÁP KÉT CAU CONG TRINH BIEN DI DONG TREN BIEN VIỆT NAM

QUYEN 1

Trang 2

LỜI NÓI ĐÀU

Công trình biển di độn (CTBDĐ) là danh từ dùng chung cho các công trình biển (CTB) hoàn toàn có thế di chuyển được trên biển tới các vị trí khác nhau để thực hiện các nhiệm vụ riêng của từng công trình

Đôi với các hoạt động tìm kiếm thăm dò (TKTD) và khai thác dầu khí trên biển thì

CTBDĐ là loại công trình rất cần thiết, không thê thiếu và được sử dụng nhiều loại

- dạng khác nhau với số lượng rất lớn

Trong cuốn sách “Mobile Driling Units Of The World” (Các giàn khoan di động trên thế giới) do công ty Oilfield Pubiications Limited (OPL) xuất bản tháng 2/2001 (Là ấn bản lần thứ 6) đã đăng tải hầu hết các CTBDĐ đang hoạt động TKTD và khai thác dầu khí ở các nước trên thế giới

Trong cuốn sách này đề cập đến các loại CTBDĐ sau:

- Tau khoan (Drilling Ship)

- Gian ban chim (Semi-Submersible) - Gian ty nang (Jack-up)

- $a an khoan Vinh va Hd (Lake and Swamp Barge)

Một trong các nội dung nghiên cứu trong Đề tài NCKH cấp Nhà nước mã số KC-09-

13 “Cơ sở Khoa học cho việc xây dựng và khai thác CTBDĐ trên vùng biển Việt

Nam” thuộc chương trình KC-09 “Điều tra cơ bản và Nghiên cứu ứng dụng công

nghệ biển" là nghiên cứu khả năng ứng dụng các CTBDĐ phục vụ công tác TKTD và

khai thác dầu khí trên thềm lục địa Việt Nam - Nhụ cầu, triển vọng và lựa chọn giải

pháp kết cầu (chọn loại dang kết cấu) công trình

Trong Quyền 1- Tập 3 của Đề tài này đề cập tới các loại CTBDĐ sau: Giàn tự nâng

- Gian ban chim

- Gian chan cang neo dtrng hay con goi la gian chan cang (Tension Leg

Platform - TLP)

- Tau khoan

Do phạm vi của Đề tải quá rộng nên trong nội dung nghiên cứu chỉ đề cập tới các phân tích, tính toán đề xuất và lựa chọn cho từng loại công trình mang tính tổng quan và định hướng

Trang 3

TOM TAT BAO CAO

Trong công tác hoạt động TKTD dầu khí trên thềm lục địa Việt Nam, Tỗng Công ty Dầu khí Việt Nam và các công ty dầu khí nước ngoài đã và đang sử dụng các loại CTBDĐ: Tàu khoan, giàn tự nâng và giàn bán chìm Trong công tác khoan khai thác dầu khí đã và đang sử dụng CTBDĐ: Giàn tự nâng Cửu Long, Tam Đảo và giàn bán chìm (Đại Hùng - 01)

Ngoài ba loại CTBDĐ như nêu trên, trong nội dung của báo cáo này đề cập tới một

loại CTBDĐ thế hệ mới Đó là giàn chân căng neo đứng-TLP Loại giản nảy thích hợp sử dụng trong khai thác dầu khí ở những vùng biển sâu và rất sâu

Trong nội dung của báo cáo này đã tổng hợp và đưa ra bức tranh tổng quát về tình

hình và phương hướng kế hoạch TKTD, khai thác dầu khí của Tổng Công ty Dầu khí Việt nam trên thềm lục địa Việt nam từ những thập niên 60 của Thế kỷ 20 đến giai đoạn hiện nay (PHAN 1) Qua đó đưa ra các phân tích, đánh giá về khả năng ứng

dụng CTBDĐ các loại Tự nâng, Bán chìm, Chân căng neo đứng và Tàu khoan vào

điều kiện Việt Nam (PHAN 2,3,4,5 và 6)

Từ kết quả phân tích, đánh giá trên trong Phần 7 đã đề xuất một số lựa chọn về giải pháp kết cầu tổng thế (loại dạng kết cầu chịu lực) cho từng loại CTBDĐ

Nhằm tiên tới khả năng đóng mới (xây dựng) và sửa chữa các loại CTBDĐ tại Việt nam, trong báo cáo cũng đã nghiên cứu đưa ra các nhận xét, đánh giá về khả năng,

năng lực của lực lượng cơ khí, các nhà máy đóng tàu hàng đầu trong nước thuộc

Tổng Công ty Công nghiệp Tàu thủy Việt nam và các đơn vị thí công dầu khí - dặc

biệt là Xí nghiệp Liên doanh Vietsovpetro để thực hiện các yêu cầu trên trong tương lai

Trang 4

MỤC LỤC

NHU CẦU VÀ TRIỂN VỌNG ỨNG DỤNG CTBDĐ PHỤC VỤ THĂM DÒ

VÀ KHAI THÁC DẦU KHÍ TRÊN VÙNG BIỂN VIỆT NAM MỞ ĐẦU

PHẦN 1

Tình hình thực tế và phương hướng kế hoạch thực hiện công tác tìm kiếm thăm dò, khai thác dầu khí trên thềm lục địa Việt Nam (đến hết năm 2002)

PHẦN 2

Phân tích, đánh giá khả năng ứng dựng CTBDĐ dạng tự nâng (Jack-Up) phục

vụ thăm dò, khai thác đầu khí trên thềm lục địa Việt nam

PHẦN 3

Phân tích, đánh giá khả năng ứng dụng CTBDĐ dạng bán chìm (Semi-

Submersible) phục vụ thăm dò, khai thác dầu khí trên thềm lục địa Việt nam

PHẦN 4

Phân tích, đánh giá khả năng ứng dụng CTBDĐ dạng neo đứng (Tension Leg

Platform) phục vụ thăm dò, khai thác dầu khí trên thềm lục địa Việt nam

PHẦN 5

Phân tích, đánh giá khả năng ứng dụng CTBDĐ dạng tàu khoan (Drillship)

phục vụ thăm dò, khai thác dầu khí trên thềm lục địa Việt nam

PHẦN 6

Phân tích, đánh giá, tổng hợp khả năng ứng dụng các loại CTBDĐ (dạng tự nâng, bán chìm, neo đứng, tàu khoan) phục vụ thăm dỏ, khai thác dầu khí trên

thềm lục địa Việt nam

PHẦN 7

Lựa chọn giải pháp kết cấu công trình

PHẦN 8

Nhu cầu về các công trình biển di động (CTBDĐ) phục vụ thăm dò khai thác (TDKT) dầu khí trong tương lai và khả năng công nghệ xây dựng CTBDĐ ở

Việt nam

KẾT LUẬN

TẢI LIỆU THAM KHẢO

Trang 5

PHAN 1

TINH HINH THUC TE VA PHƯƠNG HƯỚNG KẾ HOẠCH

THUC HIEN CONG TAC TIM KIEM THAM DO, KHAI THÁC DẦU KHÍ TRÊN THEM LUC DIA VIET NAM

(DEN HET NAM 2002)

Trang 6

TÌNH HÌNH THỰC TẾ VÀ PHƯƠNG HƯỚNG KẾ HOẠCH THỰC HIỆN CÔNG

TÁC TÌM KIẾM THĂM DÒ, KHAI THÁC DẦU KHÍ TRÊN THÊM LỤC ĐỊA

VIỆT NAM (ĐẾN HẾT NĂM 2002) 1 GIỚI THIỆU CHUNG

2 TONG QUAN

3 KHAIQUAT

4 ĐÁNH GIÁ KẾT QUẢ TÌM KIEM THAM DO

4.1 Thăm dò địa chấn

4.2 Địa vật lý giếng khoan 4.3 Công nghệ khoan và thử vỉa

4.4 Tổng hợp nghiên cứu địa chất và đánh giá tiềm năng dầu khí 4.4.1 Trong các bể trầm tích Đệ tam có triển vọng đầu khí ở Việt Nam 4.4.2 Kết quả đánh giá tiểm nang dâu khí

5 ĐÁNH GIÁ TIỀM NĂNG KHÍ 6 PHƯƠNG HƯỚNG

6.1 Hoạt động TKTD

6.2 Công tác nghiên cứu tổng hợp 6.3 Các đối tượng thăm đò ưu tiên 6.3.1 Bể Sông Hồng 6.3.2 Bé Phi Khanh 6.3.3 BỀ Cửu Long 6.3.4 Bé Nam Cén Son 6.3.5 Bé Malay - Thé Chu

6.3.6 Vung Tu Chinh - Viing May

7 KET LUAN VA KIEN NGHI

7.1 Kết luận 7.2 Kiến nghị

TÀI LIỆU THAM KHẢO

Trang 7

1 GIỚI THIỆU CHUNG

Nội dung trong phần này sẽ giới thiệu chính về tình hình thực tế và phương hướng kế hoạch thực hiện công tác tìm kiếm thăm dò khai thác đầu khí trên thềm lục địa Việt Nam của Tổng Công ty đầu khí Việt Nam đến hết năm 2002

Tuy nhiên, thời điểm viết nội dung phần này đã là đầu năm 2004, do vậy nhóm tác gia của Để tài KC-09-13 sẽ điểm qua kết quả tìm kiếm thăm đò khai thác dầu khí của năm 2003, một năm đánh dấu kết quả thăm đò khai thác dau khi dang khích lệ của ngành Dầu khí Việt Nam

Trang 8

Đường ống dẫn khí Nam Côn Sơn được khai thác từ mỏ khí Lan Tây - Lan Đỏ, thuộc lô 06-1 Trong dự án đường ống dẫn khí này, Petrovietnam góp 51% vốn,

Liên minh Dầu khí BP (Anh) - Amoco (Mỹ) góp 32,67% vốn, Công ty Dầu khí

Statoil (Na Ủy) góp 16,33% vốn Đường ống dẫn khí Nam Côn Sơn bắt đầu khai thác khí giai đoạn 1 từ tháng 11/2002 với công suất 2,7 ty mét khối khí/năm Đây là đường ống dẫn khí hai pha dài nhất thế giới, có chiều đài 399 km (gồm 362 km ngoài biển, 9 km từ bờ biển huyện Long Đất tới trạm xử lý Dinh Cố, 28 km từ Dinh Cố tới tổ hợp các nhà máy điện Phú Mỹ) Mỏ Lan Tây - Lan Đỏ cách bờ biển Vũng Tau khoảng 370 km về hướng Đông - Nam, có trữ lượng thương mại khoảng 58 tỷ m° khí và có thể khai thác trong 20 năm với sản lượng từ 2,7 tỷ m° đến 3 tỷ m° khí/năm Hình 2: Giàn cố định bằng thép khai thác khí từ mô Lan Tây - Lan Đỏ (bắt đầu khai thác từ tháng 11/2002) Mỏ Sư Tử Đen:

Ngày 29 tháng 10 nam 2003 dong đầu thương mại đầu tiên của mỏ Sư Tử Đen thêm lục địa nước ta đã được lấy lên qua giàn đầu giếng WHP Mỏ Sư Tir Den nam

trong lô 15.1 bể trầm tích Cửu Long, nơi có các mỏ Bạch Hổ, Rồng, Ruby đang

hoạt động khai thác Sư Tử Đen được phát hiện tháng 10/2002, trước đó phát hiện mỏ Sư Tử Vàng nam 2001 Một cấu tạo cũng rất triển vọng trong lô 15.1 dang được nghiên cứu là Sư Tử Trắng Theo kết quả nghiên cứu thu được, hai mỏ Sư Tử Đen và Sư Tử Vàng có trữ lượng lớn thứ hai của Việt Nam hiện nay, chỉ đứng sau Bạch Hồ Con số cụ thể không được công bố, tuy nhiên có một số nguồn tin cho rằng vào khoảng 500 triệu thùng dau

Dự kiến ở giai đoạn l quá trình khai thác, sản lượng mỏ sẽ đạt mức 60 nghìn thùng dầu/ngày (khoảng 8 nghìn tấn/ngày) qua 7 giếng khai thác

Trong năm 2004 để phát triển khai thác mỏ và gia tăng trữ lượng xác minh của lô 15.1, công ty Cửu Long JÓC đã có kế hoạch khoan thêm các giếng khai thác va

thấm lượng ở khu vực Sư Tử Đen và Sư Tử Vàng, đồng thời đẩy mạnh việc nghiên cứu cấu tạo Sư Tử Trắng

Trang 9

Hình 3: Tầâu chứa dầu khai thác (FPSO) từ mỏ Sư Tử Đen (bắt đầu chứa dòng dầu đầu tiên từ 29/10/2003)

Đánh giá kết quả tìm kiếm thăm dò dầu khí Việt Nam đến năm 2002 và phương hướng hoạt động tiếp theo đã được nhóm tác giả của Viện Dầu khí và Ban Thăm dò Khai thác TCty Dầu Khí VN: Vũ Văn Kính, Nguyễn Trọng Tín, Hà Quốc Quân, Nguyễn Hữu Trung, Nguyễn Thanh Lam, Đỗ Quang Đối, Nguyễn Xuân Hòa và Nguyễn Văn Đắc thực hiện

