Petrovietnam thi đua về đích trước 1 tháng doc

Bên cạnh đó, Tập đoàn tái cấu trúc các đơn vị theo lĩnh vực sản xuất - kinh doanh song song với việc hình thành/chuyển đổi một số đơn vị thành tổng công ty hoạt động theo mô hình công ty

TS Phan Tiến Viễn

TS Nguyễn Tiến Vinh

TS Nguyễn Hoàng Yến

Thư ký Tòa soạn

ThS Lê Văn Khoa

CN Nguyễn Thị Việt Hà

Tổ chức thực hiện, xuất bản

Viện Dầu khí Việt Nam

Tòa soạn và trị sự

Tầng 16, Tòa nhà Viện Dầu khí Việt Nam

173 Trung Kính, Yên Hòa, Cầu Giấy, Hà Nội

TẢN MẠN ĐẦU XUÂN

22 Tổng quan công tác thăm dò - thẩm lượng của Petrovienam

trong giai đoạn 2006 - 2012

26 Nguồn gốc và điều kiện sinh thành dầu, condensate, khí

ở bể Cửu Long và Nam Côn Sơn

33 Thành phần maceral của một số mẫu than/trầm tích

Miocen tại giếng khoan 102-CQ-1X bể trầm tích Sông Hồng

40 Khảo sát ảnh hưởng của nhiệt độ đến quá trình giảm

hoạt tính của xúc tác cracking FCC

50 Tổng hợp và nghiên cứu khả năng ức chế ăn mòn kim loại của một số dẫn xuất 2,5 - dihydroxyacetophenone aroyl hydrazoic

54 Quản lý danh mục đầu tư các dự án điện của Petrovietnam -

Nhìn từ góc độ lợi thế cạnh tranh

22Tổng quan công tác thăm dò - thẩm lượng của Petrovienam

trong giai đoạn 2006 - 2012

26 Nguồn gốc và điều kiện sinh thành dầu, condensate, khí

ở bể Cửu Long và Nam Côn Sơn

33 Thành phần maceral của một số mẫu than/trầm tích

Miocen tại giếng khoan 102-CQ-1X bể trầm tích Sông Hồng

40Khảo sát ảnh hưởng của nhiệt độ đến quá trình giảm

hoạt tính của xúc tác cracking FCC

50 Tổng hợp và nghiên cứu khả năng ức chế ăn mòn kim loại của một số dẫn xuất 2,5 - dihydroxyacetophenone aroyl hydrazoic

54 Quản lý danh mục đầu tư các dự án điện của Petrovietnam -

Nhìn từ góc độ lợi thế cạnh tranh

V ai trò đầu tàu kinh tế của Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam tiếp tục được khẳng định qua

một năm đầy thách thức Trong bối cảnh kinh tế thế giới và trong nước còn nhiều khó khăn, Petrovietnam đã vượt qua thách thức, tiếp tục lập những kỷ lục mới, đóng góp quan trọng cho sự phát triển kinh tế nước nhà: nộp ngân sách 187 nghìn tỷ đồng (tương đương 9 tỷ USD), vượt 52,26 nghìn tỷ đồng (tương đương 2,49 tỷ USD) so với kế hoạch Chính phủ giao Đóng góp này của Petrovietnam chiếm 63% trong tổng số 294 nghìn tỷ đồng nộp ngân sách của tất cả các tập đoàn, tổng công ty Nhà nước trong năm 2012.

Chủ động thực hiện đồng bộ các giải pháp trọng tâm với nỗ lực và quyết tâm cao nhất theo đúng tinh thần Dầu khí, Petrovietnam đã cơ bản hoàn thành vượt mức kế hoạch sản xuất kinh doanh, nhiều chỉ tiêu quan trọng về đích sớm từ 20 - 60 ngày Trong đó, chỉ tiêu gia tăng trữ lượng dầu khí năm 2012 đạt 48 triệu tấn dầu quy đổi, vượt 37,1% so với kế hoạch, là cơ sở rất quan trọng đảm bảo khai thác ổn định trong những năm tiếp theo Đồng thời, Tập đoàn tham gia tích cực công tác bảo vệ chủ quyền và biên giới Quốc gia; đóng góp 604,3 tỷ đồng cho công tác an sinh xã hội Lãnh đạo Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đánh giá cao sự cố gắng, cống hiến, nỗ lực vượt khó của hơn 50.000 người lao động Dầu khí Việt Nam Anh hùng.

Bên cạnh thành tích và những kỳ tích mới được xác lập, Tập đoàn đang phải đối diện với không ít thách thức: công tác tìm kiếm, thăm dò, khai thác dầu khí đòi hỏi nguồn vốn lớn và cạnh tranh phức tạp; một số dự án đang gặp khó khăn đòi hỏi phải có giải pháp tháo gỡ trong năm 2013 Đề án tái cơ cấu mới được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt đang đòi hỏi Tập đoàn tập trung mọi nguồn lực để triển khai thành công, với mục tiêu nâng cao hiệu quả sản xuất kinh doanh và năng lực cạnh tranh ở trong nước

và quốc tế

Trước nhiều việc lớn, nhiều việc khó đang chờ đợi phía trước nhưng Tôi vững tin rằng tập thể những

người lao động Dầu khí Việt Nam Anh hùng sẽ đoàn kết, chung sức chung lòng thực hiện kế hoạch

2013 với “Quyết tâm cao, giải pháp hay, hành động đúng, về đích trước” để tiếp tục vượt qua mọi

khó khăn, thách thức, hoàn thành xuất sắc các mục tiêu chiến lược đặt ra Nhiệm vụ càng khó càng phải QUYẾT TÂM CAO, càng phức tạp càng phải nghiên cứu tìm ra GIẢI PHÁP HAY, giải pháp hay chưa

đủ mà phải có HÀNH ĐỘNG ĐÚNG để đạt được mục tiêu VỀ ĐÍCH TRƯỚC.

Là diễn đàn khoa học - công nghệ quan trọng của Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam, Tạp chí Dầu khí đã và đang trở thành người bạn thân thiết của những người lao động Dầu khí Việt Nam Anh hùng Trong năm 2013, Tạp chí Dầu khí sẽ tiếp tục nâng cao hơn nữa chất lượng nội dung thông tin khoa học

và công nghệ, tập trung giới thiệu các kết quả nghiên cứu khoa học và phát triển công nghệ, phổ biến sáng kiến có giá trị, giải pháp sản xuất kinh doanh hay nhằm góp phần nhỏ bé vào sự nghiệp chung của những người lao động Dầu khí.

Nhân dịp Xuân Quý Tỵ, thay mặt Ban biên tập Tạp chí Dầu khí, Tôi xin chúc các đơn vị trong toàn Tập đoàn có nhiều giải pháp hay để về đích trước kế hoạch năm 2013 Chúc quý độc giả của Tạp chí Dầu khí năm mới sức khỏe, hạnh phúc và thành công!

TỔNG BIÊN TẬP

Bí thư Đảng ủy, Chủ tịch HĐTV Tập đoàn Dầu khí Việt Nam

VƯỢT THÁCH THỨC

Ngày 5/1/2013, Thủ tướng Chính phủ phê duyệt Đề án “Tái cơ cấu Tập đoàn Dầu khí Việt Nam giai đoạn 2012 - 2015” với mục tiêu xây dựng Tập đoàn kinh tế mạnh, năng động, có năng lực cạnh tranh ở trong nước và quốc tế, đạt hiệu quả cao trong sản xuất kinh doanh và đầu tư phát triển bằng việc sử dụng tối ưu mọi nguồn lực sẵn có… Với nhiệm vụ này, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam sẽ phải xây dựng phương án tổ chức lại sản xuất, kinh doanh cho phù hợp với Đề án tái cơ cấu đã được phê duyệt Nhân dịp Xuân Quý Tỵ, TSKH Phùng Đình Thực - Bí thư Đảng ủy, Chủ tịch HĐTV Tập đoàn Dầu khí Việt Nam trao đổi với PV Tạp chí Dầu khí xung quanh vấn đề này!

Quyết tâm cao,

Chủ tịch nước Trương Tấn Sang và TSKH Phùng Đình Thực - Chủ tịch HĐTV Tập đoàn Dầu khí Việt Nam bấm nút khởi động đưa khu mỏ Tây Khosedaiu vào hoạt động Ảnh: Nguyễn Khang

PV: Công tác sắp xếp, đổi mới,

tái cấu trúc doanh nghiệp được

Petrovietnam triển khai thường xuyên

trong thời gian qua nhằm nâng cao

hiệu quả sản xuất kinh doanh, năng

lực cạnh tranh, thực hiện mục tiêu phát

triển ổn định và bền vững Là Tập đoàn

kinh tế đầu tàu của đất nước, xin Chủ

tịch HĐTV cho biết Tập đoàn Dầu khí

Việt Nam đã triển khai công tác này

như thế nào?

TSKH Phùng Đình Thực: Sắp

xếp, đổi mới, phát triển, nâng cao

hiệu quả doanh nghiệp Nhà nước

là chủ trương lớn của Đảng ta Điều

này đã được thể hiện rõ ràng, nhất

quán tại các Nghị quyết của Đảng,

Kết luận của Bộ Chính trị Đặc biệt,

Nghị quyết Đại hội Đảng XI thể hiện

đậm nét quyết tâm đưa đất nước

phát triển nhanh và bền vững, cơ

cấu lại nền kinh tế gắn với đổi mới

mô hình tăng trưởng, giải quyết

hài hòa hơn mối quan hệ giữa tăng

trưởng nhanh và phát triển bền

vững, chuyển từ phát triển theo

chiều rộng sang theo chiều sâu,

nâng cao năng suất, chất lượng,

hiệu quả, sức cạnh tranh của nền kinh tế

Tập đoàn Dầu khí Việt Nam xác định, xây dựng mô hình quản lý là một quá trình liên tục, lâu dài, hoàn thiện để thích ứng với các yếu tố tác động bên trong và bên ngoài doanh nghiệp Do đó, bên cạnh việc hình thành, tổ chức hoạt động doanh nghiệp, việc tiếp tục nghiên cứu sắp xếp, đổi mới, tái cấu trúc doanh nghiệp luôn được coi là nhiệm vụ thường xuyên và đặc biệt quan trọng của Tập đoàn

Đổi mới lớn nhất ở Petrovietnam

là chuyển đổi mô hình hoạt động

từ Tổng công ty Nhà nước sang mô hình Tập đoàn và cổ phần hóa các doanh nghiệp thành viên Sau 5 năm hoạt động theo mô hình mới, quy

mô và sức cạnh tranh của Tập đoàn được nâng lên rõ rệt, chủ động hội nhập kinh tế quốc tế, đầu tư chiều sâu, áp dụng nhiều công nghệ mới

Doanh thu, lợi nhuận, nộp ngân sách Nhà nước có mức tăng trưởng cao;

vốn chủ sở hữu tăng mạnh, được bảo

toàn và phát triển, hệ số nợ trong mức an toàn và được kiểm soát Đến nay vốn điều lệ của Tập đoàn đạt 177 nghìn tỷ đồng; vốn chủ sở hữu tăng

301 nghìn tỷ đồng; tổng tài sản gần

700 nghìn tỷ đồng, gấp 4 lần so với vốn điều lệ; tỷ lệ nợ vay/vốn chủ sở hữu là 0,64 đảm bảo hiệu quả, an toàn và phát triển Bên cạnh đó, Tập đoàn tái cấu trúc các đơn vị theo lĩnh vực sản xuất - kinh doanh song song với việc hình thành/chuyển đổi một

số đơn vị thành tổng công ty hoạt động theo mô hình công ty mẹ - công ty con, để phát huy cao nhất tiềm năng về lao động, cơ sở vật chất

kỹ thuật trong Ngành và trong nước, tập trung nguồn lực và phát huy thế mạnh của Ngành Dầu khí Việt Nam, đảm bảo lĩnh vực kinh doanh chính, tăng khả năng cạnh tranh

Công ty mẹ - Tập đoàn Dầu khí Việt Nam từng bước phát huy vai trò

là đầu tàu định hướng, mở đường,

hỗ trợ, giám sát các công ty con hoạt động hiệu quả hơn và là trung tâm kết nối, mở rộng phát triển chuỗi giá trị sản phẩm dầu khí theo chiến lược

Thủ tướng Chính phủ Nguyễn Tấn Dũng thăm Nhà máy Đạm Cà Mau Ảnh: Nhật Bắc

chung Tuy nhiên, kết quả sản xuất,

kinh doanh ở một số đơn vị thuộc

Tập đoàn chưa tương xứng với đầu

tư và tiềm năng, hiệu quả hoạt động

chưa cao, năng suất lao động còn

thấp, sức cạnh tranh chưa đáp ứng

yêu cầu thị trường và hội nhập kinh

tế quốc tế

Phải khẳng định rằng, tái cơ cấu

gắn với đổi mới mô hình tăng trưởng

là một nhiệm vụ lớn và phức tạp, cần

được triển khai thực hiện đồng bộ

và thường xuyên Quan điểm xuyên

suốt của Petrovietnam đã được thể

hiện bằng những kế hoạch cụ thể

nhằm tập trung nguồn lực phát triển

lĩnh vực kinh doanh cốt lõi, kiên

quyết sắp xếp lại các doanh nghiệp

hoạt động không hiệu quả, làm ăn

thua lỗ, nguy cơ tiềm ẩn rủi ro, lãng

phí nguồn lực ; thoái vốn có lộ trình,

có chỉ đạo và có trách nhiệm hỗ trợ

đến cùng

PV: Thực hiện Nghị quyết Trung

ương 3 (Khóa XI) và chỉ đạo của Thủ

tướng Chính phủ, Tập đoàn Dầu khí

Việt Nam đã tập trung xây dựng, hoàn

thiện Đề án tái cơ cấu giai đoạn 2012

- 2015 và được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt ngày 5/1/2013 Vậy Tập đoàn đã xác định những nhiệm vụ trọng tâm gì để triển khai Đề án này, thưa Chủ tịch HĐTV?

