Mỏ dầu được hình thành trong thời gian bao lâu
|
06:48, 15 Tháng Mười 2019 MATXCƠVA (Sputnik) - Các nhà phân tích của IHS Markit đã phát hiện ra rằng việc thăm dò các mỏ dầu truyền thống mới trên thế giới đã giảm xuống mức thấp nhất của 70 năm qua. SputnikĐồng thời, trong nửa đầu năm, tốc độ tăng trưởng sản xuất dầu đá phiến của Mỹ cũng giảm đến mức biểu tượng 1% - thấp hơn 7 lần so với cùng kỳ năm 2018. Phóng viên Sputnik cố gắng tìm hiểu, khi nào việc khai thác “vàng đen” sẽ không còn là lợi nhuận và nhân loại buộc phải chuyển sang các nguồn năng lượng thay thế ra sao. “Dây chuyền cộng hưởng của sự cạn kiệt”Theo dữ liệu từ báo cáo thường niên của BP Statistical Review of World Energy, tính đến đầu năm nay, tổng sản lượng dầu khai thác trên thế giới lên tới 1,7 nghìn tỷ thùng. Trữ lượng lớn nhất là ở Venezuela – tương đương 303 tỷ thùng, ít hơn một chút là Ả Rập Saudi - 297 tỷ thùng. Tiếp đến là Canada (167 tỷ), Iran (155 tỷ), Iraq (147 tỷ) và Nga (106 tỷ). Hoa Kỳ có lượng “vàng đen” ít hơn đáng kể: 61 tỷ thùng. Cần lưu ý rằng năm 2018 thị trường toàn cầu đã phải đối mặt với tình trạng khan dầu: khai thác 94,7 triệu thùng mỗi ngày từ lòng đất, thế giới đã đốt cháy nhiều thêm 5,5% - 99,8 triệu thùng. Điều đó gắn với hạn chế nhân tạo về khai thác của các nước OPEC nhằm duy trì mức giá hợp lý. Có vẻ là với các chỉ số dầu như vậy, nhân loại sẽ đủ dùng thêm 50 năm nữa. Nhưng vấn đề thực sự là ở chỗ trữ lượng đã kiểm chứng vẫn không đảm bảo bất cứ điều gì, khâu khai thác không phải lúc nào cũng được đền bù. Hồi đầu tháng 10, Rosnedra (Cơ quan sử dụng lòng đất của LB Nga) đã hoàn thành thám sát kho dự trữ các mỏ dầu trong nước - chỉ 67% được công nhận là có triển vọng. Tức là khoảng 1/3 vỉa dầu sẽ không hoàn trả chi phí khai thác. Có tình huống tương tự ở Trung Quốc. Tuần trước, PetroChina (công ty con của tập đoàn Nhà nước CNPC) đã phát hiện trữ lượng hydrocarbon khổng lồ trong vùng trũng Tứ Xuyên ở phía tây-bắc đất nước. Cụ thể, đã tìm thấy ở đó khoảng 358 triệu tấn dầu (tương đương 2,6 tỷ thùng) và 740 tỷ mét khối khí đá phiến. Tưởng chừng đó là tin vui. Nhưng các chuyên gia ngờ rằng dự trữ ngầm này sẽ không bao giờ được thấy ánh sáng ban ngày. Khâu khai thác đòi hỏi những khoản đầu tư lớn không chỉ về cơ sở hạ tầng để vận chuyển và xử lý nhiên liệu, mà còn cả cho công nghệ sản xuất: bởi những vỉa dầu cơ bản nằm ở độ sâu đến 3,5 km. Các phương pháp như khai thác thủy lực (bơm nước vào giếng, gây áp suất làm vỡ vỉa và giải phóng nhiên liệu), không chỉ thiếu hiệu quả ở độ sâu như vậy mà còn có thể gây ra động đất đầy tác hại. Do đó, sẽ rẻ hơn nhiều và an toàn hơn cho Trung Quốc là cứ việc nhập khẩu dầu, khí đốt dẫn qua đường ống và LNG. Dầu đá phiến được lệnh “cố sống lâu”Như các nhà phân