Nội dung nghiên cứu của nhóm tác giả trên đã được trình bày tại Hội nghị KHKT “Viện Dầu khí: 25 năm xây dựng và trưởng thành” ngày 22/5/2003

Dưới đây sẽ phản ánh các nội dung chính của Báo cáo trên về đánh giá kết quả tìm kiếm thăm dò dầu khí ở Việt Nam đến năm 2002 và phương hướng hoạt động tiếp theo

2 TONG QUAN

Công tác tìm kiém tham dd (TKTD) dau khí ở Việt Nam được bắt đầu từ những năm 60 Thành công đầu tiên là phát hiện ra mỏ khí condensat vao nam 1975 và sau đó là mỏ dầu Bạch Hồ vào năm 1986 Cho đến nay 46 hợp đồng PSC, JOC và BCC đã ký kết và hiện tại 23 hợp đồng đang hoạt động trên diện tích 38 lô, trong đó PV tham gia góp vốn vào 19 hợp đồng Tổng số vốn đầu tư TKTD gần 4 tỷ USD, đã tìm ra 63 mỏ/phát hiện đầu khí, trong đó có 5 mỏ dầu, ¡ mỏ đầu khí và 2 mỏ khí đang khai thác với sản lượng khoảng 45.000 tấn/ngày Tuy nhiên, mức độ TKTD tập trung chủ yếu ở vùng nước nông hơn 200 m, diện tích các lô đã ký hợp đồng chỉ chiếm 1/3 diện tích toàn thém luc địa, 2/3 diện tích còn lại cần phải được đẩy mạnh TKTD Hau hết các công nghệ tiên tiến trong hoạt động TKTD dầu khí của thế giới đã được áp dụng vào Việt Nam từ khâu thu nổ, xử lý, mình giải địa vật lý, mô hình, mô phỏng vỉa đến khoan, thử vỉa, phát triển và khai thác cũng như công tác phân tích thí nghiệm

Trữ lượng và tiểm năng dầu khí ở các diện tích đã TKTD là khoảng 3,75 tỷ m3

quy đầu với tỷ lệ khí trên 50% Trong đó trữ lượng đã phát hiện khoảng 1,25 tỷ m3

quy dầu, tập trung chủ yếu ở các bể Cửu Long, Nam Côn Sơn và Malay - Thổ Chu

Trang 10

Để duy trì và tăng sản lượng khai thác đầu khí hàng năm với kế hoạch đạt 22 - 24 triệu tấn quy dầu vào năm 2005 và 27 - 30 triệu tấn đầu vào nãn 2010 đòi hỏi phải

đẩy mạnh nhịp độ TKTD nhằm đảm bảo gia tăng trữ lượng hàng năm bình quân

khoảng 50 triệu tấn quy dầu với mức vốn đầu tư 150 - 200 triệu USD/nam

Vì vậy, Ngành Dầu khí cần có được một tổ hợp các giải pháp thu hút vốn đầu tư nước ngoài, tích lũy vốn trong nước, tập trung nghiền cứu mở rộng diện tích thăm dò, đánh giá lại, phân tích các yếu tố rủi ro để xác định diện tích và đối tượng tái thăm dò, nghiên cứu áp dụng các giải pháp và công nghệ mới trong tất cả các khâu TKTD, khoan và đặc biệt trong khai thác nhằm nâng cao hệ số thu hồi phù

hợp điều kiện địa chất dầu khí Việt Nam

Từ những ngày thành lập năm 1975, kế tục những hoạt động tìm kiếm thăm đò từ những năm trước, Tổng Công ty Dầu khí Việt Nam (Petrovietnam) đã có những bước phát triển vượt bậc về mọi mặt, mà những mốc son chói sáng nhất trong quá trình trưởng thành của mình là:

- Nam 1981: Khai thác công nghiệp mỏ khí đầu tiên của Việt Nam tại Tiền

Hải, Thái Bình

-_ Năm 1981: Thành lập Xí nghiệp Liên doanh dầu khí Việt Xô trong khuôn khổ hợp tác giữa Việt Nam và Liên Xô (cũ)

- _ Năm 1986: Cho dòng dầu đầu tiên từ mỏ Bạch Hổ của Vietsovpetro -_ Năm 1995: Đưa khí đồng hành từ mỏ Bạch Hồ - Rồng vào bờ

-_ Các năm cuối của thế kỷ 20 lần lượt đưa các mỏ Rạng Đông, Hồng Ngọc, Bunga Kekwa vào khai thác

- _ Năm 1999: Thành lập Công ty Liên doanh nhà máy lọc dầu Việt Nga để xây đựng nhà máy lọc dầu đầu tiên của Việt Nam tại Dung Quất - Quảng Ngãi, công suất 6,5 triệu tấn/năm với tổng mức đầu tư 1,3 tỷ USD

- Nam 2001: Khởi công xây dựng Nhà máy phân đạm Phú Mỹ công suất 800.000 tấn/năm, dự án hoá dầu đầu tiên của Việt Nam

- Nam 2002: Hoàn thành nối hệ thống đường ống khí Rạng Đông-Bạch Hổ, công trình mang tỉnh thần tự lực tự cường của cán bộ công nhân viên Tổng Công ty Dầu khí Việt Nam

- _ Năm 2002: Thủ Tướng Chính phủ chính thức phát động triển khai cụm Khí- Điện-Đạm Cà Mau với 3 dự án đường ống dẫn khí 2 tỷ mỶ khí/năm; nhà máy điện công suất 720MW, nhà máy đạm sản lượng 800.000 tấn/năm, tổng vốn dau tu 1,1 ty USD

- Nam 2002: Thi Tuéng Chinh phi phé duyét bdo cdo nghién ctu tiền khả thi Liên hiệp lọc hoá dầu Nghi Sơn với tổng vốn đầu tư 2,5 ty USD

- Năm 2002: Khí Nam Côn Sơn vào bờ, đánh đấu sự khởi đầu của ngành công nghiệp Khí thiên nhiên Việt Nam

Hoạt động tìm kiếm, thăm dò và khai thác đầu khí đã có những bước trưởng thành vượt bậc Từ chố chỉ tiến hành tìm kiếm thăm dò dầu khí ở khu vực đồng bằng sông Hồng, ngành Dầu khí Việt Nam đã vươn ra biển khơi, đã ký hơn 40 hợp đồng tìm kiếm thăm dò khai thác dầu khí đưới nhiều hình thức với các cơng ty nước ngồi, tổng vốn đầu tư trên 4 tỷ USD; đã phát hiện nhiều mỏ đầu mỏ khí, một số mỏ đã được đưa vào khai thác; đã triển khai nhiều dự án hợp tác nghiên cứu khảo sát, đánh giá tổng thể tiềm năng đầu khí Việt Nam, liên kết các bê trầm tích khu vực Đông Nam á giữa Việt Nam, Malaysia, Inđônêxia v.v Sản lượng khai thác dầu khí mỗi năm không ngừng tăng lên Hiện nay, bình quân mỗi ngày toàn Ngành

khai thác đầu tại các mỏ Bạch Hồ, Rồng, Đại Hùng, Bunga Kekwa (PM3), Rang Đông, Hồng Ngọc hơn 46.575 tấn đầu thô; thu gom khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ,

Trang 11

Rồng, Rạng Đông và đưa vào bờ gần 6 triệu m3 khí/ngày phục vụ phát điện ở Bà Rịa, Phú Mỹ và chế biến khí ở Dinh Cố Trong năm 2002 Petrovietnam ky 5 hop đồng tìm kiếm thăm dò và khai thác dầu khí với các đối tác nước ngoài Kế hoạch

năm 2002, khai thác đạt sản lượng 17 triệu tấn dầu thô, 2,0 tý m3 khí, Việt Nam đã

trở thành nước đứng thứ 3 về khai thác và xuất khẩu dầu thô ở Đông Nam Á Petrovietnam hướng tới mục tiêu đạt sản lượng 22-24 triệu tấn dầu quy đổi vào năm 2005

Trong khi đẩy mạnh tìm kiếm thăm đò khai thác dầu khí trong nước, để đảm bảo nguồn cung cấp dầu thô lâu dài cho đất nước, Petrovietnam quyết tâm phát triển đầu tư thăm dò và khai thác dầu khí ra nước ngoài Trong tiến trình đó các hợp đồng đầu khí ký mới đây ở khu vực Trung Đông, Bắc Phi v.v sẽ là những vận hội và thử thách lớn với Petrovietnam

Ngành Công nghiệp Khí từng bước được hình thành Từ năm 1995, Petrovietnam đã đầu tư xây dựng hệ thống xử lý và vận chuyển khí đồng hành từ mỏ Bạch Hồ về các nhà máy điện ở khu vực Bà Rịa-Vũng Tàu Đồng thời xây dựng các công trình chế biến khí, cung cấp một khối lượng lớn condensate và khí hố lỏng LPG cho cơng nghiệp và dân sinh Dự án khí Nam Côn Sơn khai thác các mỏ khí Lan Tây-Lan Đỏ đang được triển khai tích cực Đường ống khí Nam Côn Sơn khi hoạt động đạt công suất thiết kế có thể cung cấp 7 tỷ m3 khí thiên nhiên Dự kiến thời điểm đưa dòng khí đầu tiên vào bờ vào cuối năm 2002 Tổng vốn đầu tư toàn bộ đề án có sự tham gia của các đối tác nước ngoài khoảng hơn 1,5 tỷ USD ở miền Tây Nam bộ, dự án tổ hợp Khí-Điện-Đạm Cà Mau đã được khởi động, có ý nghĩa rất lớn đối với sự phát triển kinh tế-xã hội ở đồng bằng sông Cửu Long, đồng thời đóng vai trò quan trọng ở sự hoà nhập trong tương lai vào hệ thống đường ống khí xuyên các nước ASEAN

Trong lĩnh vực chế biến các sản phẩm dầu, đề án Nhà máy lọc dầu số 1 Dung Quất-Quảng Ngãi hiện đang xây dựng với công suất 6,5 triệu tấn/năm và tổng vốn đầu tư 1,3 tỷ USD sẽ hoàn thành trong kế hoạch 2001-2005 Nhà máy lọc đầu số 2 với công suất tương đương sẽ được xây dựng trong giai đoạn 2005-2012, song song với việc hình thành một khu tổ hợp công nghiệp hoá dầu ở Việt Nam đáp ứng nhu cầu của thị trường nội địa về các sản phẩm lọc hoá đầu và xuất khẩu, sản xuất nhựa đường, các đề án sản xuất PVC, polypropylen, DOP, methanol, các cơ sở đóng bình và mạng lưới phân phối khí hoá lỏng Nhà máy đạm Phú Mỹ và Cà Mau khi đi vào hoạt động sẽ cung cấp 60% nhu cầu phân bón trong nước

3 KHÁI QUÁT

Thêm lục địa Việt Nam với diện tích khoảng 1 triệu km2, bao gồm các bể trầm tích Đệ tam: Sông Hồng, Phú Khánh, Cửu Long, Nam Côn Sơn, Malay - Thổ Chu và các nhóm bể Trường Sa và Hoàng Sa (Hình 4)

Vào những năm 60 của thế kỷ trước, công tác TKTD dầu khí đầu tiên được triển khai ở miền võng Hà Nội và trũng An Châu do Liên đoàn Địa chất 36 cùng với sự giúp đỡ của các chuyên gia Liên Xô thực hiện Kết quả đã phát hiện được mỏ khí Tiền Hải "C" ở miền võng Hà Nội vào năm 1975 và sau đó được đưa vào khai thác cho đến nay

Ở thểm lục địa phía Nam, hoạt động TKTD được bất đầu từ những năm 70

bằng các hợp đồng đặc nhượng do chính quyền Sài Gòn cũ ký kết với các nhà thầu dầu khí Mỹ: Pecten, Mobil, Marathon, Union Texas, v.v Sau ngày miền Nam giải

phóng 30/4/1975, Tổng cục Dầu khí Việt Nam tiếp tục công tác TKDK dâu khí ở

đây với việc ký 3 hợp đồng PSC véi cdc céng ty AGIP (Italia), Deminex (CHLB

Trang 12

Đức) và Bowvalley (Canada) Một sự kiện đặc biệt quan trọng đánh dấu thời kỳ mới

trong hợp tác TKTD có hiệu quả là sự ra đời của Xí nghiệp Liên doanh Vietsovpetro vào năm 1981 Đến năm 1986, dòng dầu công nghiệp đầu tiên đã được phát hiện từ trầm tích Mioxen ở cấu tạo Bạch Hổ Hai năm sau, 1988, đầu được phát hiện trong đá móng nứt nẻ trước Đệ tam đã đưa mỏ Bạch Hồ đi vào khai thác với sản lượng tăng nhanh hàng năm và đến nay đã khai thác được hơn 100 triệu tấn đầu