TSKH Phùng Đình Thực: Căn cứ

Đề án tái cơ cấu đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt ngày 5/1/2013, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam sẽ rà soát, xây dựng Chiến lược phát triển giai đoạn 2012 - 2020, định hướng đến năm 2030; triển khai thực hiện kế hoạch sản xuất, kinh doanh và đầu

tư phát triển 5 năm giai đoạn 2011

- 2015; đồng thời, xây dựng phương

án tổ chức lại sản xuất, kinh doanh phù hợp với Đề án tái cơ cấu đã được phê duyệt…

Dự kiến trong Quý I/2013, Tập đoàn sẽ hoàn thành phê duyệt phương án tái cơ cấu của các đơn

vị thành viên và tổ chức triển khai thực hiện, đặc biệt là việc xây dựng

kế hoạch, lộ trình, giải pháp cụ thể

để thực hiện công tác thoái vốn trình các cơ quan có thẩm quyền phê duyệt theo đúng quy định hiện hành Đồng thời, kiểm tra, giám sát

quá trình triển khai thực hiện tái cơ cấu của các đơn vị thành viên; kiện toàn, sắp xếp lại cơ cấu tổ chức, bộ máy quản lý điều hành đáp ứng được các yêu cầu nhiệm vụ trong tình hình mới

Triển khai Đề án tái cơ cấu sẽ ảnh hưởng trực tiếp đến việc thực hiện kế hoạch sản xuất kinh doanh, trước mắt là giai đoạn 2011 - 2015 Tuy nhiên, với sự nỗ lực và quyết tâm đổi mới, Tập đoàn phấn đấu đạt tốc độ tăng trưởng bình quân

từ 15 - 20%/năm, tỷ suất lợi nhuận/vốn điều lệ hơn 20%/năm, gia tăng trữ lượng dầu khí đạt từ 35 - 45 triệu tấn/năm, tổng sản lượng khai thác dầu khí đạt 142 triệu tấn, sản xuất

108 tỷ kWh điện, 8 triệu tấn phân bón, 1 triệu tấn nhiên liệu sinh học Doanh thu dịch vụ dầu khí trong tỷ trọng sản phẩm dầu khí chiếm hơn 30%, năng suất lao động trung bình đạt 13,5 tỷ đồng/người/năm

PV: Tái cơ cấu gắn với đổi mới mô

hình tăng trưởng là một nhiệm vụ lớn, khó khăn và phức tạp, cần có thời gian

và phải được triển khai thực hiện đồng

bộ Theo Chủ tịch HĐTV, để đạt được mục tiêu trên, Tập đoàn sẽ phải triển khai những giải pháp gì?

TSKH Phùng Đình Thực: Thứ

nhất, về các vấn đề vĩ mô, Tập đoàn

đề nghị Chính phủ sớm hoàn thiện các văn bản pháp lý về tổ chức và hoạt động của tập đoàn kinh tế, trước mắt sửa đổi Điều lệ tổ chức

và hoạt động, ban hành Quy chế tài chính phù hợp với Tập đoàn; đề nghị Chính phủ ban hành Quy chế công

bố thông tin áp dụng đối với các tập đoàn, tổng công ty Nhà nước, từ đó đẩy mạnh việc công khai minh bạch trong hoạt động của các doanh nghiệp, niêm yết cổ phiếu của các đơn vị trên các sàn giao dịch chứng khoán khi có đủ điều kiện

Khối thượng tầng giàn khai thác Sư Tử Trắng được hạ thủy thành công 5/2012 Ảnh: PTSC

Thứ hai, về tài chính và đầu tư,

Tập đoàn sẽ không cho phép doanh

nghiệp thành viên tiếp tục đầu

tư góp vốn, thành lập mới doanh

nghiệp trong lĩnh vực không thuộc

lĩnh vực sản xuất kinh doanh chính

Xây dựng lộ trình, giải pháp cụ thể

đến năm 2015 thoái vốn khỏi lĩnh

vực không thuộc lĩnh vực sản xuất

kinh doanh chính Đặc biệt, xây

dựng cơ chế thu hút mạnh hơn với

các nhà đầu tư, song song thực hiện

thoái vốn bằng tất cả các phương

thức cho các nhà đầu tư có nhu cầu,

kể cả việc bán trực tiếp trên sàn giao

dịch chứng khoán Mạnh dạn xử lý

các đơn vị làm ăn thua lỗ, mục đích

kinh doanh không phù hợp dưới các

hình thức: bán, khoán, cho thuê, sáp

nhập, giải thể phù hợp với các quy

định của pháp luật

Thứ ba, để nâng cao năng lực

và hiệu quả quản trị doanh nghiệp,

Petrovietnam nghiên cứu vận

dụng các quy tắc, thông lệ quản trị

tiên tiến trên thế giới vào quản trị

các doanh nghiệp Nhà nước Xây

dựng quy chế, tiêu chí lựa chọn, bổ

nhiệm người đại diện/người đứng

đầu phù hợp và thay thế ngay nếu

không phù hợp, không hoàn thành

nhiệm vụ Hằng năm, Tập đoàn thực

hiện đánh giá nghiêm túc hiệu quả

quản lý của người đại diện Rà soát

thường xuyên các định mức kinh tế

kỹ thuật phù hợp để cắt giảm chi

phí Điều chỉnh lại mô hình chiến

lược phát triển của các đơn vị phù

hợp với điều kiện của đơn vị mình

và chiến lược của Tập đoàn, cơ cấu lại sản phẩm, thị trường, đầu tư, vốn cho phù hợp từng đơn vị

Thứ tư, tiếp tục đổi mới, tăng

cường công tác quản lý giám sát, Tập đoàn hoàn thiện cơ chế phân cấp thực hiện quyền, nghĩa vụ, trách nhiệm của chủ sở hữu tại Hội đồng thành viên và người đại diện

Ban hành Quy chế giám sát cụ thể cho từng vấn đề trong kinh doanh

Tăng cường hoạt động thanh tra, kiểm tra, kiểm toán và minh bạch, công khai thông tin hoạt động của doanh nghiệp Kiện toàn công tác xây dựng, phát huy vai trò giám sát của tổ chức Đảng và tổ chức đoàn thể trong doanh nghiệp

PV: Vậy bức tranh của Ngành Dầu

khí Việt Nam sau quá trình tái cơ cấu tới đây sẽ như thế nào, thưa Chủ tịch?

TSKH Phùng Đình Thực: Tập

đoàn sẽ tập trung mọi nguồn lực phát triển 5 lĩnh vực kinh doanh gồm: tìm kiếm, thăm dò, khai thác dầu khí; lọc hóa dầu; công nghiệp khí; công nghiệp điện và dịch vụ kỹ thuật dầu khí chất lượng cao, trong

đó tìm kiếm, thăm dò, khai thác dầu khí là lĩnh vực kinh doanh chính Mục tiêu mà chúng ta hướng đến là xây dựng, phát triển Tập đoàn Dầu khí Việt Nam thành tập đoàn kinh tế mạnh, năng động, có năng lực cạnh tranh ở trong nước và quốc tế, đạt hiệu quả cao trong sản xuất kinh

doanh và đầu tư phát triển bằng việc

sử dụng tối ưu mọi nguồn lực sẵn có; phát triển nhanh và đồng bộ từ tìm kiếm, thăm dò, khai thác dầu khí đến chế biến dầu khí, sản xuất phân bón, điện, dịch vụ dầu khí chất lượng cao Phát triển bền vững đi đôi với bảo vệ môi trường sinh thái, góp phần bảo

vệ chủ quyền Quốc gia trên biển và bảo đảm an ninh năng lượng; chủ động hội nhập kinh tế quốc tế, mở rộng hoạt động ra nước ngoài.Công ty mẹ - Tập đoàn Dầu khí Việt Nam tập trung nguồn lực trực tiếp hoạt động trong lĩnh vực kinh doanh chính, nâng cao sức mạnh, tầm vóc để đảm nhận được vai trò định hướng, mở đường, tạo môi trường,

hỗ trợ, giám sát các đơn vị thành viên trong Tập đoàn Doanh nghiệp cấp

II (các tổng công ty) phải đảm nhận một phần hoặc toàn bộ hoạt động sản xuất kinh doanh thuộc một trong

5 lĩnh vực kinh doanh chính của Tập đoàn Các công ty con (doanh nghiệp cấp III) chuyên môn hóa vào từng lĩnh vực sản xuất kinh doanh phù hợp với chuỗi liên kết, ngành, nghề kinh doanh của Công ty mẹ (hạn chế các công ty con cùng lĩnh vực) Không tổ chức doanh nghiệp cấp III theo hình thức công ty mẹ - công ty con Có lộ trình để đến năm 2015, chỉ có Công ty

mẹ - Tập đoàn Dầu khí Việt Nam - mới

có công ty liên kết (đúng với bản chất của công ty liên kết là liên kết bằng thương hiệu, thị trường) Các tổng công ty không có công ty liên kết

mà chỉ có các khoản đầu tư tài chính

linh hoạt để tối đa hóa lợi nhuận với

một tỷ lệ cho phép tối thiểu và cơ chế

kiểm soát chặt chẽ

Bên cạnh hoàn thiện cơ chế

quản lý và tái cơ cấu tổ chức đối với

các doanh nghiệp cấp II, cấp III, Tập

đoàn tập trung tái cấu trúc quản trị

doanh nghiệp Petrovietnam sẽ tiếp

tục quản trị theo tiêu chuẩn quốc

tế và điều quan trọng nhất đó là

hướng tới sự minh bạch, công khai

hoạt động sản xuất kinh doanh,

tổng nguồn vốn, tổng doanh thu,

lợi nhuận, báo cáo kiểm toán hàng

TSKH Phùng Đình Thực: Hiện

Tập đoàn đang nắm giữ 100% vốn điều lệ tại Tổng công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí (PVEP), 51% tại Liên doanh Việt - Nga (Vietsovpetro), 49% tại Rusvietpetro, 49% tại Gaspromviet… Với tiềm lực này, Tập đoàn tiếp tục triển khai mạnh

mẽ hoạt động tìm kiếm, thăm dò, khai thác dầu khí trên toàn thềm lục địa Việt Nam (bao gồ m cả khu vực nước sâu, xa bờ, đối tượng mới,

Ông Igor Ivanovich Sechin - Chủ tịch Công ty Dầu khí Quốc gia Nga Rosneft và TSKH Phùng

Đình Thực - Chủ tịch HĐTV Tập đoàn Dầu khí Việt Nam tại cuộc hội kiến Ảnh: CTV

phi truyền thống) thông qua thu hút đầu tư nước ngoài, chủ động

tự đầu tư dẫn dắt Đồng thời, tiếp tục đẩy mạnh đầu tư thăm dò khai thác dầu khí ở nước ngoài, kết hợp gia tăng tìm kiếm thăm dò và mua

mỏ dầu khí

Giai đoạn 2011 - 2020, Tập đoàn phấn đấu gia tăng trữ lượng cả trong và ngoài nước đạt 35 - 45 triệ u

tấ n dầu quy đổi/năm Khai thác dầu khí đến năm 2015 đạt 31 triệ u tấ n dầu quy đổi/năm; đến năm 2020 đạt

40 triệ u tấ n quy dầu/năm

Trước mục tiêu lớn này, Tập đoàn đang phải đối diện với không

ít thách thức: công tác tìm kiếm, thăm dò, khai thác dầu khí đòi hỏi nguồn vốn đầu tư lớn và cạnh tranh phức tạp, một số dự án đang gặp khó khăn đòi hỏi phải có giải pháp tháo gỡ trong năm 2013 Tuy nhiên, tập thể những người lao động Dầu khí Việt Nam Anh hùng sẽ đoàn kết, chung sức chung lòng thực hiện kế hoạch năm 2013 với “Quyết tâm cao, giải pháp hay, hành động đúng, về đích trước” để tiếp tục vượt qua mọi khó khăn, thách thức hoàn thành xuất sắc các mục tiêu chiến lược đặt

ra, tiếp tục có những bước phát triển vững chắc

PV: Xin trân trọng cảm ơn Chủ tịch

HĐTV!

Việt Hà (thực hiện)

Lần đầu tiên cán mốc doanh thu

773,7 nghìn tỷ đồng

Ngay từ đầu năm 2012, Tập đoàn

Dầu khí Việt Nam đã ban hành và tổ

chức triển khai Chương trình hành

động thực hiện Nghị quyết số 01/

NQ-CP (ngày 3/1/2012) của Chính

phủ về những giải pháp chủ yếu chỉ

đạo điều hành thực hiện kế hoạch

phát triển kinh tế - xã hội và dự toán

ngân sách Nhà nước năm 2012 Trên

cơ sở này, Tập đoàn đã chỉ đạo các

đơn vị thực hiện các biện pháp quyết

liệt triển khai kế hoạch 2012, đảm

bảo sản xuất, tiến độ đầu tư các dự

án và sẵn sàng cung ứng kịp thời các

sản phẩm chủ yếu của Tập đoàn cho

thị trường khi cần thiết

Theo TS Đỗ Văn Hậu - Tổng giám

đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam,

Petrovietnam đã cơ bản hoàn thành

vượt mức các chỉ tiêu kế hoạch năm

2012 Nhiều chỉ tiêu về sản lượng

sản xuất đều “về đích trước” kế

hoạch đề ra, duy nhất có 1 chỉ tiêu không hoàn thành kế hoạch là sản xuất xăng dầu đạt 93% kế hoạch năm Tổng doanh thu toàn Tập đoàn lần đầu tiên đạt 773,7 nghìn tỷ đồng, bằng 117,2% kế hoạch năm, tăng 14,6% so với năm 2011 Đặc biệt trong điều kiện năm 2012 thu nộp ngân sách Nhà nước gặp nhiều khó khăn, Tập đoàn đã nộp ngân sách Nhà nước vượt 52,26 nghìn tỷ đồng

so với kế hoạch Công tác thu hút đầu tư nước ngoài vào tìm kiếm, thăm dò dầu khí được triển khai tích cực, sản lượng khai thác dầu từ nước ngoài của Tập đoàn đạt 1,1 triệu tấn,

uy tín và thương hiệu của Tập đoàn tiếp tục được khẳng định cả trong

và ngoài nước Việc triển khai các

dự án của Tập đoàn gắn với công tác đảm bảo an ninh năng lượng,

an ninh lương thực và bảo vệ chủ quyền Quốc gia trên biển được triển khai tích cực theo Chiến lược đề ra

Công tác tìm kiếm, thăm dò dầu khí được triển khai tích cực ở trong

và ngoài nước; tiến độ thực hiện các dự án được đảm bảo theo đúng Chương trình công tác và ngân sách đã được phê duyệt Thu nổ 11.218km2 địa chấn 3D và 13.044km địa chấn 2D; triển khai khoan 27 giếng thăm dò - thẩm lượng và 42 giếng khoan khai thác Tập đoàn hoàn thành kế hoạch gia tăng trữ lượng dầu khí trước 3 tháng, đạt hơn