tích của IHS Markit lưu ý trong báo cáo gần đây, đà tuột dốc của giá dầu trong năm 2014, khiến các nhà đầu tư dầu khí đốt ưa chọn công nghệ sản xuất dầu đá phiến triển vọng hơn là các dự án truyền thống. Việc phát triển các mỏ đá phiến đòi hỏi ít thời gian hơn so với khoan nước sâu, do đó, mang lại lợi tức hoàn vốn đầu tư nhanh chóng. Nhưng dầu đá phiến chỉ là giải pháp tình thế, chứng cớ thấy rõ qua số liệu thống kê của ngành công nghiệp Mỹ. Trong nửa đầu năm, chỉ có 1% dầu được khai thác từ lòng đất so với cùng kỳ năm 2018, mặc dù một năm trước đó mức gia tăng đã đạt tới 7%. Điều này nói lên rằng các mỏ then chốt gần như cạn kiệt. Ngay từ hồi tháng 8, các nhà phân tích của Wood Mackenzie đã lưu ý đến khối lượng nước dâng cao rõ rệt với dầu trong vùng đá phiến quan trọng của Mỹ là Permian Basin (bang Texas). Trong vòng sáu tháng đầu năm nay, các mỏ mới trong lưu vực Permian Basin cho sản lượng ít hơn 12% so với năm 2018 và giảm đến 16% so với năm 2017. Ở hoàn cảnh như vậy, các công ty dầu mỏ buộc phải khoan thêm nhiều giếng mới, mặc dù với mức giá 60 USD / thùng thì đơn giản là không có lợi. Các chuyên gia nhắc rằng ngay cả khi giá “vàng đen” tăng thêm 10 USD, sản lượng dầu đá phiến ở Mỹ cũng sẽ chỉ tăng 200 nghìn thùng mỗi ngày, thua kém nhiều so với năm trước. Kết quả là, bất kể những hứa hẹn của các nhà công nghiệp dầu đá phiến, tốn phí đầu tư vẫn không được đền bù: trong mười năm họ đã chi vượt hơn 200 tỷ USD so với số tiền họ kiếm được. Mốc cạn khô không xa nữaỞ Nga có ý kiến cho rằng nhu cầu “vàng đen” toàn cầu sẽ bắt đầu giảm ngay từ những năm 2030. Cơ quan Năng lượng Quốc tế cũng giữ quan điểm tương tự: các chuyên gia của Cơ quan chuyên trách này tin rằng đỉnh điểm sẽ là năm 2025, sau đó “khẩu vị” của thị trường sẽ giảm chủ yếu do chuyển đổi sang các nguồn thay thế - khí đốt thiên nhiên, năng lượng gió, hạt nhân và thủy điện. [Infographic] Nguồn gốc của dầu mỏ  Dầu mỏ là nguồn nhiên liệu hóa thạch vô cùng giá trị, phải mất hằng trăm triệu năm và phải trải qua rất nhiều quá trình thì những mỏ dầu mới được hình thành. Nhưng chỉ vài trăm năm trở lại đây, khi nhân loại biết cách khai thác và chế biến dầu mỏ để phục vụ đời sống đã khiến nguồn tài nguyên hữu hạn này dần cạn kiệt. Do đó chúng ta cần phải sử dụng có trách nhiệm dầu mỏ ngay từ bây giờ và trước hết hãy cùng tìm hiểu về nguồn gốc hình thành của dầu mỏ để biết được độ hiếm của nó đã. Mời các bạn theo dõi infographic sau đây! Nguồn: visualistan.com Đăng nhập một phát, tha hồ bình luận (^ 3^) Đăng nhập một phát, tha hồ bình luận (^ 3^)