Ngày 29/12/1987 Luật Đầu tư nước ngoài tại Việt Nam được Nhà nước ban hành và sau đó là Luật Dầu khí ngày 06/7/1993, đã mở ra giai đoạn TKTD sơi động trên tồn thêm lục địa Việt Nam với 46 hợp đồng PSC, JOC và BCC được ký kết (Bảng 1) Trong đó sự tham gia góp vốn của PV đã giữ một vị trí đáng kể và ngày một tăng lên (có 5 hợp đồng phần góp vốn của PV chiếm 50%) Bảng 1: Hiện trạng các hợp đồng dầu khí

7 Nhà điểu hành | Lô | Bể |Ngày ký đồng %PV Hiện trạng

1 |BPONGC 06 12E NCS _| 18/05/88 PSC 10 Giữ lai lô 06-1 đang phát triển 2 [Shell 112,114,116 | SH 15/06/88 PSC Hoàn trả 16, HD hét hiéu luc

3 |Total 106 103 SH 21/11/88 PSC Hoàn trả lộ, HĐ hết hiểu lực 4 |BP JI7.118.119 SH 16/02/89 PSC Hồn trả lơ, HĐ hết hiệu lực 5 |Enterprise 17 CL 14/04/89 PSC Hồn trả lơ HĐ hết hiệu lực 6 |Enterprise 21 NCS | 14/04/89 PSC Hoàn trả lô, HĐ hết hiệu lực, 7 |Caimm 22 NCS_| 27/02/90 PSC Hoàn trả 16, HD hét hiệu lực § Họl 115 SH 27/02/90 PSC Hoan tra lõ, HĐ hết hiệu lực 9 |Sceptre Hl SH 22/05/90 PSC kế hiếu thành cam két, HD 10 |PetroCanada 03 12W,20 | NCS | 28/05/90 PSC Hoàn trả lô, HÐ hết hiệu lực {l jEina 46 50.51 TN 08/08/90 PSC Hoàn trả lô, HÐ hết hiệu lực 12 |BHP 120 121 PK 10/01/91 PSC Hoàn trả lô HĐ hết hiệu lực 13 |Petronas 01.02 cL 09/09/91 PSC [5 Git Jai Ol-a, dang khai thac 14 |Shell id NCS | 27/04/92 PSC Hoàn tra 16, HD hét hiéu luc 15 |KNOC 11-2 NCS | 19/05/92 PSC Chờ phát triển

l6 |BP 05-3 NCS_| 04/06/92 PSC 15 Phát hiên khí, chưa thẩm lượng 17 |BP 05-2 NCS _| 09/06/92 PSC 17.5 Chờ phát triển

18 [Togi Hel NCS | 0907/92 | PSC Hồn trả lơ, HĐ hết hiệu lực

19 |Lasmo 04-2 NCS | 19/0892 | PSC Hoàn trả lô, HĐ hết hiệu lực

20 |Idemitsu 102/91 SH 30/09/92 PSC : Hoàn trả lô, HĐ hết hiệu lực 2i JVPC 15-2 cL 06/10/92 PSC 17,5 Đang khai thắc mỏ Rang Đông,

22_JOxy 04-3 NCS | 22/10/92 PSC Hồn trả lơ, HĐ hết hiệu lực

23 |British Gas 01-1 NCS | 28/10/92 PSC Hoan tra 16, HD hét hiéu lực

24 |BHP Dai Hùng j¡ NCS | 14/04/93 PSC Hoàn trả mỏ, HĐ hết hiệu lực 25 |M&P ĐBSH THN j 23/0793 PSC Đang thẩm lượng

26_ JOMV 104 SH | 20/08/93 | PSC Hồn trả lơ, HĐ hết hiệu lực

27 [TALISMAN PM3-CAA TN 24/08/93 PSC 125 Đang khai thác dầu

28 [MIC 05-1B NCS | 19/04/94 PSC Hồn trả lơ, HĐ hết hiệu lực 29_ |Canadian Oxy 12W NCS | 16/114 PSC Hoàn trả lô HỘ hết hiệu lực

30 |Conoco 133.134 NCS | 10/04/96 BCC 30 Hop déng dang thực hiện 31 l|Unocal B&-18/95 TN 27/0596 PSC 235 Phát hiện khí chờ thị trường 32 |Oneco 12E NCS ¡ 19/09/97 PSC Phát hiến khí, chờ thi trường 33 |Cưu Long 15-1 CL 25/10/98 JOC 50 Phát hiện dầu đang phát triển

34 |\Vamex 07&08 NCS | 27/07/99 PSC Hợp đồng đang thực hiện

35_ {Unocal 3281 TN | 191099 | PSC 40—_| Phat hiên khí, chờ thị trường

36_ |Hoàng Long 16-1 CL 15/12/99 Joc 4} Hop déng dang thuc hién

Trang 13

37 |ATI $07 106 SH 24102100 PSC 20 Hm đồng đang thức hiện, 38 [Conoco 16-2 cL 27/04/00 PSC 30 Hơp đồng đang thực hiện 39 |Vietgasprom 112 SH 99/09/00 JOC 50 Hop déng dang thuc hién 40 {OMV MW SH 19/09/00 PSC Hop déng dang thuc hién 41 |Samedan 12W NCS _ | 21/11/00 PSC Hop déng dang thuc hién 42 |Hoàn Vũ 09-2 CL ] 20/12/00 JOC 50 Hơp đồng đang thực hiện

43 _]PV-Pctronas-Pcrtamina 10 và 1LÍ NCS | 08/1/02 JOC 40 Hợp đồng đang thực hiện

44 PY Zarubeznheft (Nga) ] 09-3 CL 19/1/02 JOC 35 Hợp đồng đang thực hiện

45 |PVEP-Talisman (Canada 46.2 Malay- Hop déng dang thuc hién

- Petronas 50-51 Thỏ 2/02 JOC 40 lợp dong

46 PVEP-Petronas our cL 1/03 JOC 50 Hợp đồng đang thực hiện ma

Trong giai doan nay hoat động thăm dò địa vật lý (chủ yếu địa chấn) đã được triển khai trên tất cả các bể trầm tích Khối lượng khảo sát địa chấn đã thực hiện khoảng 230.000 km 2D, tập trung nhiều nhất ở bể Sông Hồng và bể Nam Côn Sơn (khoảng 70.000 km và 55.000 km tương ứng) và gần 11.500 km2 3D tập trung ở 3

bể Nam Côn Sơn, Cửu Long và Malay - Thổ Chu (Hình 5)

Công tác khoan TKTD, thẩm lượng và khai thác cũng đã được triển khai mạnh mẽ với số lượng 419 giếng khoan có tổng chiểu dài trên 1,5 triệu mét khoan và chiều sâu trung bình một giếng khoan khoảng 3600 m Khối lượng công tác khoan đạt đỉnh điểm cả về số lượng giếng và số mét khoan trong những nam 1994 - 1996

Công tác xử lý, minh giải tài liệu, phân tích mẫu cũng như tổng hợp nghiên cứu đã được tiến hành cho từng lô, từng diện tích thăm đồ trong các hợp đồng đầu khí dưới dạng đề án, đề tài, nhiệm vụ cấp Ngành, cấp Nhà nước với khối lượng rất lớn Tuy nhiên, mức độ chi tiết, chính xác còn khá khác nhau, chưa đồng bộ và hệ thống ở từng bể trầm tích cũng như toàn thềm lục địa

4 ĐÁNH GIÁ KẾT QUÁ TÌM KIẾM THĂM DÒ

4.1 Thăm dò địa chấn

Các nhà thầu quốc tế đã đưa công nghệ thu nổ thực địa và xử lý số liệu tiên tiến của thế giới vào áp dụng ở Việt Nam Nhờ đó, chất lượng tài liệu được bảo đảm nhằm giải quyết các nhiệm vụ địa chất, đặc biệt trong nghiên cứu làm sáng tỏ cấu trúc địa chất các đối tượng thăm dò dầu khí

Đối với móng trước Đệ tam, nhìn chung tài liệu địa chấn phản ánh khá rõ hình thái cấu trúc của móng tới độ sâu 3500 m ở một số cấu tạo của bể Cửu Long tài liệu 3D (đôi khi 2D) cũng cho thấy được một số phân dị trong móng được xem như là đới đứt gấy - nứt nẻ có khả năng chứa dầu khí

Đối với lát cất Oligoxen (và cổ hơn), tài liệu địa chấn phản ánh khá tốt hình thái cấu trúc, tính chất môi trường và dự báo thành phần vật chất của trầm tích ở phần lớn diện tích các bể Cửu Long và Malay - Thổ Chu Còn các bể khác, nhiệm vụ này chưa giải quyết được nhiều vì lát cat nam ở quá sâu (trên 6 giây) hoặc đo phông nhiều ở phần lát cắt bên trên đưa xuống còn mạnh

Đối với lát cất từ Mioxen đến Đệ tứ trong hầu hết các bể trầm tích được khảo sát bằng địa chấn có độ tin cậy cao nhất, chất lượng tốt nhất cả về hình thái cấu trúc đến tính chất môi trường và dự báo thành phần vật chất Hình ảnh dạng lòng sông cổ, dạng quạt, núi lửa, điapia sét, khối ám tiêu, nếp lồi biên độ nhỏ, v.v đều có thể nhận biết trên mật cắt địa chấn như ở bể Sông Hồng, Nam Côn Sơn, Malay - Thổ Chu

Trang 15

Một số kỹ thuật xử lý, minh giải đặc biệt số liệu địa chấn (AVO, CCT, v.v ) được

áp dụng cho phép phát hiện trực tiếp các thân cát chứa khí hoặc dự báo phân bố độ

rỗng của cát, v.v ở các bể Cửu Long, Nam Côn Sơn, Malay - Thổ Chu

Bên cạnh những kết quả trên, công tác thăm dò địa chấn vẫn còn một số tồn tại trong việc giải quyết các nhiệm vụ địa chất sau:

e© Ởmột số vùng nghiên cứu chưa làm rõ được bức tranh cấu trúc địa chất Ví dụ, ranh giới các thành tạo từ Mioxen hạ đến móng ở phần Tây Bác bể Sông Hồng không xác định được có thể do tính chất luân phiên và phân lớp mỏng của trầm tích kết hợp với xỉ mãng cacbonat rắn chấc làm cho ranh giới vỉa trở nên đồng nhất, các phân dị và vận tốc truyền sóng không lớn Hoặc đối với các thành tạo nằm dưới các tập trầm tích cacbonat dày (đến vài trăm mét) như ở địa lũy Tri Tôn (Nam bể Sông Hồng), các khối xây cacbonat ở Đông bể Nam Côn Sơn, các tập đá phun trào 6 16 01, 02 bể Cửu Long, v.v đều thể hiện sóng phản xạ rất yếu, rất khó quan sát bức tranh cấu trúc cũng như môi trường trầm tích (Hình 3)

e©_ Đối với bẫy chứa trong đá móng (nứt nẻ) cũng như dạng bẫy phi cấu tạo, quy trình xử lý, tham số minh giải còn nhiều vấn đề cần giải quyết

4.2 Địa vật lý giếng khoan

Cũng như địa chấn thăm dò, trong công tác địa vật lý giếng khoan (ÐVLGK) các công nghệ tiên tiến nhất đã được các nhà thầu dầu khí sử dụng Tuy nhiên, có thể thấy trước năm 1994 (thời kỳ bị cấm vận) chỉ có các trạm đo thông thường như GR, DLL, BHC, v.v Còn sau năm 1994 thì hầu như toàn bộ các phương pháp và công nghệ mới nhất đã được áp dụng Các trạm đa chức năng MAXIC-500 của Schlumberger hay ECLIPS của Western Atlas có thể đo ghi tất cả các loại tổ hop đường cong ĐVLGK theo yêu cầu với tốc độ truyền số cao Các trạm GEOSERVICES đã giải quyết tốt nhiệm vụ trong suốt quá trình khoan giếng Hầu hết các phần mềm minh giải tài liệu ĐVLGK đã được sử dụng (STRATLOG, ELAN, v.v của Schlumberger, SHASA, ULTRA, COBAL của Halliburon, SFRATWORK, PETROWORK của Landmark) Đối với đá móng nứt nẻ phần mềm BASROC do XNLD Vietsovpetro xây dựng bước đầu đã giải quyết được nhiệm vụ sản xuất hiệu quả

Thực tế công tác khảo sát, minh giải tài liệu ÐĐVLGK trong những năm qua có thể sơ bộ rút ra một số nhận xét về tổ hợp phương pháp có hiệu quả cho từng đối tượng sau:

® - Đối với tất cả các đối tượng từ cát - sét, đá vôi tới đá móng nứt nẻ, hang hốc ở thêm lục địa nên áp dụng tổ hợp: ĐL-MSFL-GR-LDL-NNL-BHC-VSP-RFT (MDT) Nếu khảo sát các giếng khoan ở đất Hền thì bổ sung thêm SP