48 triệu tấn dầu khí quy đổi, vượt 37,1% so với năm 2011 Tập đoàn có

2 phát hiện dầu khí mới (Kình Ngư Trắng và Thỏ Trắng), đưa 7 mỏ/công trình mới vào khai thác Sản lượng khai thác đạt 26,09 triệu tấn dầu quy đổi (trong đó có 16,74 triệu tấn dầu

và 9,36 tỷ m3 khí), tăng 9,1% so với năm 2011

Về vận chuyển, chế biến và kinh doanh khí, trong năm 2012, Tập đoàn

đã cung cấp 9,17 tỷ m3 khí khô; 60,4

Ngày 19/1/2013, phát biểu chỉ

đạo tại Hội nghị tổng kết công tác

năm 2012 và triển khai kế hoạch

năm 2013 của Tập đoàn Dầu khí

Quốc gia Việt Nam, Phó Thủ tướng

Chính phủ Hoàng Trung Hải nhấn

mạnh, Ngành Dầu khí Việt Nam

cần xây dựng chiến lược phát triển

lâu dài, đẩy mạnh triển khai các

dự án dầu khí lớn, tập trung tái

cơ cấu, nâng cao hiệu quả quản

trị doanh nghiệp, nâng cao năng

suất lao động… giữ vững vị trí

ngành công nghiệp mũi nhọn của

đất nước

DẦU KHÍ GIỮ VỮNG VỊ TRÍ

LÀ NGÀNH CÔNG NGHIỆP MŨI NHỌN CỦA ĐẤT NƯỚC

Phó Thủ tướng Chính phủ Hoàng Trung Hải trao Cờ thi đua của Chính phủ cho Tập đoàn Dầu khí Việt Nam Ảnh: Như Trang

nghìn tấn condensate và 266,7 nghìn

tấn LPG cho các hộ tiêu thụ trong

nước Đồng thời, Tập đoàn đã sản

xuất và cung cấp cho lưới điện Quốc

gia 15,27 tỷ kWh (tăng 13,4% so với

năm 2011); sản xuất 1.426 nghìn tấn

đạm (tăng 77,8% so với năm 2011)

và 5,529 triệu tấn xăng dầu các loại

Đặc biệt, cùng với việc Nhà máy Đạm

Phú Mỹ vận hành tối ưu công suất,

Tập đoàn đã có sản phẩm đầu tiên

từ Nhà máy Đạm Cà Mau vào ngày

29/1/2012 và sản phẩm thương mại

từ ngày 24/4/2012 Sản phẩm đạm

hạt đục của Nhà máy Đạm Cà Mau

có uy tín và lượng tiêu thụ tốt, đã

góp phần cung ứng thêm một lượng

đạm lớn cho tiêu dùng trong nước,

từ đó giảm chi phí nhập khẩu đạm

từ nước ngoài

Công tác đầu tư phát triển, tiến

độ thực hiện các dự án trọng điểm

Nhà nước về dầu khí và các dự án

trọng điểm của Tập đoàn trong

năm 2012 đã được kiểm soát chặt

chẽ Theo đó, Tập đoàn đã đình

hoãn, giãn tiến độ 24 dự án đầu tư

với tổng giá trị trên 11,17 nghìn tỷ

đồng Giá trị thực hiện đầu tư năm

2012 đạt 91 nghìn tỷ đồng, giá trị

giải ngân các dự án đầu tư đạt

89,8 nghìn tỷ đồng Công tác thực

hành tiết kiệm, chống lãng phí đã

giúp tiết giảm 5.104 tỷ đồng, bằng

137,4% so với kế hoạch Tập đoàn

cam kết (3.715 tỷ đồng)

Phấn đấu khai thác 25,2 triệu tấn

quy dầu trong năm 2013

Theo kế hoạch năm 2013,

Petrovietnam phấn đấu hoàn thành

và hoàn thành vượt mức các chỉ

tiêu: gia tăng trữ lượng 35 - 40 triệu

tấn dầu quy đổi (ở trong nước 26

- 30 triệu tấn, ở nước ngoài 9 - 10

triệu tấn), khai thác 25,2 triệu tấn

dầu quy đổi (trong đó 16 triệu tấn

dầu thô và 9,2 tỷ m3 khí), sản xuất

và cung cấp cho lưới điện Quốc gia 13,85 tỷ kWh điện, sản xuất 1,52 triệu tấn đạm và 5,67 triệu tấn xăng dầu các loại Tập đoàn đặt mục tiêu đạt doanh thu 646,5 nghìn tỷ đồng, nộp ngân sách Nhà nước 148,5 nghìn tỷ đồng

Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam cho rằng, thách thức lớn của Petrovietnam là hàng loạt các

dự án lớn, có mức đầu tư cao đang ở trong giai đoạn triển khai nên sức ép

về thu xếp vốn rất lớn; điều kiện triển khai các dự án dầu khí (nhất là tại các vùng nước sâu, xa bờ, ở nước ngoài) ngày càng khó khăn, sản lượng khai thác dầu tại các mỏ lớn trong nước sụt giảm mạnh…

Trước tình hình đó, Tập đoàn tập trung kiểm soát chặt chẽ tiến độ các dự án tìm kiếm thăm dò, phát triển mỏ và khai thác; đảm bảo hoàn thành gia tăng trữ lượng và sản lượng khai thác dầu khí năm 2013 theo kế hoạch đề ra Theo kế hoạch, Tập đoàn sẽ tiến hành khoan 28 giếng khoan thăm dò - thẩm lượng,

56 giếng phát triển; đẩy mạnh thăm

dò mới ở bể Cửu Long, Nam Côn Sơn, Sông Hồng, Phú Khánh nhằm gia tăng trữ lượng và thẩm lượng các mỏ để sớm đưa các mỏ vào phát triển, khai thác

Đồng thời, thực hiện và chỉ đạo các đơn vị khẩn trương triển khai Đề

án tái cơ cấu giai đoạn 2012 - 2015 theo chỉ đạo của Thủ tướng Chính

Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam thăm Nhà máy Đạm Cà Mau Ảnh: PVCFC Kết quả thực hiện các chỉ tiêu sản xuất chủ yếu trong năm 2012 và kế hoạch năm 2013

của Petrovietnam

phủ; kiểm tra, giám sát chặt chẽ vận

hành an toàn hệ thống vận chuyển

khí, các công trình/nhà máy; phối

hợp với Tập đoàn Điện lực Việt Nam

(EVN) để vận hành, huy động tối ưu

công suất các nhà máy điện với việc

vận hành các đường ống dẫn khí,

nhằm cung cấp cho lưới điện Quốc

gia sản lượng điện tối ưu nhất Tiếp

tục rà soát nâng cao hiệu quả đầu

tư các dự án, tập trung phát triển

thị trường tiêu thụ 3 sản phẩm mới

(xăng E5, đạm urea hạt đục, xơ sợi

Polyester)…

Tái cơ cấu, đổi mới doanh nghiệp là

nhiệm vụ trọng tâm

Phát biểu chỉ đạo tại Hội nghị,

Phó Thủ tướng Hoàng Trung Hải đánh

giá, trong những thành tựu vượt khó

khăn của đất nước năm 2012 có vai

trò quan trọng của Ngành Dầu khí

Việt Nam Những chỉ tiêu cơ bản của

Ngành đều đạt và vượt kế hoạch, đặc

biệt là mục tiêu gia tăng trữ lượng,

sản lượng khai thác dầu khí…

Về phương hướng nhiệm vụ

2013, Phó Thủ tướng Chính phủ

Hoàng Trung Hải nhất trí cao với các

nhiệm vụ và giải pháp cụ thể mà Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đã đề ra, đồng thời đề nghị Tập đoàn phải nỗ lực hết sức để triển khai bằng được các giải pháp này

Theo Phó Thủ tướng, Việt Nam

sẽ là Quốc gia thiếu năng lượng và phải nhập khẩu năng lượng vào năm 2020 Vì vậy, công tác chuẩn

bị để đáp ứng nhu cầu năng lượng tăng nhanh của đất nước là vấn đề quan trọng quyết định sự phát triển kinh tế - xã hội cũng như năng lực cạnh tranh của Việt Nam Năm 2012, Petrovietnam đạt chỉ tiêu gia tăng trữ lượng 48 triệu tấn quy dầu, trong

đó có 13 triệu tấn ở nước ngoài; đưa

3 mỏ mới ở nước ngoài vào khai thác với sản lượng 1,1 triệu tấn dầu

Đây là “con đường” phải đi nhằm đảm bảo an ninh năng lượng cho đất nước Bên cạnh đó, dù vốn đầu

tư cho các dự án lọc hóa dầu là rất lớn và lợi nhuận biên thấp, chúng ta vẫn phải tiếp tục phát triển năng lực trong nước vì tương lai lâu dài của đất nước

Trong những thập kỷ tới, an ninh năng lượng là một trong 4 vấn đề

ngành tham gia đảm bảo an ninh năng lượng Vì vậy, Tập đoàn cần rà soát, xây dựng chiến lược phát triển Ngành Dầu khí Việt Nam với tầm nhìn dài hơi hơn trên cơ sở đánh giá các yếu tố tác động dài hạn của biến đổi khí hậu đến Ngành để điều chỉnh quy hoạch, kế hoạch dài hạn Phó Thủ tướng Hoàng Trung Hải yêu cầu Petrovietnam trong quá trình tái cơ cấu doanh nghiệp cần nâng cao hiệu quả quản trị doanh nghiệp để giám sát, đánh giá rủi ro cũng như nâng cao năng suất lao động Trên cơ sở đó, Tập đoàn cần chủ động tìm ra mô hình tối ưu để phát huy được năng lực của từng đơn vị, cá nhân bởi Dầu khí là ngành

kỹ thuật yêu cầu chất xám cao Ngoài ra, Tập đoàn cần chỉ đạo sát sao để đảm bảo an toàn và kỷ luật lao động, kỷ luật về tiến độ, chất lượng Phó Thủ tướng nhấn mạnh:

“Tái cơ cấu và đổi mới doanh nghiệp

là nhiệm vụ trọng tâm, có tính quyết định đối với bài toán phát triển doanh nghiệp trong bối cảnh sắp tới Ngành công nghệ cao phải phát huy vai trò con người, hàm lượng chất xám và công tác quản lý, quản trị hiện đại”

Bước sang năm 2013 cũng như những năm tiếp theo, trong điều kiện nền kinh tế còn nhiều thách thức, công tác tìm kiếm, thăm dò, khai thác dầu khí ngày càng khó khăn, Phó Thủ tướng Chính phủ nhấn mạnh Ngành Dầu khí Việt Nam cần quán triệt nhiệm vụ bao trùm là lấy tái cơ cấu, nâng cao hiệu lực quản lý, quản trị doanh nghiệp, phát triển nguồn nhân lực làm động lực tăng trưởng, giữ vững vị trí là ngành công nghiệp mũi nhọn của đất nước

Phó Thủ tướng Chính phủ Hoàng Trung Hải và Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam

TS Đỗ Văn Hậu thăm giàn khoan tại mỏ Junin 2 - Venezuela Ảnh: PVN

Ngọc Linh

Petrovietnam thi đua

TS Đỗ Văn Hậu - Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam

Tại Hội nghị tổng kết công tác năm 2012 và triển khai kế hoạch năm 2013, TS Đỗ Văn Hậu - Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam phát động phong trào thi đua năm 2013 Lãnh đạo Tập đoàn kêu gọi toàn thể cán bộ, công nhân viên và người lao động phát huy truyền thống Anh hùng của những người đi tìm lửa, thi đua lao động sáng tạo, vượt qua khó khăn thách thức

để hoàn thành và hoàn thành vượt mức các chỉ tiêu kế hoạch năm 2013, phấn đấu giữ vững vị trí tiên phong của Ngành trong quá trình công nghiệp hóa, hiện đại hóa đất nước, xây dựng Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam thành hình mẫu doanh nghiệp Nhà nước tốt nhất, xứng đáng với niềm tin, kỳ vọng của Đảng, Nhà nước, Chính phủ và nhân dân.

Tập trung tối đa nguồn lực thi đua hoàn thành và

hoàn thành vượt mức các chỉ tiêu kế hoạch sản xuất năm

2013, phấn đấu về đích sớm trước 1 tháng;

Kiểm soát chặt chẽ tiến độ, chất lượng, chi phí và an

toàn cho tất cả các dự án, đặc biệt là đối với các dự án

đang gặp khó khăn, để giải quyết kịp thời, tháo gỡ khó

khăn vướng mắc, thúc đẩy hoàn thành các dự án đảm bảo

an toàn, chất lượng và hiệu quả;

Triển khai tích cực và đồng bộ các công việc liên quan

đến Đề án tái cơ cấu đã được Thủ tướng Chính phủ phê

duyệt;

Tiếp tục đẩy mạnh các hoạt động tìm kiếm, thăm

dò dầu khí ở cả trong và ngoài nước, đặc biệt tiến hành

mạnh mẽ các hoạt động dầu khí ở các vùng nước sâu,

xa bờ trong vùng đặc quyền kinh tế của Việt Nam, tham

gia đấu tranh khẳng định chủ quyền, biên giới Quốc gia

trên biển;

Vận hành an toàn và hiệu quả các nhà máy, các công

trình dầu khí trên bờ và ngoài biển;

Quán triệt tinh thần “Người Việt Nam dùng hàng Việt Nam”, ưu tiên sử dụng dịch vụ trong Ngành, các đơn vị cần chủ động phối hợp với nhau để khai thác tối đa tiềm năng

và lợi thế của nhau Phương châm là sản phẩm nào trong nước có thì không sử dụng của nước ngoài, việc gì trong nước làm được thì không đưa ra nước ngoài;

Thi đua lao động sáng tạo, hợp lý hóa sản xuất, thực hành tiết kiệm, chống lãng phí, chống tham nhũng Năm 2013, Tập đoàn phấn đấu tiết kiệm 2.290 tỷ đồng;Tiếp tục thực hiện học tập và làm theo tấm gương đạo đức Hồ Chí Minh; xây dựng các tổ chức Đảng, các tổ chức chính trị - xã hội vững mạnh toàn diện, tổ chức thực hiện nghiêm túc, đầy đủ, hiệu quả Nghị quyết Trung ương

4 (Khóa XI) “Một số vấn đề cấp bách về xây dựng Đảng hiện nay”;

Tập trung chỉ đạo và tổ chức thực hiện các giải pháp

để hỗ trợ các đơn vị khó khăn trong sản xuất kinh doanh

và đầu tư nhằm ổn định và tránh được rủi ro có thể xảy

ra, tiếp tục chăm lo, cải thiện đời sống vật chất, tinh thần, điều kiện làm việc và thu nhập của người lao động

Chủ tịch nước Trương Tấn Sang trao tặng Giải thưởng Hồ Chí Minh về

khoa học và công nghệ năm 2010 cho TSKH Phùng Đình Thực - đại diện

nhóm tác giả Cụm công trình “Tìm kiếm, phát hiện và khai thác có hiệu

quả các thân dầu trong đá móng granitoit trước Đệ tam bể Cửu Long,

thềm lục địa Việt Nam” Ảnh: CTV

có cụm công trình “Tìm kiếm, phát hiện và khai thác có hiệu quả các thân dầu trong đá móng granitoit trước Đệ tam bể Cửu Long, thềm lục địa Việt Nam” Đây là công trình nghiên cứu đồ sộ, sáng tạo khoa học và công nghệ với nhiều bằng phát minh, bằng sáng chế của đội ngũ cán bộ khoa học Ngành Dầu khí Việt Nam sáng tạo ra trong hơn 24 năm, đã làm thay đổi quan điểm tìm kiếm thăm dò dầu khí truyền thống, hình thành quan điểm tìm kiếm thăm dò dầu khí mới TSKH Phùng Đình Thực - Chủ tịch HĐTV Tập đoàn Dầu khí Việt Nam cho biết, cụm công trình này đã “đóng góp rất lớn cho kinh tế đất nước với hơn 80% dầu khai thác Việt Nam từ tầng đá móng, đóng góp quan trọng cả về lý thuyết và thực tiễn cho khoa học và công nghệ dầu khí của Việt Nam và khoa học dầu khí thế giới”.