Thời đó dầu thường được sử dụng trong chiến tranh. Còn rất nhiều dấu tích của việc khai thác dầu mỏ được tìm thấy ở Trung Quốc khi dân cư bản địa khai thác dầu mỏ để sử dụng trong việc sản xuất muối ăn, để đốt làm bay hơi nước biển trong các ruộng muối vào khoảng thế kỷ 4. Trung Đông đã làm quen với văn minh dầu hỏa vào thế kỷ thứ VIII. Các thùng dầu đã được bày bán trên các con phố của Baghdad. Mũi khoan dầu đầu tiên trên thế giới đã được tiến hành ở biền Caspian (Bacu) năm 1848. Năm 1852, bác sĩ và là nhà địa chất người Canada tên là Abraham Gessner đã đăng ký một bằng sáng chế sản xuất một chất đốt rẻ tiền và đốt tương đối sạch. Năm 1855 nhà hóa học người Mỹ Benjamin Silliman đề nghị sử dụng axit sunfuric làm sạch dầu mỏ để làm chất đốt. Giếng khoan dầu được toàn thế giới biết đến là của Edwin L. Drake vào ngày 27 tháng 8 năm 1859 ở Oil Creek, Pennsylvania. Drake khoan dầu theo lời yêu cầu của nhà công nghiệp người Mỹ George H. Bissel và đã tìm thấy mỏ dầu lớn đầu tiên chỉ ở độ sâu 21,2 mét. Các giếng khoan ở nước Nga được tiến hành vào năm 1864 tại lưu vực sông Kudako vùng Cuban bằng phương pháp khoan đập và vào năm 1871 tại vùng Bacu bằng phương pháp cơ học. Từ đấy đến nay ngành công nghiệp dầu khí thế giới không ngừng phát triển và hiện nay có 80 nước trên thế giới đang khai thác dầu khí. Ở Việt Nam, từ khi những nhà địa chất Pháp sơ bộ đề cập đến tìm kiếm dầu mỏ và khí thiên nhiên cho đến nay cũng đã ngót một trăm năm. Còn nếu tính từ khi Chính phủ Việt Nam Dân chủ Cộng hòa quyết định thành lập đơn vị địa chất đầu tiên tìm kiếm thăm dò dầu khí đến nay cũng đã hơn nửa thế kỹ. Và nếu cho rằng ngành dầu khí Việt Nam được hình thành vào năm 1975 khi Chính phủ quyết định thành lập Tổngcục Dầu mỏ và Khí đốt Việt Nam thì ngành dầu khí Việt Nam cũng đã tồn tại được gần 40 năm [1]. Từ dòng khí thiên nhiên được khai thác đầu tiên (19 tháng 4 năm 1981) từ mỏ Tiền Hải C ở tĩnh Thái Bình đến tấn dầu thô đầu tiên (26 tháng 6 năm 1986) khai thác từ mỏ Bạch Hổ ở thềm lục địa Nam Việt Nam,cho đến ngày 01 tháng 01 năm 2014,Việt Nam đã khai thác được 373 triệu tấn dầu và 127 tỷ mét khối khí đốt từ nhiều mỏ ở cả trên đất liền và thềm lục địa, đưa ngành dầu khí Việt Nam trở thành một trong những ngành kinh tế mũi nhọn của đất nước, đưa Việt Nam vào danh sách các nước sản xuất dầu mỏ và khí đốt trên thế giới. Dầu khí là gì, có thành phần như thế nào? Theo luật dầu khí [2] thì "Dầu khí" là dầu thô, khí thiên nhiên và hydrocarbon ở thể khí, lỏng, rắn hoặc nửa rắn trong trạng thái tự nhiên, kể cả sulphur và các chất tương tự khác kèm theo hydrocarbon nhưng không kể than, đá phiến sét, bitum hoặc các khoáng sản khác có thể chiết xuất được dầu. Dầu thô, hay còn gọi là dầu mỏ, là một chất lỏng sánh đặc màu nâu hoặc ngả lục, là một hỗn hợp hóa chất hữu cơ ở thể lỏng đậm đặc, phần lớn là hỗn hợp các hydrocarbon [3]. Phụ thuộc vào số lượng các phân tử C+ và H+ mà chúng có tên gọi, tính chất và ở