¢ Đối với vùng cần làm rõ cấu trúc địa chất, hoặc đối tượng là phi cấu tạo nên áp dụng khảo sát thêm Dipmeter, FMS

e_ Các giếng khoan có ống chống và trám xi măng nhất thiết phải áp dụng CBL-VDL

tạp như gặp dị thường áp suất cao nên áp dụng MWD

Trang 16

4.3 Công nghệ khoan và thử vỉa

Các nhà thầu quốc tế cũng như PV đã sử dụng hết các giàn khoan đã và đang có mặt ở Đông Nam Á nói riêng và Châu Á nói chung, thuộc thế hệ thứ hai hoặc thứ ba với tình trạng kỹ thuật trung bình đến khá, thường là giàn có sức chứa lớn Chủng loại và kết cấu giàn khoan rất đa dạng: giàn cố định, giàn tự nâng, giàn nửa nổi nửa chìm và tàu khoan Giếng khoan có độ sâu nước biển lớn nhất là 832 m (04.1-SÐN-LX)

Trang 18

Các phương pháp khoan khá đa dạng nhưng phần lớn là khoan rotor Công suất máy cao, đặc biệt có thiết bị truyền lực trên cao (fop drive) giúp giảm thời gian thi công và nâng cao hiệu quả công tác khoan Một số giàn khoan được trang bị đối áp lớn đến 15k PSI để khoan trong điều kiện vỉa có đị thường áp suất cao ở bể Nam Côn Sơn (như TL-2X) Choòng khoan chóp xoay được sử dụng phổ biến và đặc biệt các choòng kim cương da tinh thé (PDC) cé nang suat cao như choòng đa tỉnh thể của hãng HUGHES, BBL, HYCALOG, v.v đạt vận tốc cơ học trung bình đến 8 -24 m/h đối với

khoảng lát cắt dưới 3000 m

Trong giai đoạn này đánh dấu sự phát triển khá rõ nét của hệ dung dịch khoan: từ dung dịch khoan sét nước được ổn định bằng NaOH, Na;CO¿, v.v có ức chế trương nở bằng vôi, thủy tỉnh lỏng, v.v phát triển lên các hệ dung dịch ít sét và dung dịch polymer đến dung dịch gốc đầu

Việc sử dụng các hệ dung dịch này làm tăng tốc độ khoan, giảm phức tạp trong quá trình khoan, giảm ảnh hưởng đến tính chất thấm chứa của vỉa sản phẩm Tỷ trọng dung dịch cũng được điều chỉnh cho phù hợp với đặc điểm lát cắt địa chất, như ở bể Cửu Long đối với Oligoxen trên có dị thường áp suất tỷ trọng dung dịch đạt đến 1,35 -

1,65 g/cm’

Hiệu quả công tác khoan ngày một nâng cao, các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật đều tăng trưởng khá Các giếng khoan thăm đò của các nhà thầu nước ngoài theo hợp đồng PSC chủ yếu là thẳng đứng, số giếng khoan có góc lệch từ 15 - 20° chỉ chiếm xấp xỉ 7% Trong khi đó ở XNLD Vietsovpetro từ năm 1996 chủ yếu là các giếng khoan xiên và khoan ngang, các giếng khoan ngang có góc lệch trên 30° chiếm 34% và mặc dù chiều sâu trung bình lớn (3500 — 4000 m), độ nghiêng thân giếng khoan lớn hơn và khoan ở biển nhưng vận tốc khoan thương mại đạt trung bình 1000 m/tháng máy, tối đa 1500 m/tháng máy Còn đối với các nhà thầu nước ngoài thì vận tốc thương mại đạt 1345 m/tháng máy Đặc biệt, việc áp dụng công nghệ khoan thăm dò thân mỏ tại lô B ở bể Malay - Thổ Chu thời gian khoan trung bình một giếng với chiều sâu trung bình là 3500 m giảm từ 60 ngày xuống còn 20 ngày (kể cả thử vỉa), vận tốc thương mại đạt xấp xi 5250 m/tháng máy

Tuy nhiên, đo điều kiện địa chất phức tạp, một số sự cố điển hình trong khoan thường xảy ra:

® Mất dung dịch trầm trọng và kẹt cần khoan khi khoan vào móng nứt nẻ (bể Cửu Long), tầng cacbonat hang hốc (bể Sơng Hồng)

©_ Sự cố khí xâm nhập dung dịch dẫn tới phun tự do (bể Nam Côn Sơn và bể Sông Hồng)

Từ thực tế công tác khoan cho thấy còn tồn tại một số vấn đề cần nghiên cứu giải quyết tiếp trong công nghệ khoan:

¢ C6ng nghệ khoan trong điều kiện vỉa mất dung dịch vừa có khí xâm nhập (bể Nam Côn Sơn và bể Sơng Hồng)

Sơn)

Trang 19

Từ năm 1988 đến nay, công tác thử và nghiên cứu vỉa đã được tiến hành thông qua các nhà dịch vụ nhu Schlumberger, Exal, Halliburton, Geoservice, Expro, v.v voi trang thiết bị công nghệ tiên tiến đảm bảo chất lượng với độ chính xác cao Tùy thuộc vào điều kiện công nghệ, đặc điểm bộ thử và tình trạng thân giếng, công tác thử vỉa đã triển khai dưới các dang:

se Thử trong ống chống DST ở hầu hết các giếng khoan TKTĐ có dấu hiệu

dầu khí :

e Thi TST áp dụng cho các giếng khoan có đường kính nhỏ (bể Malay -

Thổ Chu)

e_ Thử nhanh RFT, MDT được thực hiện ở một số giếng khoan TKTD trong điều kiện thân trần

Ngoài ra, một số công nghệ thử vỉa mang tính đặc thù cũng đã được áp dụng: bấn thủy lực cát, axit hóa vỉa, v.v nhằm tăng dòng sảm phẩm, thử vỉa kéo dài thời gian, V.V

4.4 Tổng hợp nghiên cứu địa chất và đánh giá tiềm năng dầu khí

Kết quả công tác TKTD trong thời gian qua đã xác định được các bể trầm tích Đệ tam có triển vọng dầu khí: Sông Hồng, Phú Khánh, Cửu Long, Nam Côn Sơn,

Malay - Thổ Chu, vùng Tư Chính - Vũng Mây và các nhóm bể Trường Sa và Hoàng Sa

với 8 mỏ dầu khí đang khai thác, 63 phát hiện và hàng trăm cấu tạo đã được vẽ bản đồ (Hình 4a) trong đó có các bể: Sông Hồng, Cửu Long, Nam Côn Sơn, Malay - Thổ Chu đã phát hiện và đang khai thác dầu khí, được xác định là các bể chứa dầu khí Tuy nhiên, đo đặc điểm hình thành và phát triển riêng của từng bể trầm tích nên tiểm nãng đầu khí của mỗi bể có khác nhau với các đặc trưng chính về dầu khí đã phát hiện của các bể như sau:

5© -BỀ Cửu Long

Chủ yếu phát hiện dau, trong đó có 4 mỏ đang khai thác (Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông Ruby), một số phát hiện dầu khác đang được thẩm lượng chuẩn bị phát triển (Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng, v.v ) Đây là bể chứa dầu chủ yếu ở thêm lục địa Việt Nam

e© BỀNam Cơn Sơn

Phát hiện cả đầu và khí (tỷ lệ phát hiện khí, khí - condensat cao hơn) trong đó có 1 m6 dau Dai Hing, | mỏ khí lan Tây - Lan Đỏ đang khai thác, một số mỏ khí đang phát triển và đưa vào khai thác trong thời gian tới (Rồng Đôi - Rồng ụi Tõy, Hi

Thch, v.v )

ôâ BéSéng Hong

Chủ yếu phát hiện khí, trong đó mỏ khí Tiền Hải "C" 6 déng bang Sông Hồng đang được khai thác, một số phát hiện khí khác ở phía Nam bể Sông Hồng (vùng biển miền Trung) có hàm lượng CO: cao (60 - 90%)

¢ Bé Malay -Thé Chu

Phat hién ca ddu va khi trong dé c6 1 mé khí ở vùng chồng lấn giữa Việt Nam va Malaysia đang được khai thác (Bunga Kekwa - Cái Nước) Phần phía Bắc của bể (vùng giáp với TLĐ Thái Lan) chủ yếu phát hiện khí, khí condensat Một số mỏ khí đang thẩm lượng (Kim Long, Ác Quỷ, Cá Voi, v.v )

Trang 20

đến Plioxen dưới và móng phong hóa nứt nẻ trước Đệ tam với cấu trúc địa chất rất phức

tạp

i Trong cdc bể trầm tích Đệ tam có triển vọng dầu khí ở Việt Nam (chủ yếu ở thêm lục địa) tồn tại các đạng play chính: móng nứt nẻ trước Kainozoi (play 1), cát kết Oligoxen (play 2) cát kết Mioxen (play 3) và cacbonat Mioxen (play 4) Tùy thuộc vào đặc điểm thành tạo các play này lại được chia ra các play phụ (Bảng 2) ©_ Play móng nứt né tudi truéc Kz (play 1)

Gồm các đá granit, granodiorit và đá vôi, đolomit nứt nẻ hang hốc Play này đã được xác minh là đối tượng chứa dầu chính ở các mỏ Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông, Ruby, Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng và một vài phát hiện khác trong bể Cửu Long, ở mô Đại Hùng (bể Nam Côn Sơn) và các phát hiện B10 (MVHN), Bạch Trĩ (bể Sông Hồng) Hai loại bẫy chủ yếu là: khối địa lũy và khối xoay đứt gãy, ngoài ra còn có bẫy dạng mũi nhô kiến tạo và đồi chôn vùi Rủi ro lớn nhất đối với play này liên quan tới sự có mặt của tầng chắn sét Oligoxen hoặc sét đáy Mioxen hạ và cũng là tầng sinh phủ trực tiếp trên móng cũng như mức độ nứt nẻ, hang hốc, phong hóa của tầng chứa Xác suất thành công của giếng khoan thăm đò trong play này là 34%

¢ Play cdt két Oligoxen (play 2)

Gồm cát kết tam giác châu, sông ngòi, bồi tích đến biển ven bờ đã được chứng minh chứa dầu khí ở một số bể trầm tích Đệ tam (bể Cửu Long, Nam Côn Sơn) Trần tích biến đổi tướng mạnh, độ rỗng, độ thấm cũng giảm mạnh theo chiều sâu vì vậy rủi ro lớn nhất đối với loại play này là phạm vi phân bố của các thân cát theo diện và ở chiều sâu lớn Tùy thuộc vào đặc điểm thành tạo play này lại được chia ra 4 play phụ: 2a, 2b, 2c và 2d Xác suất thành công giếng khoan thăm dò là 32%

5 ĐÁNH GIÁ TIỀM NĂNG KHÍ

Các hoạt động thăm dò dầu khí ở Việt Nam được bắt đầu từ đầu những năm 60 trên đất liền và ngoài khơi từ năm 1973 Tính đến nay, công tác tìm kiếm, thăm dò đã được triển khai chủ yếu ở các bể trầm tích Sông Hồng, Cửu Long, Nam Côn Sơn và Malay - Thổ Chu Đã có trên 250.000 km địa chấn 2D và khoảng 15.000 km2 địa chấn 3D được thu nổ và trên 200 giếng thăm dò đã được khoan, đã tìm thấy trên 50 phát hiện đầu khí, trong đó hơn một nửa là các phát hiện khí và condensat với trữ lượng và tiềm năng khí khoảng gần 3000 tỷ m3, tập trung chủ yếu ở thêm lục địa

Bể Sông Hồng có tiểm năng khí lớn nhưng các phát hiện khí lớn có hàm lượng CO2 khá cao (60 - 90%) nên với trình độ công nghệ hiện tại chưa có khả năng khai thác và sử dụng một cách hiệu quả Các bể Cửu Long, Nam Côn Sơn và Malay - Thổ Chu có chất lượng khí tốt hơn, hiện đang là đối tượng chính để khai thác Các bể trầm tích

nước sâu như Phú Khánh, Tư Chính và các thành tạo trước Kainozoi (vùng đồng bằng

sông Cửu Long, cận miền võng Hà Nội, v.v ), tuy được các chuyên gia đầu khí đánh giá là có tiềm năng đầu khí lớn nhưng chưa được khẳng định do chưa được đầu tư tìm kiếm thăm đò thoả đáng

Ngành công nghiệp khí đã bất đầu được hình thành từ năm 1981 với việc khai thác mỏ khí Tiền Hải C phục vụ cho công nghiệp địa phương tỉnh Thái Bình Hiện tại có 8 - 10

mỏ đang là đối tượng để khai thác khí chính tới 2010:

- Tiền Hải C đang được duy trì khai thác ở mức 20 triệu m°/năm

- _ Khí đồng hành mỏ Bạch Hổ đã được thu gom và đưa vào bờ từ 1995 Từ năm 2000 đã bổ sung khí đồng hành từ mỏ Rạng Đông đưa tổng lượng khí thu gom

vào bờ từ bể Cửu Long hiện nay lên khoảng 2 tỷ m3/năm

Trang 22

- Mỏ Lan Tây - Lan Đỏ mới bất đầu khai thác từ cuối năm 2002, sẽ cho san

lượng đỉnh khoảng 2,7 tỷ m3/năm từ 2005

- Mỏ Bunga - Kekwa sẽ được khai thác khí từ 2003 với phần chia của Việt Nam là 1,25 ty m3/nam và Việt Nam có thể nhận khí từ 2005