2 ĐẠT KỶ LỤC VỀ DOANH THU VỚI 773,7 NGHÌN TỶ ĐỒNG

Vượt qua khó khăn trong năm 2012, Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam đã “về đích trước” chỉ tiêu doanh thu trước 1 tháng, nộp ngân sách Nhà nước hoàn thành

kế hoạch cả năm trước 2 tháng và có mức tăng trưởng cao hơn so với năm 2011 Kết thúc năm 2012, tổng doanh thu của toàn Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam đạt 773,7 nghìn tỷ đồng, bằng 117,2% kế hoạch năm, tăng 14,6% so với năm 2011; nộp ngân sách Nhà nước đạt 187 nghìn tỷ đồng, bằng 138,8% kế hoạch năm, tăng 15,8%

so với năm 2011 (vượt mức 52,26 nghìn tỷ đồng (2,49 tỷ USD) so với kế hoạch năm); tổng lợi nhuận trước thuế đạt 113,2 nghìn tỷ đồng, bằng 119,4% kế hoạch năm, tăng 12,5% so với năm 2011 Có được kết quả trên là do Tập đoàn thực hiện hoàn thành vượt mức các chỉ tiêu sản lượng sản xuất và tăng trưởng cao so với năm 2011; giá dầu thô trung bình năm 2012 cao hơn so với năm 2011 là 1,7% (117,6USD thùng/115,6 USD/thùng) và doanh thu

từ hoạt động của các đơn vị dịch vụ dầu khí tăng 13% so với năm 2011

3 ĐƯA 7 MỎ/CÔNG TRÌNH DẦU KHÍ MỚI

VÀO KHAI THÁC

Trong năm 2012, công tác thăm dò, khai thác

dầu khí - lĩnh vực “xương sống” của Ngành Dầu

khí Việt Nam được triển khai tích cực cả ở trong và

ngoài nước Tập đoàn đã từng bước làm chủ công

tác điều hành khai thác, xây dựng, phát triển mỏ;

tiến độ thực hiện các dự án được đảm bảo theo

đúng Chương trình công tác và ngân sách đã được

phê duyệt và thu được nhiều kết quả quan trọng

Tập đoàn đã ký 5 hợp đồng dầu khí mới (ở trong

nước 4 hợp đồng và ở nước ngoài 1 hợp đồng) và

2 thỏa thuận nghiên cứu chung ở Uzbekistan và

Kazakhstan; có 2 phát hiện dầu khí mới (tại cấu tạo

Kình Ngư Trắng, Thỏ Trắng) Tổng số có 7 mỏ/công

trình đã được đưa vào khai thác trong năm 2012,

trong đó có 4 mỏ ở trong nước: Sư Tử Trắng (ngày

16/9), H4 - Tê Giác Trắng (ngày 6/7); Gấu Trắng

(ngày 25/8), Lan Đỏ (ngày 7/10); 3 mỏ ở nước ngoài:

Tây Khosedaiu - Liên bang Nga (ngày 29/7), Junin

2 - Venezuela (ngày 27/9), Nagumanov - Liên bang

Nga (ngày 22/11).

4 GHI DẤU KHAI THÁC TẤN DẦU THÔ THỨ

290 TRIỆU, KHAI THÁC M 3 KHÍ THỨ 80 TỶ

Năm 2012 là năm ghi dấu mốc quan trọng

trong quá trình xây dựng và phát triển của Ngành

Dầu khí Việt Nam, đặc biệt là các lĩnh vực sản xuất

kinh doanh chính như: khai thác tấn dầu thô thứ

290 triệu vào ngày 31/5/2012, khai thác m 3 khí thứ

80 tỷ vào ngày 15/10/2012, sản xuất kWh điện thứ

50 tỷ vào ngày 14/10/2012 Tính riêng năm 2012,

tổng sản lượng khai thác của Tập đoàn đạt 26,09

triệu tấn dầu quy đổi (bằng 105,2% kế hoạch năm,

tăng 8,7% so với năm 2011), trong đó sản lượng

khai thác dầu thô đạt 16,74 triệu tấn (bằng 105,9%

kế hoạch năm, tăng 9,1% so với năm 2011); sản

lượng khai thác khí đạt 9,36 tỷ m 3 (bằng 103,9% kế

hoạch năm, tăng 7,5% so với năm 2011) Đồng thời,

Tập đoàn sản xuất và cung cấp cho lưới điện Quốc

gia đạt 15,27 tỷ kWh bằng 110,2% kế hoạch năm,

tăng 13,4% so với năm 2011

Giàn đầu giếng H4 mỏ Tê Giác Trắng (TGT-WHP-H4) Ảnh: CTV

Nhà máy xử lý khí Dinh Cố Ảnh: Lại Hiền

5 NĂM ĐẦU TIÊN KHAI THÁC TRÊN 1 TRIỆU TẤN DẦU Ở NƯỚC NGOÀI

Bên cạnh việc đẩy mạnh công tác thăm dò khai thác dầu khí trong nước, Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam đã mở rộng đầu

tư, phát triển lĩnh vực cốt lõi ở nước ngoài Hiện công tác này được triển khai tích cực, đặc biệt Petrovietnam đã xác định địa bàn đầu

tư chiến lược tại các khu vực có tiềm năng dầu khí cao, tập trung vào các dự án trọng điểm, sớm đưa các mỏ đã phát hiện vào phát triển khai thác Năm 2012 là năm đầu tiên sản lượng khai thác dầu tại nước ngoài của Petrovietnam đạt trên 1 triệu tấn (1,11 triệu tấn) Điều này đã khẳng định bước đi đúng đắn, hiệu quả của Petrovietnam trong đẩy mạnh công tác thăm dò khai thác dầu khí

ở nước ngoài.

6 ĐƯA VÀO VẬN HÀNH THƯƠNG MẠI NHÀ MÁY ĐẠM

CÀ MAU

Sáng ngày 30/1/2012, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, Ban Quản

lý dự án Khí Điện Đạm Cà Mau đã công bố sản phẩm thương mại đầu tiên mang thương hiệu “Đạm Cà Mau” sau hơn 42 tháng thi công triển khai dự án Dự án đã chính thức được đưa vào vận hành thương mại ngày 24/4/2012, với chi phí đầu tư thấp hơn 200 triệu USD so với tổng mức đầu tư được duyệt, đáp ứng 70% nhu cầu phân đạm trong nước Năm 2012, sản lượng sản xuất của Nhà máy đạt 481.000 tấn, sản lượng tiêu thụ đạt 444.000 tấn vượt 10% so với kế hoạch năm - một con số rất đáng tự hào cho một Nhà máy mới đi vào hoạt động Với việc hoàn chỉnh mắt xích cuối cùng, Cụm Khí Điện Đạm Cà Mau (được khánh thành ngày 26/10/2012) mỗi năm

sẽ cung cấp trên 2 tỷ m 3 khí, trên 8 tỷ kWh điện, 800.000 tấn urê chất lượng cao góp phần đảm bảo an ninh lương thực, thúc đẩy phát triển nông nghiệp ở Đồng bằng sông Cửu Long

7 CHẾ TẠO, XÂY LẮP VÀ VẬN HÀNH THÀNH CÔNG GIÀN KHOAN TAM ĐẢO 03

Ngày 30/3/2012, tại Tp Vũng Tàu, giàn khoan tự nâng 90m

nước - Tam Đảo 03 đã được Công ty CP Chế tạo Giàn khoan Dầu khí (PV Shipyard) bàn giao cho Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro” sau

24 tháng nỗ lực thi công, vượt 2 tháng so với kế hoạch cam kết Với

sự kiện này, Việt Nam đã trở thành một trong số rất ít các nước trên thế giới có thể chế tạo được giàn khoan tự nâng đạt tiêu chuẩn quốc

tế Đây là công trình cơ khí trọng điểm Quốc gia, có khối lượng chế tạo cơ khí chính xác lớn, đòi hỏi trình độ kỹ thuật và công nghệ cao với khối lượng thi công khoảng 9.685 tấn kết cấu, 950 tấn đường ống công nghệ, 1.748 tấn thiết bị Giàn có trọng lượng gần 12.000 tấn với chiều cao chân giàn là 145m, có thể hoạt động ở các khu vực nước sâu đến 90m cùng hệ thống khoan có thể khoan sâu đến 6.100m PV Shipyard sẽ tiếp tục đóng mới giàn khoan tự nâng thứ

2 cho Vietsovpetro với khả năng hoạt động ở các khu vực nước sâu đến 130m.

Nhà máy Đạm Cà Mau Ảnh: Thái Sơn

Với già n khoan tự nâng 90m nướ c Tam Đảo 03 - Việ t Nam trở

thành một trong số ít nước trên thế giới chế tạo được giàn

khoan tự nâng đạt tiêu chuẩn quốc tế Ảnh: CTV

5

6

7

Chủ tịch HĐTV Tập đoàn Dầu khí Việt Nam và Phó Chủ tịch

Gazprom thực hiện nghi thức khởi động đưa giếng khoan số

3 của mỏ khí Nagumanov vào hoạt động Ảnh: PVN

8 XÂY DỰNG VÀ LẮP ĐẶT HỆ THỐNG GIÀN KHAI THÁC KHÍ

KHU VỰC MỎ HẢI THẠCH - MỘC TINH

Ngày 27/6/2012, tại Tp Vũng Tàu, Tổng công ty CP Dịch vụ Kỹ thuật

Dầu khí Việt Nam (PTSC) đã hạ thủy, vận chuyển và lắp đặt chân đế giàn

Công nghệ Trung tâm Hải Thạch thuộc Dự án Biển Đông 1 của chủ đầu

tư Công ty Điều hành Dầu khí Biển Đông Biển Đông 1 là dự án có quy mô

lớn, yêu cầu kỹ thuật cao, thi công đóng mới giàn khoan dầu khí lớn nhất

tại Việt Nam từ trước đến nay với tổng trọng lượng chế tạo và lắp đặt trên

60.000 tấn Dự án Biển Đông 1 gồm: 2 giàn đầu giếng (Hải Thạch 1 và

Mộc Tinh 1), 1 khối thượng tầng giàn xử lý trung tâm (PQP-HT), 1 chân đế

giàn xử lý trung tâm, khu nhà ở và cầu dẫn tại mỏ Hải Thạch và mỏ Mộc

Tinh cùng với 70km đường ống và 21km cáp ngầm Ngày 9/9/2012, khối

thượng tầng giàn xử lý trung tâm nặng hơn 12.500 tấn đã được hạ thủy

thành công Công trình được lắp đặt và hoạt động tại vùng mỏ có độ

sâu 133m trong điều kiện địa chất phức tạp với nhiệt độ và áp suất cao.

9 VIỆN DẦU KHÍ VIỆT NAM ĐÓN NHẬN DANH HIỆU ANH HÙNG

LAO ĐỘNG

Ngày 27/8/2012, Viện Dầu khí Việt Nam đã đón nhận Danh hiệu Anh

hùng Lao động do Đảng, Nhà nước phong tặng do “đã có thành tích đặc

biệt xuất sắc trong lao động, sáng tạo từ năm 2001 đến năm 2011, góp

phần vào sự nghiệp xây dựng CNXH và bảo vệ Tổ quốc” Theo Phó Chủ

tịch nước Nguyễn Thị Doan, với vai trò là bộ não tham mưu, là cơ quan

nghiên cứu đầu ngành, là cơ quan tư vấn khoa học - công nghệ trình

độ cao, Viện Dầu khí Việt Nam đã cung cấp dịch vụ khoa học công nghệ

có chất lượng, hiệu quả cho toàn bộ chuỗi giá trị của Ngành Dầu khí

Việt Nam Trong gần 35 năm qua, các kết quả nghiên cứu khoa học, điều

tra cơ bản của Viện Dầu khí Việt Nam đã phục vụ hiệu quả công tác tìm

kiếm, thăm dò, khai thác dầu khí và lọc hóa dầu, được các cơ quan quản

lý Nhà nước sử dụng làm luận cứ khoa học, định hướng phát triển, hoạch

định chính sách, chiến lược phát triển Ngành Dầu khí Việt Nam và các

ngành công nghiệp liên quan

10 PV DRILLING TRỞ THÀNH NHÀ THẦU KHOAN DẦU KHÍ

TỐT NHẤT KHU VỰC CHÂU Á 2012

Tổng công ty CP Khoan và Dịch vụ Khoan Dầu khí (PV Drilling) đã

được Tạp chí World Finance trao tặng giải thưởng “Nhà thầu khoan dầu

khí tốt nhất khu vực châu Á năm 2012” (Best drilling contractor, Asia)

Đây là giải thưởng tầm cỡ quốc tế trong lĩnh vực dầu khí do một Tạp

chí uy tín thế giới trao tặng, ghi nhận nỗ lực của PV Drilling trong việc

nâng cao năng lực hoạt động, chất lượng dịch vụ và đưa thương hiệu

của mình vượt ra ngoài lãnh thổ Việt Nam Ngày 5/12/2012, Bộ Khoa

học và Công nghệ đã trao Giấy chứng nhận hoạt động ứng dụng công

nghệ cao cho “Dự án ứng dụng công nghệ giàn khoan tiếp trợ nửa nổi

nửa chìm (TAD) phục vụ công tác tìm kiếm, thăm dò, khai thác dầu khí

tại vùng biển nước sâu Việt Nam” Giàn khoan PV Drilling V là giàn khoan

TAD thứ 9 trên thế giới, thuộc thế hệ hiện đại nhất hiện nay, được thiết

kế để có thể khoan sâu đến 9.100m trong điều kiện thời tiết khắc nghiệt.