các trạng thái khác nhau. Trong điều kiện thông thường có bốn alkan nhẹ nhất là CH4 (mêtan), C2H6 (êtan), C3H8 (prôpan) và C4H10 (butan), có nhiệt độ sôi tương ứng -161.6 °C,-88.6 °C , -42 °C, và -0.5 °C - ở dạng khí. Tất cả các sản phẩm của các chuổi từ C5 đến C20 ở điều kiện nhiệt độ trong phòng là chất lỏng, gọi là dầu thô. Các chuỗi trong khoảng C5-7 là các sản phẩm dầu nhẹ, dễ bay hơi. Các chuỗi từ C6H14 đến C12H26 bị pha trộn lẫn với nhau được sử dụng trong đời sống với tên gọi là xăng. Dầu hỏa là hỗn hợp của các chuỗi từ C10 đến C15, tiếp theo là dầu điêzen/dầu sưởi (C10 đến C20) và các nhiên liệu nặng hơn được sử dụng cho động cơ tàu thủy. Các loại dầu bôi trơn và mỡ (dầu nhờn) nằm trong khoảng từ C16 đến C20. Các chuỗi trên C20 bắt đầu là sáp parafin, sau đó là hắc ín và nhựa đường bitum ở trạng thái rắn. Trong điều kiện áp suất khí quyển, các thành phần hóa học của dầu mỏ được chia tách bằng phương pháp chưng cất phân đoạn bao gồm: xăng ête (40-70 °C), xăng nhẹ (60-100 °C), xăng nặng (100-150 °C),dầu hỏa nhẹ (120-150 °C), dầu hỏa (150-300 °C), dầu điêzen (250-350 °C), dầu bôi trơn (> 300 °C) và các thành phần khác như hắc ín, nhựa đường …(ở nhiệt độ cao hơn). Phụ thuộc vào tỷ trọng và độ nhớt tương đối mà dầu thô được chia ra dầu nặng,dầu nhẹ khác nhau. Hiện nay trên thế giới, tồn tại hai hệ thống đơn vị đo tỷ trọnglà theo khối lượng riêng (density)- g/cm3 và tỷ trọng (Specific gravity)hay oAPI của dầu mỏ. Theo Hiệp hội dầu mỏ thế giớithìdầu nhẹcó tỷ trọng từ 40o đến 20o API, dầu nặngcó tỷ trọngtừ 20o đến 10o API và dầu siêu nặngcó tỷ trọng nhỏ hơn 10o API. Theo hệ thống Liên Xô trước đây thì dầu nhẹ có tỷ trọng nhỏ hơn 0,828g/cm3, dầu trung bình có tỷ trọng từ 0,828 g/cm3 đến 0,884g/cm3 và dầu nặng có tỷ trọng lớn hơn 0,884 g/cm3. Phụ thuộc vào hàm lượng lưu huỳnh có trong dầu thô mà chia ra dầu ngọt- chứa 0,5% lưu huỳnh hoặc ít hơn và dầu chua có hàm lượng lưu huỳnh 1-6% . Hiện nay trên thế giới, việc đo sản lượng dầu được sử dụng theo 2 đơn vị là tấn (theo trọng lượng) và thùng(barell) là đơn vị dùng để đo khối lượng dầu thô trong thương mại, giao dịch toàn cầu. Thể tích của một thùng dầu thô là 158,97 lít.Phụ thuộc vào tỷ trọng của dầu ở mỗi mỏ mà quy đổi thùng ra tấn và ngược lại. Mỗi tấn dầu giao động trong khoảng khoảng từ 7,0 đến 8,0 thùng, phụ thuộc vào tỷ trọng của dầu. Việc xác định công thức tính giá các loại dầu thô hiện nay dựa trên giá các loại dầu thô chuẩn sau đây: Dầu Brent: bao gồm 15 loại dầu mỏ từ các mỏ thuộc hệ thống mỏ Brent và Ninian trong khu vực lòng chảo Đông Shetland trên biển Bắc. Dầu mỏ được đưa vào bờ thông qua trạm Sullom Voe ở Shetlands. Dầu mỏ sản xuất ở châu Âu, châu Phi và dầu mỏ khai thác ở phía tây của khu vực Trung Cận Đông được đánh giá