- Mỏ Cái Nước đã có kế hoạch phát triển cùng với mỏ Bunga - Kekwa từ 2003 với sản lượng 0,2 tỷ m3/năm

- Các mô khí Rồng Đôi - Rồng Đôi Tây, Hải Thạch, Emerald, Hai Âu, v.v

đang trong giai đoạn nghiên cứu để phát triển trong giai đoạn 2005-2010

- Các phát hiện khác như Kim Long, Cá Voi, ác Quỷ, Mộc Tình, Sông Trà Lý, v.v đang được tiến hành thẩm lượng để khẳng định trữ lượng để sớm đưa vào phát triển trước 2010 16 14 4 12 3 5 10 + 3 84 c_ 6- Fg 2 | 0 - 95 96 97 98 99 0 12 3 4 5 6 7 8 9 10

| [Bể Cửu long - @BéNamconsdn Nam

0 Bé Malay - Thé chu E3 Bể Sông hồng

Hình 7: Sản lượng khai thác khí của Việt Nam đến 2010

Cùng với việc phát triển khai thác khí, hệ thống các đường ống vận chuyển khí cũng đã được kịp thời đầu tư xây dựng và song song với nó là sự hình thành các hộ tiêu thụ khí tạo nên một thị trường liên hoàn từ khâu cung cấp, vận chuyển đến tiêu

thụ

©_ Hệ thống đường ống khí Bạch Hổ dài 142 km đã bắt đầu thu gom và vận chuyển khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ và Rang Đông vào bờ cung cấp cho các nhà máy điện tại Bà Rịa, Phú Mỹ từ năm 1995, công suất vận chuyển tối đa của hệ thống hiện nay đã lên tới 2 tỷ m”/năm

s Hệ thống dẫn khí hai pha Nam Côn Sơn có chiều đài gần 400 km với công suất vận chuyển tối đa 7 tỷ m”/năm, từ cuối năm 2002 đã bắt đầu vận chuyển dòng khí đầu tiên từ các mỏ Lan Tây - Lan Đỏ vào bờ cung cấp cho các nhà máy điện - đạm tại Phú Mỹ

« Tiếp nối với hệ thống khí NCS là hệ thống đường ống Phú Mỹ - Thủ Đức (2 tỷ

m?/nam) và mạng phân phối khí thấp áp (0,7 tỷ m”/năm) cũng đã và đang được xây dựng để cung cấp khí đến các hộ công nghiệp khu vực Nhơn Trạch, Hiệp Phước, Thủ Đức, Mỹ Xuân, Gò Dầu, v.v và xa hơn nữa là khu vực TP HCM, Biên Hoà

Trang 23

e Hệ thống dẫn khí PM3-CAA chiều đài 332 km với công suất thiết kế 2 tỷ mỶ/năm cũng đang được triển khai thi công Dự kiến đến 2005 hệ thống này sẽ bắt đầu vận hành để vận chuyển khí từ PM3_CAA và Cái Nước về Cà Mau cung cấp cho cụm Điện - Đạm Cà Mau và các khu cơng nghiệp lân cận

52/97 về cung cấp cho các khu vực Ô Môn, Trà Nóc, v.v đồng thời, nếu việc

nối mạng đường ống Đông và Tây Nam bộ cũng như mạng xuyên ASEAN (TAGP) trở thành hiện thực thì khả năng vận chuyển khí đến các hộ tiêu thụ sẽ càng thuận lợi hơn

Trang 24

— ~ KÊT QUÁ TKTD DẤU KH G VIET NAM BEN NAM 2000 oo

(MGYCAU TAO PHAT HIEN DAU KHÍ)

Trang 26

Hình 9: Hệ thống đường ống khí và thị trường tiêu thụ khí chính của Việt Nam Năm 2002, sản lượng khai thác khí của Việt Nam đạt khoảng trên 2 tỷ m3, và gần như chủ yếu để phát điện Điều này phù hợp với quy luật phát triển của thị trường tiêu thụ khí ở giai đoạn hình thành, tương tự như nhiều nước có nguồn tài nguyên khí trên thế giới Dự báo theo kế hoạch phát triển tới 2010, các nhà máy điện khí sẽ vẫn là các hộ tiêu thụ khí chủ yếu với tổng nhu cầu khí ước tính sẽ chiếm tới trên dưới 80% tổng nhu cầu thị trường Ngoài ra, các hộ tiêu thụ khí cho sản xuất phân đạm, các cơ sở sản xuất hoá chất, thép, vật liệu xây dựng; chế biến nông lâm hải sẵn, v.v va giao thong van tai (LPG & CNG) cũng là các hộ tiêu thụ đang hình thành tiểm năng và sẽ được chú trọng phát triển Tuy nhiên, tiêu thụ khí thực tế của các hộ này còn phụ thuộc rất nhiều vào khả nãng có sẩn khí để cung cấp, giá khí, giá các nhiên - nguyên liệu cạnh tranh cũng như khả năng kỹ thuật và chỉ phí chuyển đổi từ nhiên liệu truyền thống sang sử dụng khí và các chính sách vĩ mô của Chính phủ v.v Công nghiệp khác Dam-Hoa 10% 8% Điện 82% Hình 10: Dự báo cơ cấu tiêu thụ khí của Việt Nam tới 2010 6 PHƯƠNG HƯỚNG

Để tiếp tục đẩy mạnh công tác TKTD nhằm gia tăng trữ lượng khai thác khoảng 150 - 200 triệu tấn qui dầu vào năm 2005 (trong đó PV thực hiện 30 - 40 triệu tấn qui đầu) và khoảng 250 - 300 triệu tấn qui dầu vào năm 2010, đảm bảo sản lượng khai thác từ 22 - 24 triệu tấn qui dầu vào năm 2005 và từ 27 - 30 triệu tấn qui đầu vao nam 2010, phương hướng và nhiệm vụ cụ thể của công tác TKTD tiếp theo là:

6.1 Hoạt động TKTD

« - Đồng thời với việc cùng các nhà thầu tiếp tục triển khai TKTĐ trên các lô hợp đồng và các mỏ đang khai thác, đẩy mạnh công tác chuẩn bị tài liệu, giới thiệu quảng cáo tiềm năng dầu khí của các lô còn mở để thu hút đầu tư nước ngoài ký thêm 5 - 7 hợp đồng dầu khí mới với các công ty đầu nước ngoài, trong đó cần ưu tiên cho các lô có triển vọng ở bể sông Hồng (các lô 103, 107-111, 113), Phú

Khánh (các lô 123, 124, 126-128) và vùng Tư Chính (135, 136) để có các hoạt

động thăm dò thực sự trong khuôn khổ các hợp đồng dầu khí mới và PV điều

hành Đến năm 2010 đánh giá được tiềm năng dầu khí và gia tăng trữ lượng được

40 - 50 triệu tấn qui dầu từ các khu vực này

Trang 27

Tiến hành khảo sát địa chấn thăm đồ và chỉ tiết ở các vùng, lô và các cấu tạo có triển vọng còn mở để chuẩn bị tài liệu cho đấu thầu ký hợp đồng dầu khí và khoan thăm dò ở những cấu tạo có triển vọng: MVHN (ving can ria Tay Nam), bể sông Hồng (107-110), bể Phú Khánh (lô 123, 124, 126-128), bể Cửu Long

(25, 31), vùng Tư Chính (135, 136), bể Malay - Thổ Chu (36, 40) và nghiên cứu

_đánh giá triển vọng dầu khí các thành tạo trước Kainozoi bể Phú Quốc? (các lô 41-43) Khối lượng công tác địa chấn (dự kiến) cần khảo sát trong giai đoạn 2003 - 2005 khoảng 25.000 - 30.000 km tuyến 2D và 3000 - 5000 km2 địa chấn 3D Cùng với các nhà thầu tiếp tục và đẩy mạnh công tác thăm dò các cấu tạo triển vọng trên các lô hợp đồng với khối lượng khoan thăm dò cần thiết tốt thiểu hàng năm từ 5 - 7 giếng thăm dò để phát hiện thêm các mỏ đầu khí mới Đồng thời PV

cần nghiên cứu lựa chọn các vùng có tiểm năng (103, 113, 123, 124, 126-128,

15-2) để triển khai 2 - 3 dự án tự điều hành TDKT ở trong nước với đầu tư cho thăm dò hàng năm khoảng 50 triệu USD

Đẩy mạnh công tác thẩm lượng đánh giá các phát hiện dầu khí, nghiên cứu khả

thi và lập phương án phát triển để triển khai đưa vào khai thác 4 - 5 mỏ mới

(D14, Sư Tử Den, Su Tir Vang, Rồng Đôi, Emeral, Hải Thạch, v.v ) nhằm duy trì và tăng sản lượng khai thác đáp ứng nhu cầu phát triển nền kinh tế quốc dân

6.2 Công tác nghiên cứu tổng hợp

Vấn để dầu trong đá móng nứt nẻ thực chất là nghiên cứu các bể trầm tích trước Kainozoi, các điều kiện và yếu tố hình thành tích tụ đầu, các phương pháp thu nổ và qui trình xử lý số liệu địa vật lý (địa chấn, karota, v.v ) cho đối tượng móng Nghiên cứu đánh giá, lựa chọn giải pháp phát triển các mỏ nhỏ (không thương

mạt), các mỏ khí có hàm lượng CO2 cao

Nghiên cứu áp dụng các giải pháp tăng cường thu hồi đầu ở các mỏ đang khai thác: Bạch Hổ, Rồng, Rang Đông, Ruby, Đại Hùng cũng như các mỏ chuẩn bị phát triển: Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng, Kim Long, v.v

Nghiên cứu cấu trúc địa chất và tiềm năng dầu khí các nhóm bể Trường Sa và Hoàng Sa

Nghiên cứu đánh giá tiềm năng dầu khí móng nứt nẻ và bẫy phi cấu tạo ở bể Cửu Long, đánh giá lại hệ thống đầu khí ở các bể Nam Côn Sơn, Sông Hồng, Malay -

Thổ Chu

6.3 Các đối tượng thăm dò ưu tiên i BỀSông Hồng

Các khối móng đá vôi tuổi Cacbon - Pecmi ở trũng Đông Quan, lô 106 (Yên

Tử, Chí Linh, KC) và các khối móng đá vôi tuổi Devon - Pecmi ở lô 112 (Bạch Trĩ,

Hải Yến, v.v ) l

Các bẫy phi cấu tạo (thạch học - địa tầng, lòng sông cổ, doi cát dap chan) và các bãy hỗn hợp ở miền võng Hà Nội (trũng Đông Quan, Phượng Ngãi, các đới nâng Tiền Hải, Kiến Xương, Hưng Yên) và vùng Tây Bắc bể Sông Hồng thuộc các lô 102, 103, 107 và 108 (đới nâng Đông Sơn)

Cac bay liên quan đến diapia sét ở các lô 109, 110, 111 và 113 bể Sông Hồng

(cát Mioxen thượng, Plioxen hạ)

ii, BỂPhú Khánh

Do bể Phú Khánh mới chỉ có khảo sát địa chấn khu vực, chưa có khoan thăm đồ nên cần sớm tiến hành khảo sát địa chấn thăm dò trên diện tích các lô 122-131 và khảo sát chỉ tiết ở các vùng có triển vọng thuộc các lô: 123, 124, 126-128 dé cd

tài liệu đánh giá các điều kiện địa chất dầu khí, tạo cơ sở cho các công ty dầu tham

Trang 28

khảo nhằm thu hút đầu tư nước ngoài, đồng thời để lựa chọn vùng có các cấu tạo triển vọng chuẩn bị cho khoan thăm đò vào năm 2005 - 2006 nhằm xác định khả năng chứa dầu khí của vùng này Đối tượng là cát kết và đá vôi tuổi Mioxen, móng

trước Đệ tam

di — BÊ Cửu Long

Đây là bể chứa đầu lớn nhất ở thềm lục địa Việt Nam, được thăm dò chi tiết ở tất cả các lô có triển vọng Hiện có 4 mỏ đang khai thác và một số mỏ đang tiếp tục thẩm lượng, phát triển để đưa vào khai thác trong thời gian tới Tuy nhiên, trong thời gian qua công tác thăm dò mới chỉ tập trung chủ yếu vào các khối nhô móng và các cấu tạo phát triển kế thừa trên các khối nhô này Bởi vậy trong thời gian tới đồng thời với việc tiếp tục thăm dò các khối, mũi nhô cấu tạo móng nứt nẻ trước Đệ tam cần phải đẩy mạnh công tác nghiên cứu và thăm đò các bẫy phi cấu tao, bay hỗn hợp (kiến tạo - trầm tích) trong trầm tích Oligoxen và Mioxen hạ ở các lô 09-2, 09-3, 01, 15-1, 15-2, 16-1, 16-2 và 17