Khối thượng tầng giàn xử lý trung tâm PQP-HT được hạ thủy thành công Ảnh: PTSC

Lãnh đạo PV Drilling nhận giải thưởng “Nhà thầu khoan dầu khí tốt nhất khu vực châu Á năm 2012” Ảnh: PVD

Phó Chủ tịch nước Nguyễn Thị Doan gắn Huy hiệu Anh hùng Lao động lên lá cờ truyền thống của Viện Dầu khí Việt Nam Ảnh: Mạnh Thắng

8

9

10

Giải pháp về con người đóng vai trò then chốt Trong Chiến lược tăng tốc phát triển,

Tập đoàn Dầu khí Việt Nam khẳng định quan điểm chiến lược là xây dựng Petrovietnam thành tập đoàn kinh tế năng động, có năng lực cạnh tranh ở trong nước và quốc tế, đạt hiệu quả kinh doanh cao bằng cách tối ưu hóa mọi nguồn lực sẵn có, đẩy mạnh hoạt động

và tập trung đầu tư vào các lĩnh vực kinh doanh cốt lõi… Để đạt được mục tiêu này, Petrovietnam phải có nguồn nhân lực chuyên nghiệp, đồng bộ, có trình độ chuyên môn kỹ thuật cao ngang tầm khu vực và thế giới, đủ năng lực điều hành hiệu quả các hoạt động sản xuất kinh doanh trong và ngoài nước; xây dựng hệ thống quản trị nhân sự chuẩn mực quốc tế, xây dựng chiến lược và quy hoạch phát triển nhân lực theo từng ngành nghề, đào tạo chuyên gia thuộc các lĩnh vực mũi

nhọn Nguồn nhân lực cũng chính là yếu tố then chốt đảm bảo cho sự phát triển bền vững của ngành Dầu khí, mà nói như Chủ tịch HĐTV Tập đoàn Dầu khí Việt Nam “Đà o tạ o

để đá p ứ ng ba mụ c tiêu: Hướ ng tớ i hiệ n đạ i, chuyên nghiệ p; Hướ ng ra thế giớ i; Hướ ng tớ i tương lai”

Hiện tỷ lệ lao động quản lý chiếm 8,16%, lao động chuyên môn kỹ thuật nghiệp vụ chiếm 41,99%, lao động trực tiếp sản xuất kinh doanh chiếm 49,85% Tỷ lệ lao động được đào tạo chiếm hơn 90%, tỷ lệ lao động

có trình độ cao đẳng, đại học và sau đại học chiếm trên 50%, chứng tỏ Ngành Dầu khí Việt Nam là ngành công nghiệp có hàm lượng chất xám cao, chất lượng nguồn nhân lực vượt trội

so với mặt bằng lao động của các ngành công nghiệp khác trong nước Trong thời gian gần đây, tiền lương và thu nhập bình quân của các

ĐƯA PETROVIETNAM PHÁT TRIỂN BỀN VỮNG

Nhân lực chất lượng cao

Tỷ lệ lao động được đào tạo trong Ngành Dầu khí chiếm hơn 90% Ảnh: CTV

đơn vị trong Tập đoàn có tốc độ tăng

cao, cải thiện đời sống và tạo động

lực trong lao động sản xuất Khâu

phân phối tiền lương được cải thiện

đáng kể, nhiều đơn vị xây dựng và

áp dụng tiêu chuẩn chức danh, đánh

giá công việc và tiến hành trả lương

theo chức danh công việc của người

lao động

Công tác đào tạo của Tập đoàn

vừa đáp ứng nhu cầ u cán bộ cho giai

đoạ n trước mắ t, đồ ng thời chuẩ n bị

xây dự ng lự c lượ ng lâu dài; đào tạ o

cơ bản, đào tạ o chuyên sâu, chuyên

gia và tiế n sỹ; đào tạ o cả trong nước

và nước ngoài; đào tạ o thông qua

trường lớp, kế t hợ p đào tạ o tạ i chỗ

Năm 2012, Tập đoàn đã cải tiến nội

dung và cách thức tổ chức các khóa

học, tổ chức khóa đầu tiên cho đối

tượng là cán bộ cấp quản lý cấp trung của Tập đoàn; nghiên cứu xây dựng các chương trình đào tạo chuyên sâu, tập trung vào 5 lĩnh vực kinh doanh chính Xuất phát từ yêu cầu thực tế của hoạt động sản xuất kinh doanh, Tập đoàn đã tổ chức chương trình đào tạo chuyên sâu, đào tạo về quản lý, đào tạo sau đại học… cho 3.435 lượt người trong năm 2013 Trong đó, hệ thống các cơ sở đào tạo của Tập đoàn (Viện Dầu khí Việt Nam, Đại học Dầu khí, Cao đẳng nghề Dầu khí) cũng

đã đáp ứng được một phần nhân lực chất lượng cao cho Ngành Dầu khí

Công tác đào tạo nhân lực cho các dự án trọng điểm được Petrovietnam triển khai quyết liệt, chủ động trong công tác chuẩn

bị nguồn nhân lực phục vụ các dự

án trong Chiến lược phát triển của Ngành Trong giai đoạn 1998 - 2012, Tập đoàn đã chỉ đạo triển khai tổ chức tuyển dụng và đào tạo (trình

độ ngoại ngữ, chuyên môn sâu, đào tạo kèm cặp và đào tạo tại công trường) đội ngũ nhân lực vận hành, bảo dưỡng, sửa chữa cho 15 dự

án, công trình trọng điểm của Nhà nước, của Tập đoàn và một số đơn

vị thành viên Tổng số nhân lực đã tuyển dụng để phục vụ cho các dự

án là 3.795 người; trong đó có 1.408

kỹ sư và 2.387 công nhân chuyên ngành kỹ thuật Thực tế cho thấy, đội ngũ nhân lực vận hành và bảo dưỡng ngày càng trưởng thành, đã dần thay thế, tiến tới thay thế hoàn toàn chuyên gia nước ngoài Một

số công trình, đơn vị mà người Việt Nam đang thay thế dần chuyên gia nước ngoài như: Nhà máy Lọc dầu Dung Quất, Liên doanh Việt - Nga

cá n bộ giỏi thông qua thự c tiễ n cơ

sở Nhiều năm qua, thực hiện chủ trương chuẩn bị nguồn nhân lực lâu dài cho Ngành Dầu khí Việt Nam, Petrovietnam đã triển khai thực hiện chương trình cấp học bổng Dầu khí cho các sinh viên giỏi, sinh viên nghèo vượt khó ở các trường đại học trong cả nước Từ năm 2009 - 2011, Tập đoàn đã chọn và trao 781 suất học bổng Dầu khí cho sinh viên với trị giá 4,045 tỷ đồng Bên cạnh đó, Petrovietnam tổ chức thực hiện tốt các nội dung trong chương trình hợp tác với Bộ Giáo dục và Đào tạo, các trường Đại học trong nước, tài trợ cho các hoạt động giáo dục đào tạo của nhiều Bộ, Ngành, địa phương…

Để thực hiện thành công Chiến lược tăng tốc phát triển đến năm 2015

và định hướng đến năm 2025, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (Petrovietnam)

đã và đang tập trung thực hiện ba giải pháp đột phá, trong đó giải pháp

con người có ý nghĩa then chốt Theo Chủ tịch HĐTV Tập đoàn Dầu khí Việt

Nam TSKH Phùng Đình Thực, “Tập đoàn phát triển mạnh, bền vững nhờ

yếu tố quyết định là công tác cán bộ Chăm lo đến con người, chính là chăm

lo đến yếu tố quan trọng nhất của công nghiệp hóa, hiện đại hóa Nền

công nghiệp hiện đại đang đòi hỏi những con người, lực lượng phù hợp”.

Tàu thăm dò địa chấn Bình Minh 02 Ảnh: CTV

vinh ngườ i tà i Mức thu nhập bình

quân của cán bộ công nhân viên

Ngành Dầu khí Việt Nam tuy đã ở

mức cao trong số các tập đoàn, tổng

công ty Nhà nước nhưng con số này

vẫn thấp hơn nhiều so với mức lương

ở các công ty dầu khí quốc tế Bên

cạnh đó, sự hụt hẫng giữa các thế

hệ cán bộ kỹ thuật cao trong các lĩnh

vực cốt lõi, nhất là tìm kiếm, thăm

dò, khai thác dầu khí cũng là những

thách thức đối với Petrovietnam

Nhiều cán bộ trẻ, có trình độ cao rời

bỏ đơn vị đi làm cho các nhà thầu

dầu khí ở Việt Nam cũng như ở nước

ngoài… Do đó, Petrovietnam kiên

trì xây dựng các chính sách đồng bộ nhằm thu hút lao động có trình độ cao, đãi ngộ khuyến khích cán bộ giỏi cống hiến toàn tâm toàn ý cho công việc, trung thành với lợi ích của Tập đoàn và đơn vị “Vớ i chí nh sá ch

tố t chú ng ta sẽ thu hú t đượ c nhân

lự c trì nh độ cao kể cả chuyên gia đang là m việ c ở nướ c ngoà i Ngườ i

tà i phả i đượ c phá t hiệ n, ươm trồ ng,

bồ i dưỡ ng, trọ ng dụ ng vì sự phá t triể n bề n vữ ng củ a Tậ p đoà n Dầ u khí Quố c gia Việ t Nam” - TSKH Phùng Đình Thực khẳng định

Trên cơ sở Chiến lược phát triển Ngành, định hướng tái cấu trúc doanh nghiệp, từ nay đến năm

2015, Petrovietnam tiếp tục rà soát, điều chỉnh và bổ sung Chiến lược

kế hoạch đào tạo và phát triển nhân lực, đảm bảo gắn liền với thực tế sản xuất kinh doanh, có trọng tâm và có tính khả thi cao; xây dựng bản mô tả công việc trên cơ sở yêu cầu năng lực thực hiện, dần hoàn thiện hệ thống tiêu chuẩn cho các chức danh công tác và bản đồ năng lực Bên cạnh

đó, xây dựng kế hoạch đào tạo, xây dựng và phát triển hệ thống đào tạo nội bộ, đào tạo kèm cặp của đơn vị;

xây dựng và triển khai các chương trình đào tạo chuyên sâu, phát triển chuyên gia trong các lĩnh vực sản xuất kinh doanh chính; từng bước xây dựng hệ thống chuyên gia nội

bộ tại đơn vị…

Trước mắt, Petrovietnam tiếp tục tái cơ cấu lực lượng lao động trên cơ

sở tiếp tục rà soát, bố trí và sử dụng hợp lý, có hiệu quả nguồn nhân lực hiện có; điều chỉnh giảm lao động trung gian, lao động không có đóng góp nhiều vào hiệu quả sản xuất kinh doanh Thay đổi cơ bản cơ chế/chính sách tuyển dụng, sử dụng và quản lý lao động: phù hợp với lĩnh vực cốt lõi của đơn vị, khuyến khích và tôn vinh lao động có trình độ cao, sử dụng lao động linh hoạt Tiết giảm chi phí lương, nâng cao hiệu quả sản xuất kinh doanh thông qua việc thực hiện khẩn trương, triệt để và thực chất việc trả lương theo chức danh công việc, trả lương khuyến khích đối với lao động có trình độ cao Hoàn thiện

cơ chế quản lý tiền lương, thưởng đối với viên chức quản lý đảm bảo sự thống nhất trong toàn Tập đoàn, tạo

sự linh hoạt, chủ động cho đơn vị

Hà Phương

Tập đoàn nghiên cứu xây dựng các chương trình đào tạo chuyên sâu Ảnh: CTV

Hiệu suất sử dụng của giàn khoan PV Drilling I luôn ở mức cao trên 98%, 5 năm hoạt động liên tục, an toàn và hiệu quả Ảnh: PVD

Công tác thăm dò, khai thác dầu khí trong nước

Kết quả đạt được trong giai đoạn 2006 - 2012 đã

khẳng định hướng đi đúng đắn của Petrovietnam trong

công tác tìm kiếm, thăm dò và thẩm lượng dầu khí ở cả

trong và ngoài nước Bên cạnh việc duy trì sản lượng khai

thác dầu thô, công tác nghiên cứu trong lĩnh vực thăm dò

và thẩm lượng là vô cùng quan trọng để có thể đưa những

cấu tạo tiềm năng vào khoan, thẩm định những phát hiện

mới để đưa vào giai đoạn phát triển khai thác, đảm bảo

mức độ ổn định và gia tăng trữ lượng hàng năm

Từ khi Petrovietnam chủ động được công tác thu nổ

địa chấn, tính đến hết năm 2012 khoảng 50.000km2 địa

chấn 3D và hơn 160.000km tuyến địa chấn 2D đã được thu

nổ, góp phần bao phủ gần như toàn bộ các bể trầm tích

trên toàn thềm lục địa Việt Nam, đặc biệt tại các khu vực

có hợp đồng dầu khí Trong giai đoạn này, Petrovietnam

đã ký thêm được nhiều hợp đồng dầu khí mới, nâng tổng

số hợp đồng đến thời điểm hiện tại là 62 hợp đồng đang còn hiệu lực Với mức độ ổn định ký từ 3 - 5 hợp đồng mới/năm, từ các lô mới, các diện tích hoàn trả… là thành công rất lớn của Petrovietnam và cơ quan quản lý Nhà nước về dầu khí trong lĩnh vực kêu gọi đầu tư đối với nước ngoài cũng như tự đầu tư đối với những hợp đồng dầu khí mà Petrovietnam/PVEP là nhà điều hành

Hoạt động khoan được triển khai một cách tích cực Giai đoạn 2006 - 2012, có 179 giếng khoan thăm dò và thẩm lượng (Bảng 1), trong đó tập trung ở bể Cửu Long (102 giếng), tiếp đến là bể Nam Côn Sơn (35 giếng), Sông Hồng (31 giếng) (Hình 2) nâng tổng số giếng đến hết năm 2012 là hơn 550 giếng cùng với 840 giếng khai thác

đã được thi công

Bài viết giới thiệu bức tranh tổng quan về hoạt động tìm kiếm, thăm dò và thẩm lượng dầu khí của Việt Nam ở trong và ngoài nước giai đoạn 2006 - 2012 với những thay đổi đáng kể, đặc biệt trong bối cảnh khủng hoảng kinh tế toàn cầu: Một loạt những hợp đồng dầu khí đã được ký kết; hàng chục nghìn km tuyến địa chấn 2D, hàng nghìn km 2 địa chấn 3D đã được khảo sát; gần 180 giếng khoan thăm dò và thẩm lượng đã được triển khai trong giai đoạn này với một số phát hiện dầu khí mới Gia tăng trữ lượng tiếp tục được duy trì ổn định là minh chứng cho hướng đi đúng đắn của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (Petrovietnam) trong lĩnh vực tìm kiếm và thăm dò dầu khí.

Bài viết cũng đề cập đến kế hoạch tìm kiếm, thăm dò và thẩm lượng dầu khí của Tập đoàn đến năm 2015 và định hướng trong tương lai, nhấn mạnh tầm quan trọng trong việc mở rộng hợp tác, chia sẻ kinh nghiệm đồng thời quảng

bá năng lực của Petrovietnam khi tham gia và điều hành các hợp đồng dầu khí ở nước ngoài.