theo giá của dầu này, nó tạo thành một chuẩn đánh giá dầu. Dầu West Texas Intermediate (WTI) cho dầu mỏ Bắc Mỹ. Dầu Dubai được sử dụng làm chuẩn cho khu vực châu Á - Thái Bình Dương của dầu mỏ Trung Cận Đông. Dầu Tapistừ Malaysia, được sử dụng làm tham chiếu cho dầu mỏ nhẹ Viễn Đông. DầuMinas từ Indonesia, được sử dụng làm tham chiếu cho dầu mỏ nặng Viễn Đông. Giỏ dầu OPEC bao gồm dầu của các mỏ: Arab Light - Ả Rập Saudi, Bonny Light - Nigeria, Fateh - Dubai, Isthmus - Mexico, Minas - Indonesia, Saharan Blend - Algérie và Tia Juana Light -Venezuela. Khí tự nhiên hay khí đốt là toàn bộ hydrocarbon ở thể khí, khai thác từ giếng khoan, bao gồm cả khí ẩm, khí khô, khí đầu giếng khoan và khí còn lại sau khi chiết xuất hydrocarbon lỏng từ khí ẩm [2]. Theo nguồn gốc hình thành khí đốtcó thể chia làm 3 loại: Khí tự nhiên, khí đồng hành, khí ngưng tụ. Khí tự nhiên: là các khí chứa trong các mỏ riêng biệt. Trong khí, thành phần chủ yếu là khí mêtan (từ 93% - 99%), còn lại là các khí khác như êtan, propan và một ít butan và các chất khác (N2,S…). Khí đồng hành: là khí nằm lẫn trong dầu mỏ được hình thành cùng với dầu, thành phần chủ yếu là các khí nặng hơn như propan, butan, pentan. Khí ngưng tụ (condensat) thực chất là dạng trung gian giữa dầu mỏ và khí, bao gồm các hydrocacbon như propan, butan và một số hydrocacbon khác như pentan, hexan. Ngoài ra còn tồn tại khí thiên nhiên nén –CNG, khí tự nhiên ở dạng lỏng - NGL (C2-C4/Conden); khí tự nhiên bị lỏng hóa – LNG, Khí dầu bị lỏng hóa (C3+C4) – LPG (Liquefied petroleum gas). Khí tự nhiên và khí đồng hành bao gồm hai phần: Phần hydrocacbon và phần phi hydrocacbon. Các hợp chất hydrocacbon:Hàm lượng các cấu tử chủ yếu là khí mêtan và đồng đẳng của nó như: C2H6, C3H8, nC4H10, iC4H10, ngoài ra còn có một ít hàm lượng các hợp chất C5, C6. Hàm lượng của các cấu tử trên thay đổi theo nguồn gốc của khí. Đối với khí thiên nhiên thì cấu tử chủ yếu là mêtan còn các cấu tử nặng hơn như C3, C4 là rất ít và thành phần của khí trong một mỏ ở bất kỳ vị trí nào đều là như nhau, nó không phụ thuộc vị trí khai thác. Đối với khí đồng hành thì hàm lượng các cấu tử C3, C4 cao hơn và thành phần của khí phụ thuộc vị trí và thời gian khai thác. Các hợp chất phi hydrocacbon:Ngoài các thành phần chính là hydrocacbon, trong khí thiên nhiên và khí đồng hành còn chứa các hợp chất khác như : CO2, N2, H2S, He, Ar, Ne ... Trong đó cấu tử thường chiếm nhiều nhất là N2. Đặc biệt, có những mỏ khí chứa hàm lượng He khá cao, như các mỏ khí thiên nhiên ở Mỹ. Ví dụ mỏ Kandas chứa 1,28% He, mỏ Texas chứa 0,9% He. Theo mức độ chứa axit có thể chia ra khí chua và khí ngọt.Khí chua là khí có chứa hàm lượng H2S > 1% thể tích và hàm lượng khí CO2 > 2% thể tích.Khí ngọt là khí có chứa rất ít