Ngoài việc đẩy mạnh thăm dò các diện tích có triển vọng cao nêu trên cần tiến hành khảo sát địa chấn 2D vùng trũng Vĩnh Châu thuộc vùng nước nông ven bờ ở phía Tây bể Cửu Long (các lô 25, 31) để có tài liệu nghiên cứu cấu trúc, đánh giá tiềm năng đầu khí, lựa chọn các đối tượng có triển vọng làm cơ sở cho công tác thăm đò giai đoạn sau 2005

iv BỂNam Côn Sơn

Tương tự như bể Cửu Long hầu hết các lô ở bể Nam Côn Sơn đều đã được các công ty đầu nước ngoài triển khai thăm dò địa chấn chỉ tiết và khoan thăm dò (trừ lô 19 và một số lô thuộc vùng chồng lấn giữa Việt Nam và Indonesia chưa được khoan thăm đò) Tuy nhiên do kết quả thăm dò không được khả quan, nhiều giếng khô, đa số các phát hiện dầu khí (chủ yếu là kh có qui mô nhỏ hoặc điều kiện địa chất - công nghệ thi công khó khăn (nhiệt độ áp suất cao, chiều sâu lớn, xa bờ ) nên một số nhà thầu đã chấm dứt hợp đồng hoàn trả diện tích cho TCT DKVN, hiện

chỉ còn một số nhà thầu đang hoạt động ở các lô: 04-3, 05-1a, 05-2, 05-3, 06-1, 10,

11-1, 11-2, 12E và 12W Đối tượng thăm dò trong thời gian qua chủ yếu tập trung vào các bẫy cấu tạo, bán cấu tạo khép vào đứt gẫy, các thành tạo cacbonat ám tiêu, các thể turbidite Mioxen mà chưa chú ý đến đối tượng móng nứt nẻ trước Dé tam va các bẫy phi cấu tạo trong trầm tích Oligoxen, Mioxen Bởi vậy về quan điểm thăm đồ trong thời gian tới cũng cần được điều chỉnh trên cơ sở các tài liệu mới có được trong vùng, nghĩa là ngoài các đối tượng nêu trên cần quan tâm thăm đò các khối và mũi cấu tạo của đá móng trước Đệ Tam ở những vùng có chiều sâu thuận lợi (2500 - 3800 m) thuộc các lô 10, 11-1, 04-3, 19, 20, 21, v.v và các bẫy phi cấu tạo trong

trầm tích Oligoxen, Mioxen ở các lô 11-1, 12-W, 12-E, 06-2, 7, §; các thé turbidite và thấu kính cát trong Plioxen dudi (16 05-2, 05-1b)

vy Bể Malay - Thổ Chu

Ngồi các lơ đã và đang được nhà thầu triển khai công tác thăm đò còn một số vùng chưa rõ triển vọng thuộc các lô 36, 40, khu vực phía Nam đảo Phú Quốc và vùng nước lịch sử giữa Việt Nam và Campuchia chưa được khảo sát địa chấn Vì vậy trong thời gian tới cần đầu tư khảo sát địa chấn để làm rõ cấu trúc địa chất và tiềm nang dầu khí của các vùng này, trong đó cần ưu tiên các lô 36, 40 và khu vực phía Nam đảo Phú Quốc Thực tiễn công tác thăm dò ở thêm lục địa Tây Nam cho thấy đối tượng thăm dò cần quan tâm là các bẫy hỗn hợp, bẫy phi cấu tạo (lòng sông cổ) trong trầm tích Mioxen Mặt khác cũng cần điều tra đánh giá triển vọng chứa dầu khí của các trầm tích Mezozot ở khu vực phía Nam đảo Phú Quốc (các lô 41-43)

Trang 29

vi Vùng Tu Chinh - Viing May

Vùng Tư Chính - Vũng Mây thuộc khu vực nước sâu xa bờ, hiện tại chi cé 1 hợp đồng BCC ở các lô 133, 134, tuy nhiên nhà thầu mới chỉ tiến hành khảo sát địa chấn 2D chỉ tiết trên một số cấu tạo được đánh giá là có triển vọng nhưng chưa triển khai khoan thăm đò Hầu hết diện tích còn lại mới chỉ được khảo sát địa chấn khu vực, vì vậy trong thời gian tới cần lựa chọn các lô có khả năng triển vọng đầu khí (các lô 135, 136, v.v ) để khảo sát địa chấn thăm đò chuẩn bị các cấu tạo để có thể khoan thăm dò vào những năm cuối của giai đoạn 2006 - 2010 nhằm đánh giá được khả năng chứa dầu khí của vùng này

Đối với nhóm bể Trường Sa va Hoàng Sa cần tiếp tục thu thập các số liệu dia chất - địa vật lý trong và ngoài nước để nghiên cứu đặc điểm cấu trúc địa chất và đánh giá tiểm năng dầu khí của vùng này góp phần bảo vệ chủ quyền thểm lục địa và vùng đặc quyền kinh tế của Việt Nam và làm cơ sở hoạch định chính sách đầu tư tham dò trong thời gian tới

7 KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ

7.1 Kết luận

i Hoạt động TKTD đầu khí trong giai đoạn 1988 đến nay đã kế thừa và phát huy những thành quả của giai đoạn trước của Ngành, đưa nền công nghiệp dầu khí Việt Nam ngang tầm khu vực, đóng góp một tỉ phần lớn cho GDP nước nhà và không ngừng tăng lên Chúng ta đã thu hút được nhiều công ty dầu khí hàng đầu thế giới

vào thăm đò ở hầu hết các bể trầm tích với số vốn gần 4 tỷ USD, đã tìm ra 63

mỏ/phát hiện dầu khí, trong đó 5 mỏ dầu, 1 mỏ dầu khí và 2 mỏ khí đang khai thác, nhiều phát hiện đang được thẩm lượng để phát triển trong vài năm tới Tuy nhiên, do độ rủi ro cao, nguồn vốn lớn trong TKTD dầu khí mà nền kinh tế Việt nam không đủ sức gánh chịu, đồng thời là ngành công nghiệp mới, trình độ quản lý của ta còn nhiều hạn chế, phải dựa chủ yếu vào đầu tư nước ngoài nên mức độ thăm dò không đồng đều, mới chỉ tập trung chủ yếu ở vùng nước nông đến 200m với tổng diện tích các lô đã ký hợp đồng mới chiếm khoảng 1/3 diện tích thềm lục địa Vì vậy, trong thời gian tới vẫn phải tiếp tục hợp tác quốc tế và thu hút đầu tư nước ngoài để đẩy mạnh công tác thăm dò nhằm có phát hiện mới, gia tăng trữ lượng làm cơ sở cho việc quy hoạch khai thác dầu khí hợp lý và hiệu quả

ii Trong giai đoạn từ 1988 đến nay, ngồi các cơng nghệ của Liên Xô (cũ) áp dụng vào thăm dò khai thác mỏ Bạch Hổ, Rồng, XNLD Vietsovpetro và các nhà thầu đã sử dụng các phương pháp, công nghệ tiên tiến của thế giới trong thăm đò đầu khí ở Việt Nam từ địa vật lý thăm dò (chủ yếu là địa chấn), địa vật lý giếng khoan với việc sử dụng kỹ thuật tín học mới nhất để xử lý số liệu và công nghệ khoan mới (khoan ngang, khoan đường kính nhỏ - slim hole), kỹ thuật thử via tiên tiến cùng các phương pháp kỹ thuật phân tích mẫu truyền thống và hiện đại, v.v Việc áp dụng các phương pháp kỹ thuật và công nghệ tiên tiến vào thăm đò dầu khí ở Việt Nam đã đem lại thành tựu to lớn đặc biệt sau sự kiện mang tính đột phá phát hiện ra dầu trong móng nứt nẻ ở mỏ Bạch Hổ (GK BH-6 va MSP-1) vao nam 1988 Sau đó hàng loạt các giếng thăm dò vào móng đã đem lại thành công phát hiện thêm nhiều mỏ đâu mới (Rạng Đông, Hồng Ngọc, Rồng-l4, Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng ở bể Cửu Long, v.v ) góp phần tăng nhanh số mỏ/phát hiện và sản lượng dầu khai thác của Việt Nam, giữ vững sự ổn định và phát triển kinh tế của đất nước Chính nhờ sự kiện này mà quan điểm thăm dò cũng được thay đổi Móng nứt nẻ trước Đệ tam đã trở thành một đối tượng có triển vọng hấp dẫn sự đầu tư của các

công ty đầu khí nước ngoài vào Việt Nam Ngoài bể Cửu Long, quan điểm này còn

được khẳng định bằng một số phát hiện đầu trong móng cacbonat nứt nẻ tuổi

Trang 30

Paleozoi bể Sông Hồng và trong móng nứt nẻ (granit, granodiorit) ở bể Nam Côn Sơn là định hướng quan trọng trong thăm do dầu khí ở thêm lục địa Việt Nam Tuy vay, dt đã có những thành công bước đầu trong thăm dò và khai thác loại hình mỏ này, song đầu trong đá móng vẫn còn nhiều vấn đề cần phải đầu tư nghiên cứu tiếp nhằm đưa ra được các giải pháp công nghệ thăm đò, khai thác hiệu quả, trong đó hết sức chú trọng công tác xử lý số liệu địa vật lý và nghiên cứu đánh giá, mô phỏng các đặc trưng thấm chứa không chỉ đối với nhóm đá granitoid mà còn nhóm đá cacbonat trước Đệ tam cũng như các điều kiện để có dầu trong móng ,

iii _ Trữ lượng và tiểm năng đầu khí dự báo là đáng kể 3750 triệu m3 quy dầu chủ yếu là khí (trên 50%), trong đó trữ lượng đã phát hiện vào khoảng 1251 triệu m3 quy đầu chiếm khoảng 33% của tổng trữ lượng và tiểm năng dự báo Mặc dù con số trữ lượng và tiềm năng dự báo còn nhiều yếu tố rủi ro nhưng đã đưa ra được định hướng chiến lược phát triển Ngành dầu khí đến năm 2010 nhằm quản lý và khai thác nguồn tài nguyên này một cách hiệu quả hơn để phục vụ mục tiêu phát triển nền kinh tế quốc dân Trừ một số mỏ có qui mô lớn còn đa số các mỏ đã phát hiện có qui mô trung bình, nhỏ thuộc các mỏ tới hạn, nhiều tầng chứa với cấu trúc địa chất rất phức tạp nên mặc dù tỷ lệ phát hiện tương đối cao nhưng số mỏ có giá trị thương mại không nhiều, một số phát hiện không thương mại trong điều kiện kinh tế-kỹ thuật và luật hiện hành Vì vậy việc đầu tư nghiên cứu các giải pháp công nghệ khai thác mỏ nhỏ trên biển là đòi hỏi thực tế rất cấp bách, PV cần nghiên cứu đề xuất với Nhà nước các điều kiện kinh tế ưu đãi để phát triển các mỏ dưới giới hạn kinh tế cũng như quy hoạch và ưu tiên phát triển công nghiệp sử dụng khí

trong nước

iv Trong nghiên cứu địa chất và đánh giá triển vọng dầu khí đã áp dụng phương pháp mới phân tích bể, từ kiến tạo, cấu trúc, địa tầng trầm tích, v.v trong đó lấy phân tích môi trường cổ địa lý tướng đá, xác định hệ thống dầu khí làm nhiệm vụ trọng tâm, đặc biệt áp dụng thành công kỹ thuật phân tích đánh giá phân loại các đối tượng triển vọng đầu khí (play analysis) trong hệ thống động và thống nhất cho từng lô, bể trầm tích đưa đến việc đánh giá một cách toàn diện triển vọng đầu khí cũng như các yếu tố rủi ro của từng dạng bấy, tầng chứa Đây là sự thành công rất có ý nghĩa, khởi đầu cho giai đoạn có những thay đổi về chất đối với công tác thăm dò dầu khí ở Việt Nam Với một khối lượng thông tin khổng lồ thu được đã làm sáng tỏ và chính xác hơn về hình thái cấu trúc, tính chất môi trường và thành phần vật chất của từng bể trầm tích Đệ tam ở Việt Nam làm cơ sở để phân tích đánh giá phân loại triển vọng dầu khí từng lô, từng bể trầm tích không chỉ giới hạn trong giai đoạn 1988 - 2000 mà còn là một cơ sở dữ liệu quý giá để khai thác phục vụ cho công tác thăm đò và định hướng cho những quy hoạch dài hạn đa mục tiêu của nền kinh tế nước nhà