Bảng 1 Số lượng giếng khoan thăm dò, thẩm lượng giai đoạn 2006 - 2012

Sản lượng khai thác dầu thô ở trong nước được duy trì ổn định ở mức 15 - 17 triệu tấn/năm Mức độ gia tăng trữ lượng từ các phát hiện mới được duy trì ở mức 35 triệu tấn dầu quy đổi trong vài năm trở lại đây (Hình 1) mặc

dù Petrovietnam vẫn đang phải đối diện với nhiều thách thức, nhất là các mỏ lớn đã đi vào thời kỳ suy giảm Bể Cửu Long đã có sẵn cơ sở hạ tầng để phát triển, hoạt động thăm dò và thẩm lượng vẫn được chú trọng nhằm đưa những phát hiện mới, những mỏ nhỏ vào phát triển Số lượng giếng khoan thăm dò/thẩm lượng ở bể Cửu Long

Hình 1 Gia tăng trữ lượng trong nước giai đoạn 2006 - 2012 (đơn

vị triệu tấn dầu quy đổi)

Hình 2 Số lượng các giếng khoan thăm dò, thẩm lượng giai đoạn

2006 - 2012

Nam Côn Sơn 58,78 13%

Mã Lai - Thổ Chu, 31,07 7%

Sông Hồng 0,654 0%

Cửu Long 375,13 80%

Hình 3 Tổng sản lượng khai thác quy đổi cộng dồn theo các bể

10 giếng (6%)

Tư Chính - Vũng Mây:

1 giếng

Phú Khánh:

4 giếng (2%)

Sông Hồng:

28 giếng (16%)

móng carbonate chôn vùi

được phát hiện ở bể Sông

Hồng (mỏ Hàm Rồng), phát

hiện dầu khí trong các bẫy địa

tầng tuổi Miocen (phát hiện

Cát Bà), phát hiện khí chứa

CO2 hàm lượng không cao ở

đối tượng ám tiêu carbonate

(Cá Voi Xanh) phía Nam

bể Sông Hồng… Ở bể Phú

Khánh, các giếng khoan Cá

Mập Trắng, Tuy Hòa đã chứng

minh hệ thống dầu khí ở đây

tồn tại, các biểu hiện dầu khí

đã được phát hiện trong đối

tượng ám tiêu carbonate tuổi

Miocen Đối với bể Nam Côn

Sơn, việc phát hiện ra dầu trong đá móng phong hóa nứt

nẻ tuổi trước Đệ tam tại khu vực Gấu Chúa - Gấu Ngựa -

Cá Chó cho thấy đây cũng là một đối tượng mới với tiềm

năng còn chưa được khẳng định do đặc thù của bể là

nước sâu, xa bờ, dị thường áp suất cao, hệ thống dầu khí

không mang tính chất khu vực

Ở bể Cửu Long, trong giai đoạn 2006 - 2012 cũng

có những quan điểm mới (Bảng 2), dầu khí không chỉ có

mặt ở trầm tích tuổi Miocen sớm mà còn được tàng trữ ở

những đất đá clastic có tuổi Miocen giữa, nằm trên tầng

chắn Rotalia khu vực và những đối tượng chứa dầu khí

trong Oligocen (trước đây được xem như đá chứa chặt sít,

triển vọng thấp)… Với trình độ khoa học công nghệ hiện

nay, những phát hiện trên hoàn toàn có thể đưa vào phát

triển khai thác bằng những công nghệ mới

Hoạt động thăm dò khai thác dầu khí ở nước ngoài

Với chủ trương đẩy mạnh hoạt động tìm kiếm, thăm

dò và khai thác dầu khí ra nước ngoài, trong giai đoạn

2006 - 2012, Petrovietnam đã thu được những thành tựu

đáng kể Tính đến nay, 24 hợp đồng dầu khí ở nước ngoài do

Petrovietnam/PVEP đầu tư, trong đó có 18 dự án đang hoạt động: các mỏ đang khai thác là Cendor (PM-304), D30 (SK-305) (Malaysia); Bắc Khosedaiu, Visovoi (Liên bang Nga); các

mỏ đang trong giai đoạn phát triển là 433a & 416b (Algeria), Junin-2 (Venezuela), 67 (Peru), Tây Khosedaiu (Liên bang Nga), Nagumanov (Liên bang Nga) 11 dự án trong giai đoạn thăm dò đang được triển khai là: Lô Champasak & Saravan, Savanakhet (Lào); Lô XV (Campuchia); Lô Randugunting (Indonesia); Lô M2 (Myanmar); Lô Danan (Iran); Lô N31, N32, N42, N43 (ngoài khơi Cuba); Lô 162 - Ucayali basin (Peru);

Lô Marine XI (Congo); Lô Majunga (Madagascar); Lô Kossor (Uzerbekistan)

Tính đến thời điểm hết tháng 12/2012, Petrovietnam

đã thu nổ hơn 18.500km tuyến địa chấn 2D và khoảng 7.500km2 địa chấn 3D ở nước ngoài, khoan 58 giếng thăm

dò và thẩm lượng Trữ lượng gia tăng (tính theo tỷ lệ phần trăm tham gia hợp đồng của Petrovietnam/PVEP) vào khoảng 175 triệu tấn quy dầu (khoảng 1,3 tỷ thùng quy dầu), trung bình đạt 24 triệu tấn quy dầu/năm, với xác suất thành công khoảng 36%, cao hơn kế hoạch 5 năm (2006 - 2010) đề ra (25%)

Nam Côn Sơn 19%

Mã Lai - Thổ Chu 11%

Sông Hồng 21%

Cửu Long

Vũng Mây 5%

Đồng bằng Sông Cửu Long 3%

Nam Côn Sơn 26%

Cửu Long 7%

Mã Lai - Thổ Chu 5%

Tư Chính - Vũng Mây 25%

Phú Khánh 8%

Vùng không triển vọng 0%

Sông Hồng 11%

Miền võng Hà Nội 3% Đồng bằng sông

Cửu Long 3%

Phú Quốc 6%

Hoàng Sa 6%

Hình 6 Tiềm năng dầu khí khoảng 1,45 - 3,4

tỷ m 3 dầu quy đổi

Hình 5 Tổng trữ lượng dầu khí thu hồi dự kiến

(được tính cho các mỏ/phát hiện) khoảng 1,4 tỷ m 3

dầu quy đổi phân bố theo các bể trầm tích

Bảng 2 Bảng tổng hợp các dạng bẫy chứa được xác minh trong giai đoạn 2006 - 2012

Định hướng công tác thăm dò, thẩm lượng đến năm 2015

Theo đánh giá của Báo cáo hiện trạng trữ lượng

và tiềm năng dầu khí (cập nhật đến 31/12/2011) của

Petrovietnam, hiện nay tiềm năng dầu khí có khả năng

thu hồi của Việt Nam dao động từ 2,85 - 4,80 tỷ m3 dầu

quy đổi, trong đó trữ lượng đã phát hiện ở những bể

đang khai thác là 1,4 tỷ m3 (Hình 5), trong đó Sông Hồng

21%, Cửu Long 49%, Nam Côn Sơn 19% và Mã Lai - Thổ

Chu 11%

Với 450 triệu m3 dầu quy đổi đã được khai thác, tiềm

năng còn lại ở những bể này vào khoảng 950 triệu m3

dầu quy đổi Tuy nhiên, như đã đề cập ở trên, con số này

không tập trung ở vài mỏ lớn mà phân bố rải rác trong các

đối tượng phát hiện nhỏ Như vậy, phần tiềm năng còn lại trên toàn thềm lục địa Việt Nam vào khoảng 1,45 - 3,40 tỷ

m3 dầu quy đổi, trong đó phân bố: Nam Côn Sơn 26%, Tư Chính - Vũng Mây 25%, Sông Hồng 11%, Phú Khánh 8%, Cửu Long 7%, Phú Quốc 6%, Hoàng Sa 6%, Mã Lai - Thổ Chu 5%, Miền võng Hà Nội 3% và Đồng bằng sông Cửu Long 3% (Hình 6)

Với chủ trương đẩy mạnh công tác tìm kiếm thăm

dò dầu khí ở những vùng nước sâu, xa bờ, kế hoạch của Petrovietnam đến 2015 và những năm tiếp theo là tiếp tục triển khai công tác thu nổ địa chấn ở các khu vực Phú Quốc, các lô xa bờ ở Đông Nam bể Nam Côn Sơn, bể Phú Khánh và khu vực nước sâu Petrovietnam chủ trương tích cực đàm phán, ký kết những hợp đồng dầu khí mới, thỏa

thuận nghiên cứu chung, hợp đồng hợp tác song phương, đa phương; hợp đồng địa chấn không độc quyền, tự đầu tư trên tinh thần hợp tác cùng phát triển với các nước trong khu vực Mục tiêu cơ bản đã được Petrovietnam

đề ra trong chiến lược phát triển công tác tìm kiếm, thăm dò và khai thác dầu khí trong nước là giữ ổn định sản lượng

30 - 35 triệu tấn dầu quy đổi/năm.Đối với công tác tìm kiếm, thăm

dò và khai thác dầu khí ở nước ngoài, Petrovietnam chủ trương tiếp tục triển khai có hiệu quả công tác thăm dò/thẩm lượng tại những lô hợp đồng dầu khí đã được ký kết, nhanh chóng thúc đẩy những dự án đã có phát hiện

đi vào giai đoạn phát triển khai thác Gia tăng trữ lượng dự kiến đạt 50 - 75 triệu tấn dầu quy đổi đến năm 2015 Petrovietnam phấn đấu sản lượng khai thác ở nước ngoài đạt 10 triệu tấn dầu quy đổi đến năm 2015, trung bình đạt 3,3 triệu tấn/năm Đồng thời, Petrovietnam chủ trương đẩy mạnh chính sách ngoại giao dầu khí để có thể mua thêm một số mỏ đang trong giai đoạn phát triển khai thác, bổ sung cho nguồn năng lượng trong nước, mở rộng hoạt động tìm kiếm thăm dò và khai thác dầu khí tại các khu vực triển vọng trên toàn thế giới

Các cán bộ, kỹ sư vui mừng đón dòng dầu khí thương mại đầu tiên được khai thác từ giàn

đầu giếng H4 mỏ Tê Giác Trắng Ảnh: CTV

1 Mở đầu

Dầu, condensate, khí luôn là đối tượng nghiên cứu

trực tiếp và chính xác về nguồn gốc, môi trường tích lũy

vật liệu hữu cơ và quá trình chuyển hóa của chúng Ngày

nay, công cụ nghiên cứu hydrocarbon được cải tiến nhiều,

có thể cho phép xác định vấn đề trên thông qua các dấu

tích sinh vật tồn tại trong dầu, condensate Các dấu tích

được xác định bằng sắc ký chất lỏng (GC), gắn với khối

phổ (MS) để gọi ra các cấu tử có hàm lượng nhỏ nhưng lại

có giá trị thông tin cao

Nguyên lý của chúng là một số cấu tử trong sinh

vật tồn tại lâu trong môi trường địa chất, dầu, khí và

condensate Ví dụ [1, 2 ,3]:

- Pristane, phytane là các cấu tử có trong diệp lục tố

của thực vật và trong hemoglobile của động vật

- Khi vật liệu hữu cơ chuyển hóa sang dầu cũng

mang theo chúng vào dầu khí Một số cấu tử lại đứt vỡ

theo quy luật cho ra các cấu tử nhẹ hơn mỗi khi thay

đổi chế độ nhiệt theo xu hướng tăng lên Ví dụ: MPI-1

là methylphenantrene Index phản ánh quá trình đứt vỡ

cấu tử phenantrene cho ra các cấu tử nhỏ hơn như: 1-MP,

KS Hoàng Thị Xuân Hương

Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro”

Kết quả nghiên cứu cho thấy dầu khí, condensate ở bể Cửu Long có nguồn gốc từ rong tảo (rong xanh có ưu thế

C28) lại được tái tạo bởi vi khuẩn thuộc kerogen chủ yếu loại II, trong môi trường đầm hồ, cửa sông Còn ở bể Nam Côn Sơn dầu, condensate, khí có nguồn gốc từ thực vật và thực vật bậc cao thuộc kerogen loại III trong môi trường trên cạn (lục địa, tam giác châu trên cạn), ít được vi khuẩn tái tạo.

Ở bể Cửu Long dầu khí được sinh ra ở độ sâu nhỏ hơn, nhưng lại ở điều kiện nhiệt độ cao hơn so với dầu khí trong

bể Nam Côn Sơn Thời gian sinh dầu khí ở hai bể đều bắt đầu từ cuối Miocen sớm, nhưng sinh mạnh vào Miocen trung - muộn và Pliocen - Đệ tứ, khi chế độ nhiệt cao được thiết lập sau khi các tầng đá mẹ đã bị nhấn chìm xuống sâu

Hình 1 Sơ đồ phân bố các bể trầm tích thềm lục địa Việt Nam trong

phông kiến tạo Đông Nam Á (theo ảnh vệ tinh của CCOP năm 1982)

- Chỉ tiêu C30-homohopane Index chỉ ra nguồn vi

khuẩn hoạt động, vì hopanes được sinh ra từ màng nhầy

của vi khuẩn…

Để giải quyết vấn đề này, nhóm tác giả đã thu thập

số liệu của các cấu tử HCsat và Hcarom, trong đó đặc

biệt quan tâm đến các steranes và hopanes Số mẫu dầu,

condensate được nghiên cứu là 64 mẫu ở bể Cửu Long và

22 mẫu ở bể Nam Côn Sơn (Hình 1, 2, 3)

Các kết quả phân tích cho phép nghiên cứu nhiều

khía cạnh khác nhau, nhưng nhóm tác giả chỉ lưu ý tới các

đối tượng thường được quan tâm, đó là: môi trường tích

lũy vật liệu hữu cơ, độ trưởng thành, thời điểm và độ sâu

sinh dầu khí

2 Môi trường tích lũy và loại vật liệu hữu cơ

2.1 Các chỉ tiêu Pr/Ph - T

5 /G

Đã tiến hành xây dựng đồ thị mối quan hệ giữa chỉ

tiêu Pr/Ph đối với H11 (Tricyclic steranes/hopanes) (H11 =

T5/G) [6] Trên Hình 4 cho thấy các mẫu dầu, condensate

ở bể Cửu Long phân bố rất tập trung trong khoảng giá trị

của Pr/Ph từ 1,25 - 2,2, phổ biến là 1,8 - 2,1 phù hợp với

kerogen loại II trong môi trường đầm hồ, cửa sông Thành

phần chủ yếu là rong tảo nên giá trị tỷ số T5/G thường cao

(từ 60 - 250 đơn vị), một số mẫu còn có giá trị cao hơn và

đạt tới 400 - 850 đơn vị [5]

Đối với các mẫu dầu, condensate ở bể Nam Côn Sơn

thì tỷ số Pr/Ph thường có giá trị rất cao (từ 4,6 - 9 đơn vị) và

bị phân tán nhiều hơn Thành phần rong tảo rất ít mà chủ

yếu là trên cạn (thảm cỏ) và cây thân gỗ (thực vật bậc cao)

phù hợp với kerogen loại III

2.2 Tương quan giữa C

27 - C

28 - C 29

Hình 5 cho thấy rõ các mẫu dầu, condensate ở bể Cửu

Long phần lớn phân bố ở khu vực số 4 (môi trường đầm

hồ) tức là ưu thế của C28 có từ rong tảo Còn một số mẫu

nằm ở khu 3 (cửa sông), rất ít mẫu ở khu 2 (biển mở) [5]

Trong khi đó, các mẫu dầu, condensate ở bể Nam Côn

Sơn tập trung nhiều ở khu 5 (trên cạn), một ít mẫu ở khu

6 (thực vật bậc cao) Hai khu này phản ánh ưu thế của C

29

của rong nâu chỉ ra môi trường phát triển thực vật Chỉ có

hai mẫu nằm ở khu 2 (biển mở), một mẫu nằm ở khu 3

(cửa sông) và một mẫu nằm ở khu 4 (đầm hồ)

2.3 Các chỉ tiêu O

1 /G - B 1

Trên Hình 6, tỷ số O1/G của các mẫu dầu, condensate

ở bể Nam Côn Sơn thường có giá trị cao (từ 40 - 88 đơn vị)

phản ánh giá trị cao của cấu tử oleananes Cấu tử này rất phong phú trong thực vật (thảm cỏ và thân gỗ) Còn dầu, condensate của bể Cửu Long có tỷ số O

1/G giá trị thấp (< 23 đơn vị); chỉ có 2 mẫu condensate có giá trị cao là 46

và 77 đơn vị [5]

Ngược lại, chỉ tiêu B1 = 8β(H) drimane/C30 hopanes lại

có giá trị rất cao (từ 120 - 930 đơn vị) chứng tỏ rằng vật liệu hữu cơ ở bể Cửu Long đã được tái tạo rất nhiều bởi

vi khuẩn Trong khi đó, chỉ tiêu này ở bể Nam Côn Sơn lại

có giá trị rất thấp (phần lớn nhỏ hơn 100 đơn vị) chỉ ra rằng vật liệu hữu cơ ở bể Nam Côn Sơn ít được tái tạo lại bởi vi khuẩn

Hình 2 Sơ đồ cấu trúc bề mặt móng bể Cửu Long [5]

Hình 3 Sơ đồ cấu trúc bề mặt móng bể Nam Côn Sơn [5]