hoặt không chứa axit, với hàm lượng H2S < 1% thể tích. Theo hàm lượng C3+ được phân chia ra khí béo và khí gầy.Khí béo là khí có khối lượng riêng lớn hơn 150 g/ cm3, có thể sản xuất ra khí tự nhiên hóa lỏng -GNL, khí dầu mỏ - GPL và sản xuất một số hydrocacbon riêng biệt cho công nghệ tổng hợp hóa dầu. Khí gầy là khí có khối lượng riêng nhỏ hơn 50 g/cm3, làm nhiên liệu cho công nghiệp và đời sống. Theo hàm lượng C2+ được phân chia ra khí khô và khí ẩm. Khí khô là khí có hàm lượng C2+ nhỏ hơn 10%. Khí ẩm là khí có hàm lượng C2+ lớn hơn 10%. Đơn vị đo sản lượng khí là mét khối (m3), bộ khối (feet3) trong đó 1 m3 khí tương đương 35,3 ft3; 1 bộ khối tương đương 0,028 m3.Ngoài ra một số đơn vị khác thường dùng trong Công nghiệp khí như Bcf (tương đương 28 tr.m3 hay 1 tỷ ft3) vàTcf (tương đương 28 tỷ m3). Dầu khí được hình thành như thế nào? Cho đến nay có nhiều lý thuyết giải thích việc hình thành dầu khí. Nhưng tựu trung có 2 thuyết chính là thuyết hữu cơ và thuyết vô cơ. Trên cơ sở thành phần hóa học chính của dầu khí là hỗn hợp giữa hydro và carbon, những người theo thuyết hữu cơ cho rằng những xác sinh vật cây cối dưới biển hay trên đất liền khi bị chôn vùi dưới những lớp đất đá dày và trong điều kiện thiếu oxygen, với nhiệt độ và áp suất thích hợp, sẽ biến thành những chất sáp nhờn và sau đó sẽ trở thành dầu thô. Thuyết này được nhiều nhà địa chất ủng hộ. Những người theo thuyết vô cơ thì cho rằng dầu khí phát sinh từ phản ứng hóa học giữa cacbua kim loại với nước tại nhiệt độ cao ở sâu trong lòng trái đất tạo thành các hydrocacbon và sau đó bị đẩy lên trên (Thuyết Carbid); hay khả năng xuất hiện hydrocarbua trong đới mácma nằm trong dòng phún xuất và tro của núi lửa đã và đang hoạt động (Thuyết tạo dầu núi lửa); hoặc sự hiện diện các khí hydrocarbua hoà tan trong macma nóng chảy (Thuyết vũ trụ). Ngoài ra trong thời gian gần đây (năm 2003) xuất hiện thuyết tạo dầu thứ ba gọi là thuyết hạt nhân, cho rằng các hợp chất hyđrocacbon được tạo ra bởi những phản ứng hạt nhân trong lòng Trái Đất [4]. Dầu mỏ hiện diện ở đâu? Người ta thường tìm thấy những mỏ dầu ở dưới những lớp đá trầm tích. Khi đất hay đá bị nước hay gió xoáy mòn, thì cát, phù sa hay bùn bị cuốn trôi ra theo dòng nước, tích tụ lại, lớp này chồng chất lên lớp kia, liên kết những vật liệu trầm tích lại với nhau. Nhờ những phản ứng hóa học xẩy ra mà tạo nên những chất kết dính như xi-măng, để hình thành nên những lớp đá trầm tích. Phụ thuộc vào điều kiện môi trường tích tụ mà độ rỗng và độ thấm có các đặc tính khác nhau trong các lớp trầm tích đó. Những tích tụ dầu khí với trữ lượng khác nhau, thường được phân bố trong các lớp trầm tích dưới đất, nơi chúng bị uốn nếp hay bị đứt gãy tạo thành những cái bẩy để chứa dầu. Xum quanh