v Với mục tiêu gia tăng trữ lượng giai đoạn 2001 - 2005 khoảng 150 - 200 triệu tấn qui đầu trong đó PV thực hiện 30 - 40 triệu tấn qui dầu (20%) và tăng 250 - 300 triệu tấn qui dầu trong giai đoạn 2006 - 2010, duy trì và tăng sản lượng khai thác đầu khí hàng năm đạt sản lượng khai thác 22 - 24 triệu tấn qui dầu vào năm 2005 và khoảng 27 - 30 triệu tấn dầu qui đổi /năm vào năm 2010 cần phải tiếp tục và đẩy mạnh hơn nữa công tác TKTD nhằm phát hiện và gia tăng trữ lượng hàng năm bình quân khoảng 50 triệu tấn quy dầu Để đạt đựợc mục tiêu này đòi hỏi nhịp độ khoan thăm dò hàng năm khoảng 10 - 15 giếng, đồng thời phải thu nổ, xử lý, minh giải một khối lượng địa chấn 2D, 3D nhất định Khối lượng công việc này đòi hỏi vốn đầu tư rất lớn (150 - 200 triệu USD/năm), lại chịu rủi ro cao Vì vậy, Ngành Dầu

khí cần có được một tổ hợp các giải pháp thu hút vốn đầu tư nước ngoài nhiều hơn

nữa Trong 4 hình thức hợp tác theo Luật Đầu tư trực tiếp từ nước ngoài thì hình

Trang 31

thức hợp đồng PSC đối với TDKT đầu khí là phù hợp hơn cả Dạng hợp đồng TOC cải tiến từ PS$C cũng có thể áp dụng đối với những lô có tiểm năng cao hoặc PV cùng chia sẻ một phần rủi ro TKTD với nhà thầu ngay từ đầu, tất nhiên điều này không dễ dàng Bởi vậy cần thiết phải có chính sách khuyến khích đầu tư nước ngoài đặc biệt đối với vùng nước sâu xa bờ (bể Phú Khánh, Tư Chính - Vũng Mây) điều kiện kinh tế của hợp đồng phải mềm đẻo, hấp dẫn và cạnh tranh trong khu vực nhằm thu hút vốn, công nghệ cao và kinh nghiệm của các Công ty dầu khí quốc tế Đây là nhiệm vụ đầy thách thức vì làm sao cạnh tranh được các nước trong khu vực để đẩy mạnh TKTD trong khi rủi ro và những khó khăn về điều kiện địa chất thì ngày càng không thuận lợi Đồng thời cần phải đẩy mạnh hơn nữa công tác tự đầu tư thăm đò ở những vùng ít rủi ro và những vùng mang tính đột phá chiến lược 7.2 Kiến nghị

1 Tiếp tục hợp tác với các công ty dầu khí nước ngoài nhằm thu hút vốn đầu tư và công nghệ để tiến hành thăm dò vùng nước sâu, xa bờ Để khuyến khích đầu tư nước ngoài cần phải:

Đưa ra các điều kiện kinh tế mềm dẻo, thích hợp và hấp dẫn cạnh tranh hơn trong khu vực đối với các mỏ nhỏ, điều kiện địa chất phức tạp, những vùng triển vọng thấp, vùng biển nước sâu xa bờ và các vùng nhậy cảm

Tổng công ty cần nghiên cứu để tham gia một tỷ lệ thích hợp ngay từ đầu trong các để án thăm dò để khích lệ nhà đầu tư yên tâm và mạnh dạn đầu tư

Đẩy mạnh phát triển thị trường và cơ sở hạ tầng cho công nghiệp khí bằng các dự án tiêu thụ khí do PV đầu tư cùng với các hộ tiêu thụ khác để tạo điều kiện thuận lợi cho các nhà đầu tư TDKT khí và sớm đưa các mỏ khí đã thẩm lượng vào khai thác

Hoàn thiện hơn nữa các thủ tục hành chính, giảm thiểu thời gian xét duyệt dự án đầu tư

ii Tổng công ty cần chủ động và đẩy mạnh công tác khảo sát nghiên cứu, đặc biệt là công tác điều tra nghiên cứu cơ bản, coi đây là cơ sở để đảm bảo cho công tác thăm dò gia tăng trữ lượng và sản lượng khai thác đầu khí một cách bền vững Trước mắt cần đầu tư khảo sát địa vật lý khu vực và tìm kiếm sơ bộ ở các vùng còn ít được nghiên cứu, các bể trầm tích Mezozoi, kết hợp với các công ty dịch vụ kỹ thuật quốc tế để khảo sát nghiên cứu không độc quyền, tổng hợp tai liệu đánh giá điều kiện địa chất và tiềm năng dầu khí của các vùng này làm cơ sở để đưa ra đấu thầu phục vụ thiết thực cho thu hút đầu tư nước ngồi vào cơng tác TDKT cũng như lựa chọn vùng có triển vọng, rủi ro thấp để tự đầu tư và hoạch định phương hướng TDKT dầu khí giai đoạn 2005 - 2010 và sau năm 2010 iti Tăng cường đầu tư và nâng cao chất lượng nghiên cứu khoa học (nghiên cứu

đánh giá tổng hợp địa chất hoặc chuyên sâu các vấn để công nghệ TDKT dầu kh? nhằm cung cấp cơ sở khoa học lựa chọn các đối tượng có triển vọng dầu khí để đầu tư thăm đò cũng như có các giải ,pháp công nghệ khai thác hiệu quả các mỏ dầu khí, đặc biệt cần nghiên cứu để giải quyết những vấn đề tồn tại trong công nghệ thăm dò đã nêu trên và nghiên cứu áp dụng các giải pháp công nghệ nâng cao hệ số thu hồi dầu Trong công tác nghiên cứu cần đặc biệt coi trọng ứng dụng kỹ thuật tin học ở tất cả các lĩnh vực với các máy tính có công suất xử lý lớn và các phần mềm xử lý, mô hình hóa, mô phỏng mỏ, v.v để nâng cao hiệu quả và chất lượng nghiên cứu Mặt khác cần đầu tư và nâng cấp các trang thiết bị thí nghiệm cần thiết cho công tác nghiên cứu phục vụ cho thăm đò khai thác, đặc biệt trong lĩnh vực khai thác và vận chuyển khí

Trang 32

iv Nghiên cứu đề xuất với Chính phủ các điều kiện ưu đãi khuyến khích phát triển các mỏ dầu khí nhỏ cũng như các giải pháp đồng bộ khuyến khích đầu tư nước ngoài vào thăm đò các vùng nước sâu, xa bờ, v.v (như miễn, giảm thuế, tăng tỷ lệ thu hồi, v.v ) để đảm bảo mục tiêu gia tăng sản lượng khai thác đã đề ra cho giai đoạn 2001 - 2005 và định hướng tới 2010 nhằm khai thác triệt để và có hiệu quả tài nguyên dầu khí của đất nước

Hoàn thiện tổ chức, cơ chế tài chính, cơ chế quản lý và điều hành các hoạt động TDKT đầu khí từ Tổng công ty đến cơ sở (lầm rõ trách nhiệm, giảm đầu mối và cấp phê duyệt - tăng cường quyền hạn cho cơ sở), hồn thiện tổ chức cơng tác quản lý các dự án đầu tư TDKT dầu khí ra nước ngoài ở Tổng công ty Củng cố và hoàn thiện tổ chức cũng như cơ chế quản lý cho công tác nghiên cứu khoa học nhằm khuyến khích và nâng cao trách nhiệm trong công tác nghiên cứu khoa học phục vụ công tác TDKT Có chính sách đảm bảo nguồn lực (đào tạo, sử dụng, chế độ lương, v.v ) cho công tác TKTD dầu khí, đặc biệt là công nghệ khai thác, vận chuyển và xử lý khí của các đơn vị như PIDC, PVEP, VSP và VPI đủ năng lực hoạt động sản xuất và nghiên cứu trong nước và quốc Tế

TÀI LIỆU THAM KHẢO 1 wk wn 8 9

Neuyén Van Dac, 2000 Tiém nang dầu khí các bể trầm tích Kainozoi Việt Nam Tuyển tập Hội nghị KHCN 2000 “Ngành Dâu khí Việt Nam trước thểm thé ky 21”

Petrovietnam, 2001 Tạp chí số đặc biệt của Ngành

Petrovietnam Báo cáo tài chính 1999 - 2000 Triển lãm Dầu khí 2002 Petrovietnam - Năng lượng cho phát triển đất nước Hà Nội 2002

Vũ Văn Kính, Nguyễn Văn Đắc và nnk Tổng kết đánh giá kết quả TKTD dầu khí ở Việt Nam giai đoạn 1988-2000 và phương hướng tìm kiếm thăm dò tiếp theo

Vũ Văn Kính, Nguyễn Văn Đắc và nnk Đánh giá kết quả tìm kiếm thăm dò đầu khí ở Việt Nam đến năm 2002 và phương hướng hoạt động tiếp theo Tuyển tập báo cáo HNKHCN “Viện Dầu khí 25 năm xây dựng và trưởng thành”, Hà Nội 2003

Nguyễn Xuân Dịnh, Hoàng Thị Phượng, Nguyễn Huy Tiến Công nghiệp Khí Việt Nam: Cơ hội phát triển và thách thức Tuyển tập báo cáo HNKHCN “Viện Dầu khí 25 năm xây dựng và trưởng thành”, Hà Nội 2003

Tạp Chí Dầu Khí số 4/2002, Tạp Chí Dầu Khí số 8/2003

ANNUAL REPORT 2002 Vietnam Oil and Gas Corporation Ha Noi 10/2003 10 Các thông tin từ Tạp chí, Báo cáo, Hội nghị trong ngành Dầu khí

11.Petrovietnam Hà Nội 2001 Số đặc biệt, kỷ niệm 26 năm ngày thành lập Ngành Dầu khí Việt Nam (3-9-1975 / 3-9-2001)

12 Chu Chất Chính, Trần Đức Minh, Phạm Trọng Hòa và nnk Đề tài nghiên cứu cấp Nhà nước KC-09-I3 “Cơ sở khoa học cho việc xảy dựng và khai thác công trình biển đi động trên vùng biển Việt Nam” Giai đoạn 2 (2002 - 2003) do Viện Đầu khí thực hiện

Trang 33

PHẦN 2

PHAN TICH, DANH GIA KHA NANG UNG DUNG CTBDD DANG TU NANG (JACK-UP) PHUC VU THAM DO, KHAI THAC

DẤU KHÍ TRÊN THÊM LUC DIA VIET NAM

Trang 34

PHAN TICH, DANH GIA KHA NANG UNG DUNG CTBDD DANG TUNANG (JACK-UP) PHUC VU THAM DO, KHAI THAC DAU KHIi TREN THEM LUC BIA VIET NAM 1 CAC THONG TIN CHUNG VE GIAN JACK-UP TREN THE GIGI

1.1 Giới thiệu tống quan về giàn tự nâng (Jack-up)

1.1.1 Sự phát triển giàn Jack-up trên thế giới

1.1.2 Các đặc điểm cấu tạo chung của giàn Jack-up

1⁄2 Tổng số giàn hiện đang khai thác 2 PHAN LOAI JACK-UP

3 HƯỚNG PHÁT TRIỂN CỦA LOẠI GIÀN JACK-UP TRONG TƯƠNG LAI

3.1 Tình hình sử dụng Jack-up tại Việt Nam

3.2 Tình hình nghiên cứu giàn tự nâng ở Việt Nam

3.3 Phương hướng phát triển

4 PHÂN TÍCH, ĐÁNH GIÁ KHẢ NĂNG ỨNG DỤNG CTBDĐ DẠNG TỰ NÂNG

(JACKUP) PHUC VU THAM DO, KHAI THAC DAU KHi TREN THEM LUC

DIA VIET NAM

4.1 Các công trình biển đi động của PetroVietnam dang hoạt dong tim kiém tham dò, khai thác dầu khí trên Thêm lục địa Việt Nam

4.1.1 Giàn Jack np Cửu Long 4.1.2 Giàn Jack up Tam Đảo

4.2 Đánh giá khả năng ứng dụng CTBDĐ dạng tự nâng (Jackup) phục vụ thăm dò khai thác dầu khí trong các lô dầu khí của thêm lục địa Việt Nam

5 KẾT LUẬN

6 TÀI LIỆU THAM KHẢO

Trang 35

1 CÁC THÔNG TIN CHUNG VỀ GIÀN JACK-UP TRÊN THẾ GIỚI

1.1 Giới thiệu tổng quan vẻ giàn tự nâng (Jack-up) 1.1.1 Sự phát triển giàn Jack-up trên thế giới

Giàn tự nâng Jack-up được hình thành và phát triển từ những năm đầu của thập niên 60 thế kỷ 20 Cho đến nay trên thế giới đã xây dựng hàng trăm giàn ƒack-up Các giàn này đã và đang hoạt động hầu hết ở các vùng biển trên thế giới, đặc biệt là ở vùng biển Mexico, Trung Cận Đông, Ấn độ, Nam Á Nhiệm vụ chính của các giàn Jack- -up là phục

vụ khoan tìm kiếm, thăm đồ và khai thác dầu khí

Danh mục các giàn Jack-up (chưa đẩy đủ) trên thế giới được tổng hợp trong Mục 1.2 đưới đây Trong đó, trên Hình I là hình ảnh giàn Jack-up Baku, là loại giần có 4 chân giàn thép không gian vuông Trên hình 2 là hình ảnh giàn SEAFOX 4 chế tạo năm 1976,