Qua đó cho thấy dầu, condensate ở hai bể trầm tích

có nguồn gốc rất khác nhau:

- Ở bể Cửu Long dầu khí được sinh ra từ vật liệu hữu

cơ rong tảo là chính, thuộc kerogen loại II, lại được tái tạo

chủ yếu bởi vi khuẩn trong môi trường đầm hồ và với một

ít từ cửa sông, vùng nước lợ, biển mở

- Còn dầu, condensate ở bể Nam Côn Sơn được sinh

ra từ nguồn thực vật là chính thuộc kerogen loại III; nhưng

bị phân tán rộng chứng tỏ đã bị phân bố lại do các hoạt

động kiến tạo diễn ra nhiều pha Các chỉ tiêu % Ro và H

6

có giá trị thấp

3 Độ trưởng thành

3.1 Phản xạ vitrinite

% Ro được tính theo MPI-1 và = 0,6(MPI-1) + 0,4 [6]

Theo Hình 7, ở cả hai bể trầm tích dầu, condensate

phần lớn được sinh ra trong điều kiện nhiệt độ trung bình

và cao (từ 0,72 - 1,2% Ro) Rất ít mẫu có giá trị vượt ra khỏi

các giá trị này [5]

+ Ở bể Cửu Long, phần lớn các mẫu dầu được sinh

ra trong điều kiện nhiệt độ cao, từ 0,78 - 1,15% Ro Chỉ có

các mẫu dầu được di cư xa mới có các giá trị % Ro thấp do

tăng các thành phần nhẹ Riêng 2 mẫu condensate mới

được sinh ra ở đới sinh condensate, lại được tích lũy ở các

bẫy gần vùng sinh condensate nên đạt giá trị % Ro rất lớn

(1,41 - 1,43% Ro) [5]

+ Ở bể Nam Côn Sơn, các mẫu dầu và dầu nhẹ chủ

yếu được sinh ra trong điều kiện nhiệt độ thấp hơn,

khoảng 0,72 - 1,05% Ro Các mẫu condensate có giá trị

thấp hơn so với dầu và chỉ đạt 0,71 - 0,98% Ro Điều đó

chứng tỏ các tích lũy này là kết quả của quá trình phân

bố lại các cấu tử hydrocarbon tức là đã được tách ra từ các

ra quá trình phân bố lại các hydrocarbon từ các vỉa dầu [5]

3.3 Nhiệt độ môi trường

Nếu dầu ở bể Cửu Long được sinh ra khi trường nhiệt đạt 0,78 - 1,2% Ro (tương đương 115- 154oC), phổ biến 0,83 - 1,15% Ro (120 - 150oC), thì condensate được sinh

ra trong điều kiện nhiệt độ cao khoảng 1,41 - 1,43% Ro (168 - 170oC) [5]

Còn ở bể Nam Côn Sơn, dầu được sinh ra ở chế độ nhiệt thấp hơn từ 0,71 - 1,05% Ro (105 - 140oC) Khi nghiên cứu trường nhiệt ở cấu tạo Thanh Long, nhóm tác giả thấy rằng nhiệt độ hiện tại rất cao từ 25 - 198oC ở độ sâu từ 0 - 4.950m, đạt 3,5oC/100m Trong khi đó mẫu kerogen trong

đá chỉ đạt ở nhiệt độ 35 - 152oC, tức là chỉ đạt gradient 2,56oC/100m thấp hơn nhiều so với hiện tại

Có lẽ sau khi ngưng nghỉ hoạt động của dị thường nhiệt và trục tách giãn đáy biển Đông từ cách đây 15,5 triệu năm, khối magma ở dưới sâu bắt đầu lạnh nguội trong giai đoạn Miocen trung - muộn, song phải đến giai đoạn Pliocen - Đệ tứ mới lạnh nguội nhanh và giải phóng nhiệt mạnh Từ đó các loại khí và hơi nước mới di cư lên

ồ ạt và sưởi ấm lớp trầm tích phía trên làm tăng nhiệt độ môi trường địa chất một cách nhanh chóng như vậy Bể Nam Côn Sơn lại ở gần đuôi Tây Nam của dị thường nhiệt nên càng thu nạp nhiều nhiệt giải phóng ra rất nhanh và mạnh mẽ Vì vậy, gradient địa nhiệt ở gần trung tâm đã đạt 3,5oC thì ở các đới nâng phải đạt tới 4,0, thậm chí tới 4,2oC/100m

Hình 4 Tương quan giữa H 11 và Pr/Ph

Hình 5 Tương quan giữa các cấu tử C 27, C 28, C 29 của steranes Hình 6 Tương quan giữa H 15 và B 1

Hình 8 cho thấy sự cách biệt nhiều giữa nhiệt độ hiện

tại với nhiệt độ cổ mà vật liệu hữu cơ đã trải qua Sự chênh

lệch ở vùng rìa và đới nâng đạt 1.500 - 2.000m, còn ở gần

trung tâm đạt 2.000 - 3.100m và ở trũng sâu nhất có thể

đạt tới 3.400m Sự chênh lệch này cũng chính là bề dày

của trầm tích Pliocen - Đệ tứ Sự sụt lún nhanh và lấp đầy

trầm tích dày, cộng với sự gia tăng nhiệt độ nhanh của

môi trường nên vật liệu hữu cơ chưa kịp cảm nhận chế độ

nhiệt mới

Chế độ nhiệt cao nêu trên tạo điều kiện chuyển hóa

vật liệu hữu cơ sang dầu, condensate từ trầm tích Eocen và

Oligocen ở bể Cửu Long, từ trầm tích Oligocen và Miocen

dưới ở bể Nam Côn Sơn chỉ diễn ra khi các trầm tích trên bị

nhấn chìm sâu bởi các trầm tích cuối Miocen sớm, Miocen

trung - muộn và Pliocen - Đệ tứ

4 Mô hình sinh dầu, condensate

Các điều kiện trên phân bố trong không gian của bể

Nam Côn Sơn và bể Cửu Long cần được làm sáng tỏ Đã

tiến hành xây dựng các mặt cắt, lập lại mặt cắt cổ kiến tạo,

xây dựng mô hình sinh dầu ở các trũng sâu, vì ở nơi đây

không có các giếng khoan, nên phải tính chỉ số thời nhiệt

(TTI) Còn ở các đới nâng đã có các giếng khoan, tức là có

mẫu lõi, mẫu vụn, mẫu sườn, nên có thể đo được giá trị phản xạ vitrinite (% Ro) phản ánh độ trưởng thành của vật liệu hữu cơ

4.1 Chế độ nhiệt

Trong một bể trầm tích, các đới nâng hay gờ nâng là các vùng nóng, vì được tích lũy nhiệt cao Nơi đây nhiệt độ thường lên cao do được các khí, hơi nước

và hydrocarbon mang nhiệt tới Còn ở các trũng sâu, bán địa hào thường là vùng lạnh, nơi sinh ra nhiệt (nhiệt từ lòng trái đất tỏa ra, từ các lò magma ở dưới sâu đưa lên, từ các phản ứng hóa học trong trầm tích, từ các phản ứng của nhiệt dịch với các khoáng vật kém bền vững, từ các phản ứng hình thành khoáng vật thứ sinh, từ các phản ứng đứt vỡ của các nguyên tố phóng xạ…) nhưng lại nhanh chóng mất nhiệt do các khí, hơi nước di cư lên trên và mang nhiệt theo vào các bẫy chứa [7]

Vì vậy, để lập được mô hình sinh dầu

ở các trũng sâu thường căn cứ vào biến thiên nhiệt độ (hay gradient nhiệt độ) từ các phần vòm ra bên sườn Trên cơ sở sự biến thiên nhiệt

độ tính gradient nhiệt độ ở chỗ sâu nhất Ví dụ: ở vòm Bắc cấu tạo Bạch Hổ có gradient là 3,6oC/100m, ra bên sườn nơi có giếng khoan 9-BH gradient chỉ còn 3,04oC/100m Trên cơ sở giảm dần như vậy thì gradient nhiệt độ chỉ còn 2,4oC/100m ở các trũng sâu (tức là cứ sâu được 40m mới tăng lên được 1oC)

Ở bể Nam Côn Sơn sử dụng chế độ nhiệt trước thời Pliocen như đã nêu ở trên, từ đó xây dựng mô hình sinh dầu ở các trũng sâu

4.2 Mô hình sinh dầu ở bể Cửu Long và Nam Côn Sơn

Ở hai bể trầm tích có các thành hệ trầm tích từ trên xuống dưới như sau: Pliocen - Đệ tứ, Miocen trên - giữa - dưới, Oligocen trên - dưới ở bể Cửu Long, Oligocen không phân chia ở bể Nam Côn Sơn Riêng trầm tích Eocen ở bể Cửu Long có gặp tại trũng Định An (giếng khoan 1-CL) thuộc Tây Nam Còn ở các trũng sâu chỉ dự đoán theo tài liệu địa chấn Ở bể Nam Côn Sơn trầm tích Eocen cũng chỉ

dự kiến theo tài liệu địa chấn ở các trũng sâu

Trên các băng địa chấn khu vực ở cả hai bể đều phát hiện các tập trầm tích phân bố lộn xộn, xiên chéo, biến tướng nhanh và thay đổi bề dầy rất nhanh Các đặc điểm

Hình 7 Tương quan giữa H 6 và % Ro

Hình 8 Giản đồ phân bố nhiệt độ (đo trực

tiếp và theo phản xạ vitrinite ở TL-1X, TL-2X)

Hình 9 Lịch sử chôn vùi trầm tích và

sinh dầu khí ở trũng sâu bể Cửu Long

Hình 10 Lịch sử chôn vùi trầm tích và sinh

dầu khí ở trũng sâu bể Nam Côn Sơn

này hoàn toàn khác với các trầm tích Oligocen ở phía

trên Trầm tích Oligocen đã được gặp ở nhiều giếng

khoan, liên hệ với tài liệu địa chấn rất tốt, hoàn toàn khác

với các thành hệ trầm tích ở phía dưới Bằng chứng rất

quan trọng là theo tài liệu của chi nhánh Sunbure (hãng

Geochem của Vương quốc Anh) thì trong mẫu dầu của

mỏ Bạch Hổ bể Cửu Long và mẫu dầu của mỏ Đại Hùng

bể Nam Côn Sơn đều có bào tử phấn hoa tuổi Eocen -

Oligocen [4] Điều đó chứng tỏ ở hai bể này vật liệu hữu

cơ trong các trầm tích hạt mịn của Eocen đã trải qua pha

chủ yếu sinh dầu, giải phóng lượng dầu nào đó (tuy ít)

vào các bẫy chứa:

- Hình 9 cho thấy ở bể Cửu Long cửa sổ sinh dầu của

tầng đá mẹ Oligocen và một phần Eocen chỉ diễn ra vào

cuối Miocen sớm, nhưng mạnh mẽ vào Miocen trung -

muộn, vào giai đoạn Pliocen - Đệ tứ chuyển vào pha chủ

yếu sinh condensate Vì vậy, một số cấu tạo ở gần các trũng

sâu đã và đang đón nhận các sản phẩm của condensate

(Hình 7) Trong giai đoạn cận đại này phần đáy của trầm

tích Oligocen trên mới nằm trong pha chủ yếu sinh dầu

Chỉ có diện tích rất nhỏ của trầm tích Eocen ở các trũng

sâu bắt đầu chuyển vào pha sinh khí khô (> 6,5 - 7km)

Nhưng trong dầu không có các sản phẩm của trầm tích

lục địa hoặc chỉ có một lượng rất nhỏ (Hình 4)

- Hình 10 cho thấy ở bể Nam Côn Sơn cửa sổ sinh dầu của các trầm tích Eocen - Oligocen diễn ra muộn hơn (đầu Miocen trung), nhưng lại kéo dài tới tận Pliocen Còn vào Pliocen - Đệ tứ trầm tích Miocen dưới mới bước vào cửa sổ sinh dầu Trầm tích Eocen - Oligocen bắt đầu vào pha chủ yếu sinh condensate từ cuối Miocen muộn tới nay

Mặc dù trầm tích Eocen - Oligocen và Miocen dưới đã

và đang nằm ở pha chủ yếu sinh dầu, nhưng do bản chất vật liệu hữu cơ là thực vật (trong sét delta, sét than và than delta) nghèo hydrogen, nên có ưu thế sinh condensate và khí khô Chính vì vậy các trầm tích nêu trên có xu thế sinh muộn và kéo dài khi chúng đạt được ngưỡng cuối của pha chủ yếu sinh dầu và đạt pha chủ yếu sinh condensate Chỉ có một phần nhỏ khối lượng trầm tích ở các trũng sâu chuyển sang pha chủ yếu sinh khí khô

4.2.1 Độ sâu và thời điểm sinh dầu khí

Đã tiến hành dựng hai mặt cắt ngang qua mỗi bể, hai mặt cắt cổ kiến tạo Sau đó sử dụng các giá trị phản xạ vitrinite ở các giếng khoan trên các đới nâng và kết quả trên các mô hình ở các trũng sâu đưa lên hai mặt cắt hiện tại và hai mặt cắt cổ kiến tạo theo thời gian Cụ thể, dầu được sinh ra trong điều kiện nhiệt độ cao ở hai bể (0,78 - 1,2% Ro tương đương nhiệt độ 115 - 154oC ở bể Cửu Long,

0,71 - 1,05% Ro tương đương nhiệt độ

105 - 142oC ở bể Nam Côn Sơn) sẽ diễn

ra như thế nào theo thời gian và trong không gian

4.2.2 Bể Cửu Long

Lập mặt cắt Tây Bắc - Đông Nam qua địa lũy Trà Tân (cấu tạo Hải Sư Đen) - Tê Giác Trắng - Bạch Hổ - trũng Đông Bạch Hổ - Sói - (địa lũy và đơn nghiêng Đông Nam) (Hình 11) qua các

Lô 15-2, 16-1, 09

Trên mặt cắt này phần lớn tập E, mái tập F và đáy tập D đã và đang nằm

ở đới sinh dầu Phần trên rất lớn của tập

D vẫn chỉ nằm ở đới trưởng thành, tức

là đang chuẩn bị sinh dầu Đáy của tập

E và phần trên của tập F đang nằm ở pha chủ yếu sinh condensate Một số cấu tạo ở gần các trũng sâu đón nhận các sản phẩm của condensate Vì vậy, các sản phẩm có mức biến chất cao (%

Ro = 1,41 - 1,43)

Hình 12 Mặt cắt địa chất qua phần Tây Bắc - Đông Nam bể Nam Côn Sơn tuyến 02 [8, 9]

Hình 11 Mặt cắt ngang bể Cửu Long qua các Lô 15-2, 16-1, 09 [8, 9]

4.2.3 Bể Nam Côn Sơn

Xây dựng tuyến 2 cũng có hướng Tây Bắc - Đông Nam

qua địa lũy Tây Bắc - trũng Mãng Cầu - đới nâng Mãng

Cầu - cấu tạo Thanh Long - phần Đông Bắc của trũng

Trung tâm - đới nâng Tư Chính (Hình 12)