các túi dầu này là lớp đá trầm tích, nơi dầu được phát sinh và phía trên chúng là lớp đá rắn chắc, giữ không cho dầu thấm qua. Dầu khí cũng có thể tích tụ trong các lớp đá vôi, trong nứt nẻ, hang hốc của các đá macma, đá biến chất… Các giai đoạn tìm kiếmvà khai thác dầu khí Thời xa xưa, dầu khí được khai thác ở những chổ có biểu hiện dầu khí trên mặt đất. Nhưng trong thực tế tìm dầu thì không phải bất cứ chổ nào có biểu hiện dầu khí là có mỏ dầu. Từ đây xuất hiện câu hỏi: Tìm dầu khí như thế nào, khoan ở đâu? Theo quan điểm của đại đa số các nhà địa chất thì dầu và khí sẽ ở chổ mà đá trầm tích tích tụ lâu đời. Do đó ở những chổ có trầm tích dày là dấu hiệu tìm kiếm quan trọng. Mặt khác, những tập trầm tích dày có nhiều dầu không phải ở khắp nơi mà chỉ ở những chổ có cấu tạo dạng vòm, có tồn tại tầng chứa, tầng chắn, giàu vật chất hữu cơ. Như vậy để tồn tại một mỏ dầu cần thiết phải có đầy đủ các yếu tố thuận lợi của hệ thống dầu khí - tổ hợp các đặc tính thấm –chứa, sinh, chắn và bẩy dầu khí. Các giai đoạn tìm kiếmvà khai thác dầu khí ở mỗi quốc gia có những cách phân chia khác nhau [5]. Nhưng tựu trung lại gồm các giai đoạn nghiên cứu khu vực, giai đoạn tìm kiếm – đánh giá và giai đoạn khai thác. 1. Giai đoạn nghiên cứu khu vực Mục đích các công tác nghiên cứu khu vực là đánh giá các đặc trưng chính yếu về cấu trúc địa chất của các bể trầm tích và các khu vực, các phức hệ thạch học – địa tầng của chúng, dự báo tiềm năng dầu khí, xác định và lựa chọn thứ tự ưu tiên các khu vực và các phức hệ thạch học - địa tầng nhằm hoạch định với khối lượng cụ thể công tác tìm kiếm dầu khí tiếp theo. Phù hợp với các nhiệm vụ đặt ra, giai đoạn này gồm hai giai đoạn: giai đoạn dự báo mức độ chứa dầu khí và giai đoạn đánh giá các đới tích tụ dầu khí. Trong giai đoạn dự báo mức độ chứa dầu khítiến hành phân tích tổng hợp các tài liệu địa chất, địa vật lý, địa chất thủy văn, cấu trúc -địa mạo, địa hóa trên khu vực, tiến hành lựa chọn các đối tượng ưu tiên – các khu vực, vùng, có khả năng tồn tạihệ thống dầu khí tiềm năng;khoan các giếng khoan thông số trên các tuyến chuẩn có các điều kiện về cấu trúc – tướng đá khác nhau; dự báo tiềm năngchứadầu khí, biện luận cơ sở lựa chọn các hướng chính và các đối tượng ưu tiên nghiên cứu tiếp theo. Trong giai đoạn đánh giá các đới tích tụ dầu khí: các đới tích tụ dầu khí được đánh giá trên cơ sở kết quả nghiên cứu địa chất và đánh giátiềm năng dầu khí; biện luận cơ sở lựa chọn các khu vực và xác lập thứ tự ưu tiên tiến hành công tác tìm kiếm tiếp theo. 2. Giai đoạn tìm kiếm – đánh giá Mục đích của công tác tìm kiếm – đánh giá là nhằm phát hiện các mỏ dầu khí và đánh giá trữ lượng của chúng. Giai đoạn tìm kiếm – đánh giá bao gồm giai đoạn xác định các đối tượng khoan