Trang 36

1.1.2 Các đặc điểm cấu tạo chung của giàn Jack-up Giàn tự nâmg bao gồm 3 phần chính:

** Phần chân chống và thân vỏ s* Phần cơ cấu nâng

% Các thiết bị công tác

> Phần chân chống và thân vỏ:

»_ Chân chống: Các đặc trưng cơ bản của chân chống là:

-_ Chiều đài chân : phụ thuộc vào độ sâu nước hoạt động, tĩnh không, độ lún của chân, chiều dài dự trữ

-_ Kết cấu chân: ống hoặc giàn tùy thuộc chiều đài chân và tải trọng nâng, tải

trọng môi trường

-_ Số chân chống: thường 3-4 chân hoặc nhiều hơn - Hinh dang và kích thước đế chân chống * ‹ ws,“ Milano be ơ WW

Â Than vỏ: Thân vỏ là phần cơ bản của giàn tự nâng Trong trạng thái đi chuyển thân vỏ đỡ toàn bộ trọng lượng bản thân giàn và các thiết bị trên nó Kích thước của nó quyết định bởi tính nổi, tính ổn định như mọi phương tiện nổi truyền thống

Khi nâng lên ở trạng thái làm việc thân vỏ đóng vai trò của sàn công tác Nó phải có điện tích mặt bằng đủ rộng để thực hiện các công việc của giàn, phải đủ bền vững khi giàn hoạt động Thông số cơ bản của thân vỏ là:

- Chiéu dai than - Chiéu réng than - Chiéu cao mạn

-_ Mớn nước

Trang 37

Với giàn tự nâng dùng trong thăm đò, khai thác dầu khí thì thân vỏ có dạng ponton hình tam giác, tứ giác, đôi lúc ngũ giác, lục giác, bát giác Các giàn dùng trong xây dựng công trình biển có dạng vuông hay chữ nhật

> Thiết bị nâng:

Trang 38

> Thiết bi công tác

Tùy theo công dụng của giàn tự nâng các thiết bị công tác sẽ khác nhau và sẽ quyết định kích thước của giàn

-_ Thiết bị khoan, thăm dò và khai thác đầu khí: Các thiết bị khoan: tháp khoan, thiết bị xoay cần khoan, thiết bị chế tạo và bơm dung dịch khoan, các thiết bị Kết cấu sản nbay dang Ponton ân chống Bản đế Hình 6: Cấu tạo tổng thể giàn tự nâng JACK-UP Phần thượng tầng

phân tích mẫu và thử vỉa, thiết bị nâng hạ hàng

- - Thiết bị công tác cho các giàn tự nâng xây dựng công trình biển: nguồn năng lượng, nước, nhiên liệu, cần trục, chỗ ăn ở cho công nhân và thủy thủ đoàn, thiết bị nâng hạ hàng, thiết bị hàn cắt kim loại

Khác với giàn bán chìm thân giàn ổn định nổi trên mặt biển nhờ lực nổi của pôntôn và một phần trụ (Hull), JACK-UP ổn định được là do trọng lượng bản thân giàn (theo nguyên lý công trình biển trọng lực) Hệ chân chống xuống đáy biển đỡ sần công tác, các kết cấu bên trên và các thiết bị phục vụ cho hoạt động của giàn Khi di chuyển giàn có thể tự nổi nhờ lực nổi được tạo ra bởi kết cấu sàn thiết kế dạng pôntôn và đi chuyển nhờ tàu kéo hoặc tự hành được

Ưu điểm của loại giàn này là tính di động cao, có thể tự hành hoặc di chuyển nhờ tàu

kéo Giàn có khả năng hoạt động tại nhiều vị trí khác nhau Sàn công tác có khả nãng tự nâng lên hạ xuống tuỳ thuộc vào điều kiện công việc yêu cầu, sức chứa một khối lượng các trang thiết bị lớn cũng như khả nang tự phục vụ sinh hoạt, cứu hộ cho các nhân viên vận hành trên giàn (lên đến hàng trăm người) Giàn có thể hoạt động được trong điều kiện nền đất yếu

Ngoài việc được sử dụng trong công tác khoan tìm kiếm thăm đồ giàn còn được dùng để phục vụ khoan khai thác cho các giàn nhẹ (BK) cho các đầu giếng ngầm

Hiện nay việc sử dụng giàn khoan di động kiểu JACK-UÚP để sửa chữa duy tu các

giần khoan biển cố định là một xu hướng phố biến

Tuy nhiên độ sâu hoạt động của loại giàn này chưa cao chỉ đạt đến độ sâu 500 feet nước Khó lai dắt khi đi chuyên và độ an toàn khi di chuyển không cao

Trang 39

1.2 Tổng số giàn hiện đang khai thác

Bảng] Bảng tổng hợp các giàn tự nâng đã xây dựng và đang khai thác trên Thế giới

No Rig Name Rig Owner |Rig Type Depth am Operator Area Status

1 jAban II IALCO Jackup 82 ONGC Indian Subcontinent Drilling

2 |Aban II IALCO Jackup 91 ONGC Indian Subcontinent | Drilling 3_jAban [V ALCO Jackup 91 ONGC Indian Subcontinent Drilling

[National Iranian

4 IAl Borz IDrlg Co Jackup 76 Petrolran Middle East _ Drilling 5 JAI Ghallan National Drilling | Jackup 41 ADMA-OPCO Middle East Drilling 6 |AI Huhad INational Drilling | Jackup 46 Middle East Shipyard

[National Iranian

7 |AI Vand IDrlg Co Jackup 76 Middle East Shipyard 8 |AI Yasat [National Drilling | Jackup 55 ADMA-OPCO Middle East Drilling 9 {Amazone Gazflot Jackup 51 Russian Arctic Stkd Ready 10 |Arabdrill VHI lArabian Drilling | lackup 49 AGOC Middle East Workover 11 lArabdril 17 [Arabian Drilling | Jackup 76 Saudi Aramco Middle East Drilling 12 bdrill 22 Arabian Drilling | Jackup 30 AGOC Middle East Drilling 13 {Arch Rowan Rowan Jackup 107 Unocal US Gulf of Mexico Drilling Under 14 |Arcticheskaya |Gazprom Jackup 100 Russian Arctic Construction

15 |Astra Lukoil Jackup 45 Lukoil Caspian Sea Drilling Mediterranean / Black

16 [Atlas [Petrom RA Jackup_ 91 Sea Stkd Ready

17 |Atwood Beacon |Atwood Oceanics| !ackup 122 ConocoPhillips Southeast Asia Drilling 18 |Bennevis lBennevis Drlg Ltd| Jackup 76 GUPCO Middle East Drilling 19 Beynouna [National Drilling | Jackup 49 ADMA-OPCO Middle East Drilling Under 20 [Bob Keller IRowan Jacku| 76 ÚS Gulf of Mexico_ | Construction Newfield 21 [Bob Palmer [Rowan Jackup 168 Exploration | US Gulf of Mexico Drilling China Oilfield 22 [Bohai IV Svcs Ltd Jackup 91 CNOOC Southeast Asia Drilling China Oilfield 23 [Bohai V ISves Lid Jacky) 40 CNOOC Far East Drilling (China Oilfield 24 Bohai VI Svcs Ltd Jackup 40 CNOOC Far East - DriHing China Oilfield 25 [Bohai VIII ISves Lid Jackup 76 Kerr McGee Far East Drilling China Oilfield ` 26 (Bohai IX ISvcs Ltd Jackup 40 CNOOC Far East Drilling China Oilfield 27 [Bohai X ISves Lid Jackup 76 Kerr McGee Far East Drilling (China Oilfield

28 [Bohai XII ISves Ltd Jackup 55 CNOOC Far East Drillme 29 |Brakah National Drilling | Jackup 49 ADMA-OPCO Middle East Drilling 30 JC E Thornton [Transocean Jackup 91 ONGC Indian Subcontinent | Workover

Westport

31 Cecil Provine Rowan Jackup 91 Resources US Gulf of Mexico Drilling Nexen

32 {Charles Rowan [Rowan Jackup 100 Petroleum US Gulf of Mexico Drilling (China Oilfield Under

33 COSL Tbn I ISves Ltd Jackup 122 Far East Construction

Trang 40

38 [Deep Sea Matdrill Jagson Int? Jackup 76 ONGC Indian Subcontinent Drilling ị 39 [Delma ational Drilling | Jackup 49 ADMA-OPCO Middle East Drilling ! 40 [Dhabi Ik iNoble Drilling Jackup 36 ADOC Middle East Drilling i 41 Diyina [National Drilling | Jackup 55 ADMA-OPCO Middle East Driling ¡:

42 [Dolphin 106 INabors Offshore | Jackup 30 US Gulf of Mexico _| Stkd Ready |

43 {Dolphin 109 Nabors Offshore_|_ Jackup 38 US Gulf of Mexico _| Stkd Ready | 44 Dolphin 110 INabors Offshore | Jackup 35 US Gulf of Mexico _{ Stkd Ready | 45 [Dolphin 111 INabors Offshore_[| Jackup 35 South America Stkd Ready | 46 [Ekhabi Sakhalinmor Jackup 91 NIOC Middle East _ Driiling

Energy Explorer [Pride

47 IV International Jackup 76 NIOC Middle East Drilling 48 ENSCO 50 IENSCO Jackup 91 BG Indian Subcontinent Drilling 49 IENSCO 51 IENSCO Jackup 91 Brunei Shell Southeust Asia Drilling

Petronas

50 JENSCO 52 IENSCO Jackup 94 Carigali Southeast Asia Drilling 51 JENSCO 53 NSCO Jackup 91 RASGAS Middle East Drilling 52 ENSCO 54 IENSCO Jackup 91 RASGAS Middle East Drilling 33 ENSCO 55 Gulf Drlling Int | Jackup 91 Middle East Enroute

Australia / New

34 ENSCO 56 IENSCO Jackup 91 Apache Co Zealand Drilling

55 SCO 57 IENSCO Jackup 91 Murphy E&P Southeast Asia Drilling

56 ENSCO 60 IENSCO Jackup 91 Novus Energy | US Gulf of Mexico Drilling 57 ENSCO 64 IENSCO Jackup 107_ |Dominion E&P| ƯS Gulf of Mexico Drilling

58 IENSCO 67 IENSCO Jackup 116 Southeast Asia Enroute

59 IENSCO 68 IENSCO Jackup 107 US Gulf of Mexico | Shipyard

60 JENSCO 69 IENSCO Jackup 116 Stone Energy | US Gulf of Mexico_| Completing 61 JENSCO 70 IENSCO Jackup 76 DONG North Sea Drilling

62 JENSCO 71 IENSCO Jackup _ 69 DONG North Sea Drilling

63 JENSCO 72 IENSCO Jackup 69 North Sea Shipyard

LLOG

64 JENSCO 74 NSCO Jackup 122 Exploration | US Gulf of Mexico Drilling

Spinnaker

65 ENSCO 75 IENSCO | Jackup 122 Exploration | US Gulf of Mexico Drilling

66 [ENSCO 76 IENSCO Jackup | 107 BP South America Drilling

67 JENSCO 80 IENSCO Jackup 69 ConocoPhillips North Sea Drilling

68 JENSCO 81 : - JENSCO juckup 107 BP US Gulf of Meaice Driiling 69 JENSCO 82 IENSCO Jackup 91 ChevronTexaco] US Gulf of Mexico Drilling 70 ENSCO 83 IENSCO Jackup 76 Hunt Petroleum} US Gulf of Mexico Drilling

71 JENSCO 84 IENSCO Jackup_ 76 Forest Oil US Gulf of Mexico | Completing 72 [ENSCO 85 IENSCO Jackup 64 North Sea} Sikd Ready

73 JENSCO 86 IENSCO Jackup 76 ExxonMobil {| US Gulf of Mexico Drilling 74 IENSCO 87 IENSCO Jackup 107 Devon Energy | US Gulf of Mexico Drilling 75 ENSCO 88 IENSCO Jackup 76 US Guif of Mexico Shipyard 76 JENSCO 89 IENSCO Jackup 76 Apache Corp | US Gulf of Mexico Driiling

Houston

77 ENSCO 90 IENSCO Jackup 76 Exploration US Guif of Mexico Drilling 78 IENSCO 92 lENSCO Jackup 64 North Sea Stkd Ready

79 ENSCO93 — JENSCO lackup | 78 Middle East Enroute

80 JENSCO 94 [ENSCO Jackup 76 RASGAS Middle East Drilling 81 JENSCO 95 IENSCO Jackup 76 Middle East Enroute 82 ENSCO 96 IENSCO Jackup_ 76 Shell Middle East Drilling 83 ENSCO 97 IENSCO Jackup 76 Qatar Petroleum Middle East Drilling

- Houston

84 IENSCO 98 ENSCO Jackup 76 Exploration | US Gulf of Mexico Drilling

85 ENSCO 99 IENSCO Jackup 76 ExxonMobil | US Gulf of Mexico P&A 86 JENSCO 100 IENSCO Jackup_ 100 ENI West Atrica Drilling 87 ENSCO 101 NSCO Jackup 122 DONG North Sea Drilling

Định dạng
Số trang	170
Dung lượng	5,55 MB