tìm kiếm, chuẩn bị các đối tượng cho khoan tìm kiếm,tìm kiếm và thẩm lượng - đánh giá mỏ (vỉa). a. Giai đoạn xác định các đối tượng phục vụ khoan tìm kiếm. Trên cơ sở kết quả nghiên cứu tài liệu địa chất – địa vật lý xác định các đối tượng phục vụ khoan tìm kiếm, thành lập các báo cáo về các kết quả nghiên cứu địa chất và dự báotiềm năng tài nguyên dầu khí của đối tượng. b. Giai đoạn chuẩn bị các đối tượng phục vụ khoan tìm kiếm: Lập báo cáo về các kết quả nghiên cứu địa chất –địa vật lý… và bản thuyết minh về lựa chọn các đối tượng - cấu tạo theo thứ tự ưu tiên cùng với kết quả đánh giá trữ lượng tiềm năng của chúng. c. Giai đoạn tìm kiếm Tiến hành nghiên cứu địa chất – địa vật lý các cấu tạo - bẫy đã được chuẩn bị cho công tác khoan tìm kiếm, lập thiết đồ địa chất – kỹ thuật đối với mỗi một giếng khoanvà tiến hành khoan các giếng tìm kiếm trên cấu tạo đã xác định, đánh giá sơ bộ trữ lượng dầu khí của vỉa (mỏ) nếu giếng khoan phát hiện dầu khí. d. Giai đoạn thẩm lượng– đánh giá mỏ (các vỉa). Trong trường hợp phát hiện dầu khísẽ tiến hành khoan các giếng khoan thẩm lượng nhằm chính xác hóa trữ lượng dầu khí,chuẩn bị các tài liệu địa chất – địa vật lý cần thiết để lập sơ đồ công nghệ khai thác và thiết kế khai thác thử (nếu cần) - công nghiệp các mỏ dầu khí, cũng như để lựa chọn các phương pháp nâng cao hệ số thu hồi. Theo kết quả công việc trong giai đoạn này sẽ tiến hành hệ thống hóa các tài liệu địa chất – địa vật lý và lậpbáo cáo tính trữ lượng dầu, condensat, khí tự nhiên và các thành phần đồng hành, biện luận cơ sở kinh tế - kỹ thuật gia tăng hệ số thu hồi dầu, khí và condensat. 3. Giai đoạn khai thác Sau khi trữ lượng dầu khí của mỏ đã được các cơ quan có thầm quyền phê duyệt sẽ tiến hành soạn thảo phương án phát triển sơ bộ (Outline Development plan - ODP), phương án phát triển tổng thể (Full Field Development Plan – FFDP) trong đó đề xuất các phương án về số lượng giếng khoan, sản lượng, phương pháp khai thác, các phương pháp gia tăng hệ số thu hồi, thu gom, vận chuyển sản phẩm, thiết bị và xây dựng mỏ, tính toán kinh tế, thu dọn mỏ… Công tác xây dựng mỏ và khai thác dầu khí sẽ được tiến hành sau khi phương án phát triển mỏ đã được lựa chọn và được cấp có thẩm quyền phê duyệt. --------------------------- Tài liệu tham khảo: [1] - Địa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam. Hà Nội – 2005 [2] – Luật sửa đổi, bổ sung một số điều luật dầu khí. Luật số: 10/2008/QH12 [3] - Dầu mỏ - Bách khoa toàn thư, Wikipedia. [4] - Scientific American, năm 2003. [5] - Quy chế tạm thời về các giai đoạn và các pha tiến hành công tác địa chất thăm dò dầu mỏ và khí đốt. Phụ lục 1, ban hành kèm theo sắc lệnh số 126 ngày 07.02.2001 của Bộ trưởng Bộ tài nguyên LB Nga. TSKH Trần Lê Đông |