Trên hình này thấy rõ vật liệu hữu cơ trong các trầm

tích Miocen dưới phần lớn đang nằm trong pha chủ yếu

sinh dầu Vật liệu hữu cơ trong các trầm tích Oligocen

đang nằm ở pha chủ yếu sinh condensate Còn phần lớn

trầm tích Eocen đang nằm ở pha chủ yếu sinh khí khô

5 Lập lại lịch sử sinh dầu ở hai bể trầm tích

Căn cứ vào chế độ nhiệt mà dầu, condensate được

sinh ra (Hình 7) và mô hình sinh dầu khí, condensate ở các

trũng sâu (Hình 9 và 10), các giá trị trường nhiệt ở hai mặt

cắt hiện tại (Hình 11 và 12), đã tiến hành phục hồi lịch sử

sinh dầu, condensate ở hai mặt cắt ngang, đồng thời cũng

phản ánh tình hình chung của hai bể trầm tích trên hai

mặt cắt cổ kiến tạo (Hình 13 và 14) [8]

5.1 Bể Cửu Long

Hình 13 cho thấy vật liệu hữu cơ trong trầm tích

Eocen - Oligocen dưới vào thời gian Miocen sớm bắt đầu

trưởng thành, phần đáy của chúng chuyển vào pha chủ

yếu sinh dầu Chỉ vào cuối Miocen trung - muộn vật liệu

hữu cơ của các tập này mới sinh ra dầu mạnh mẽ và trên

diện rộng Vào giai đoạn Pliocen - Đệ tứ phần đáy của các

trầm tích Eocen - Oligocen dưới mới chuyển vào pha chủ yếu sinh condensate Phần đáy của Oligocen trên mới chuyển vào pha chủ yếu sinh dầu Tại các trũng sâu trên diện tích hạn chế vật liệu hữu cơ của tập trầm tích F mới bước vào pha sinh khí khô

5.2 Bể Nam Côn Sơn

Trên Hình 14 - mặt cắt

cổ kiến tạo qua bể Nam Côn Sơn cũng cho hình ảnh gần tương tự Vì sau khi bóc bỏ lớp trầm tích Pliocen - Đệ

tứ ở hai bể: Nam Côn Sơn (500 - 3.400m) và Cửu Long (300 - 750m) thì thấy độ sâu chôn vùi của các tập trầm tích gần như nhau Ở bể Cửu Long còn 4 - 7km, còn ở bể Nam Côn Sơn chỉ còn 4 - 8km.Vào cuối Miocen sớm vật liệu hữu cơ của trầm tích Eocen - Oligocen mới bắt đầu trưởng thành Chỉ vào giai đoạn Miocen trung - muộn chúng mới bước vào pha chủ yếu sinh dầu và phần đáy mới bước vào pha sinh condensate Vào giai đoạn Pliocen - Đệ tứ chúng mới thực

sự bước vào pha sinh condensate Có lẽ do loại vật liệu hữu cơ mà trong giai đoạn này mới sinh ra ồ ạt các sản phẩm hydrocarbon

Có thể đây cũng là lý do vì sao dầu, condensate ở bể Nam Côn Sơn được sinh ra trong thời gian dài hơn và muộn hơn Vì vậy, dầu, condensate ở bể Nam Côn Sơn có độ biến chất thấp hơn so với dầu, condensate ở bể Cửu Long

cơ thực vật và thực vật bậc cao trong môi trường delta trên cạn (vùng tranh chấp nước ngọt và trên cạn) thuộc kerogen loại III từ sét lục địa, sét than và than delta

- Dầu, khí ở bể Cửu Long được sinh ra ở chế độ nhiệt cao (0,78 - 1,2% Ro) tương đương với nhiệt độ 115 - 154oC (phổ biến 120 - 150oC); còn condensate bể Cửu Long được

Hình 13 Mặt cắt cổ kiến tạo ngang qua bể

Cửu Long (NW-SE ) [8, 9]

Hình 14 Mặt cắt cổ kiến tạo tuyến 02 bể

Nam Côn Sơn [8, 9]

sinh ra ở chế độ cao hơn (1,41 - 1,43% Ro) tương đương

nhiệt độ 168 - 170oC Dầu, condensate ở bể Nam Côn Sơn

được sinh ra ở chế độ nhiệt thấp hơn và muộn hơn (0,71 -

1,05% Ro) tương đương nhiệt độ 105 - 142oC

- Ở cả hai bể trầm tích, dầu, condensate, khí được

sinh ra từ cuối Miocen sớm, nhưng mạnh mẽ nhất vào

Miocen trung - muộn, tiếp tục vào Pliocen - Đệ tứ Do chế

độ nhiệt cao nêu trên được tạo lập sau khi các tầng đá mẹ

(Eocen + Oligocen dưới + phần đáy của Oligocen trên ở

bể Cửu Long, Oligocen + Miocen dưới ở bể Nam Côn Sơn)

đã bị nhấn chìm xuống sâu Vì thế, các pha sinh dầu và

condensate ở bể Nam Côn Sơn thường đến muộn hơn so

với bể Cửu Long

- Độ sâu sinh dầu, condensate và khí khô ở bể Cửu

Long thường nông hơn so với bể Nam Côn Sơn Vì ở bể

Nam Côn Sơn có lẽ nhiệt độ bị phân tán và được tạo lập

muộn hơn do hoạt động kiến tạo nhiều pha, trong nhiều

giai đoạn

Tài liệu tham khảo

1 Douglas W.Waples, Tsutomu Machihara Biomarkers

for geologists A practical guide to the application for steranes

and triterpanes in petroleum geology AAPG Methods in

Exploration No 9-1992

2 Kenneth E.Peters J.Michael Moldowan The

biomarker guide Interpreting Molecular Fossils in petroleum and ancient sediments New Jersey 07632 1993.

3 Al.A Petrov Hydrocarbons of crude oils Publishing

“Nauka” 1984

4 R.M Worden and et all Geochemistry of crude oils

from the Big Bear and Bach Ho fi elds off shore Vietnam BP

September 1989

5 Tài liệu phân tích dầu, condensate, khí thông qua bộ

GC, GC-MS, GC-MS-MS Lưu trữ ở Vietsovpetro và các đơn

9 Hoàng Đình Tiến Vài suy nghĩ về địa động lực của

trục tách giãn biển Đông Tạp chí Dầu khí 2009; 7: p 20 - 25

Mỏ Bạch Hổ Ảnh: CTV

1 Giới thiệu

Thạch học than/hữu cơ là ngành khoa học nghiên

cứu, mô tả các thành phần vật chất hữu cơ trong than/

trầm tích, từ đó đánh giá khả năng sử dụng, nguồn gốc

và quá trình hình thành của than/trầm tích Bản chất của

thạch học hữu cơ là xác định các chất hữu cơ trong than/

trầm tích bằng cách quan sát dưới kính hiển vi trong điều

kiện chế độ ánh sáng trắng và ánh sáng huỳnh quang

(phản xạ hoặc truyền qua)

Đối tượng nghiên cứu chính của thạch học than là

“maceral” Thuật ngữ maceral được nhà khoa học người

Anh - Marie Stopes đưa ra trong các tài liệu của mình

những năm đầu thế kỷ XX để chỉ các thành phần tạo nên

than xác định được dưới kính hiển vi, tương đương với các

khoáng vật tạo nên đá Theo các hệ thống phân loại hiện

hành, maceral được phân thành 3 nhóm sau:

- Nhóm Huminite/Vitrinite bắt nguồn từ tàn tích

thực vật humic bị than hóa, chủ yếu là lignin và cellulose

Dưới ánh sáng phản xạ, mảnh vitrinite có màu xám và

dưới kích thích UV có thể có phát quang yếu [9, 11];

- Nhóm Liptinite bắt nguồn từ phần nhựa cây và sáp thực vật - tàn tích của thực vật giàu hydro như cutin, resin, chất béo, sáp và vỏ tế bào của bào tử, phấn hoa và tàn tích của vi khuẩn Nhóm Maceral và Liptinite có hệ số phản

xạ thấp nhất dưới ánh sáng trắng Dưới kích thích UV, liptinite phát huỳnh quang trong đó màu huỳnh quang của bào tử được sử dụng như một thông số để xác định mức độ trưởng thành nhiệt;

- Nhóm Inertinite trong hầu hết trường hợp bao gồm các nguyên liệu thực vật giống vitrinite nhưng bị biến đổi thứ sinh hoặc bị oxy hóa trước và trong khi bị than hóa Điểm đặc trưng của inertinite là mức độ phản

xạ cao hơn so với các mảnh vitrinite trong mẫu và không

có phát quang dưới kích thích UV [9]

Hệ thống phân loại thông dụng nhất hiện nay là

hệ thống phân loại của ICCP (Bảng 1), thể hiện trong một số phiên bản “Sổ tay quốc tế của thạch học than” (International handbook of coal petrology - ICCP, 1963,

1971, 1975, 1993) Hệ thống này được điều chỉnh - bổ sung trong một số ấn phẩm của ICCP (1998, 2001), Sýkorová và nnk (2005) [9 - 11]

ThS Lê Hoài Nga, KS Phí Ngọc Đông, KS Hồ Thị Thành, ThS Hà Thu Hương ThS Nguyễn Thị Bích Hạnh, ThS Nguyễn Thị Thanh

Viện Dầu khí Việt Nam

Tóm tắt

Việc nghiên cứu chi tiết thành phần hữu cơ trong than/trầm tích (thạch học hữu cơ) kết hợp với các nghiên cứu địa hóa truyền thống không những chỉ ra được khả năng sinh dầu, khí chính xác của than/trầm tích mà còn xác định được điều kiện hình thành/môi trường thành tạo trầm tích/than Ngoài ra, việc nghiên cứu thành phần maceral còn chỉ

ra nhãn than/mức độ biến chất của than, góp phần xác định đặc tính công nghiệp của than và được ứng dụng trong nghiên cứu tìm kiếm thăm dò khí than.

Trên cơ sở đó, nghiên cứu thử nghiệm xác định thành phần maceral trong than/trầm tích Miocen tại giếng khoan 102-CQ-1X (khu vực phía Bắc bể Sông Hồng) bằng kính Leica DMR đã được tiến hành tại phòng Địa hóa - Trung tâm Nghiên cứu Tìm kiếm Thăm dò và Khai thác Dầu khí - Viện Dầu khí Việt Nam Bài báo trình bày kết quả và khả năng ứng dụng của nghiên cứu thạch học hữu cơ trong công tác nghiên cứu tìm kiếm thăm dò dầu khí.

THÀNH‱PHẦN‱MACERAL‱CỦA‱MỘT‱SỐ‱MẪU‱THAN/TRẦM‱TÍCH‱ MIOCEN‱TẠI‱GIẾNG‱KHOAN‱102-CQ-1X‱BỂ‱TRẦM‱TÍCH‱

SÔNG‱HỒNG

Việc nghiên cứu chi tiết thành phần hữu cơ trong

than/trầm tích (thạch học hữu cơ) kết hợp với các nghiên

cứu địa hóa truyền thống không những chỉ ra được khả

năng sinh dầu, khí chính xác của than/trầm tích mà còn

xác định được điều kiện hình thành/môi trường thành

tạo trầm tích/than Ngoài ra, việc nghiên cứu thành

phần maceral còn chỉ ra nhãn than/mức độ biến chất

của than, góp phần xác định đặc tính công nghiệp của

than và được ứng dụng trong nghiên cứu tìm kiếm thăm dò khí than

Trên cơ sở đó, nhóm tác giả đã nghiên cứu xây dựng quy trình phân tích thành phần maceral trong than/trầm tích; ứng dụng nghiên cứu, xác định thành phần maceral trong than và trầm tích Miocen khu vực phía Bắc bể Sông Hồng, từ đó nêu ra khả năng ứng dụng của việc nghiên cứu thành phần maceral trong công tác nghiên cứu tìm kiếm thăm dò dầu khí

2 Bối cảnh địa chất và phương pháp nghiên cứu

Giếng khoan 102-CQ-1X được Idemitsu khoan năm

1994 tại cấu tạo Cây Quất, khu vực Lô 102 phía Bắc bể trầm tích Sông Hồng (Hình 1), giếng khoan gặp đầy đủ các phân vị của trầm tích Miocen; thành tạo chủ yếu trong môi trường đồng bằng châu thổ; thành phần chủ yếu là cát kết, bột kết chứa than

Nhóm tác giả chọn 8 mẫu than và 7 mẫu trầm tích tại giếng khoan 102-CQ-1X thu thập từ độ sâu 1.750 - 3.010m

để tiến hành phân tích thành phần maceral Mẫu trầm tích được tách và làm giàu kerogen bằng cách xử lý qua dung dịch HF, HCl đậm đặc và dung dịch nặng Kerogen sau khi tách để khô tự nhiên và đúc trong khuôn nhựa Mẫu than làm nhỏ đến cỡ hạt từ 850 - 1.000μm để đổ khuôn (đường kính 30mm) với hỗn hợp nhựa epoxy và chất đóng rắn (pha theo tỷ lệ gợi ý của nhà sản xuất) Khuôn mẫu sau khi đóng rắn hoàn toàn được mài và đánh bóng trên hệ thống thiết bị mài Struers Tergra với chất mài mòn DP Suspension cỡ hạt 1μm và 1/4μm và dung dịch mài DP Lubricant Blue

Mẫu sau khi đạt độ bóng cần thiết được phân tích thành phần maceral trên hệ thống kính Leica DMR với vật kính có độ phóng đại 20, 50 và 100 lần trong dầu nhúng, sử dụng ánh sáng phản xạ trắng và ánh sáng huỳnh quang Số lượt đếm tối thiểu cho một mẫu là

500 điểm

Bảng 1 Hệ thống phân loại maceral của ICCP

Hình 1 Sơ đồ vùng nghiên cứu

3 Kết quả và thảo luận

Thành phần maceral của than và trầm tích Miocen

trong giếng khoan 102-CQ-1X được thể hiện trong Bảng

2; kết quả trên ghi nhận cả lượng khoáng vật trong mẫu

3.1 Mẫu kerogen

Thành phần maceral trong kerogen chủ yếu là vitrinite

(chiếm trên 75%); liptinite và inertinite không chiếm quá

10% mỗi loại còn lại là khoáng vật (pyrite, carbonate và

khoáng vật sét) (Ảnh 1 - 5)

Vitrinite maceral trong mẫu chủ yếu là collotelinite,

tellinite và collodetrinite, mức độ bảo tồn không tốt, bị

khoáng vật lấp đầy Liptinite maceral gồm chủ yếu là

resinite màu nâu đỏ đến nâu sẫm, phát quang yếu và

sporinite phân bố xâm tán trên nền vitrinite Thành phần

cutinite và suberinite quan sát được trong các mẫu ở độ

sâu 2.150 - 2.160m và 2.580 - 2.590m Alginite có mặt trong

mẫu với lượng không đáng kể Maceral nhóm Inertinite

chủ yếu là fusinite, semifusinite và các mảnh vụn của

inertinite (inertodetrinite) (Ảnh 1 - 5)

3.2 Mẫu than

3.2.1 Maceral nhóm Huminite/Vitrinite

Trong các mẫu than từ độ sâu 1.750 - 2.250m của

giếng khoan 102-CQ-1X, thành phần của huminite chiếm

trên 80%, trong đó chủ yếu là ulminite (U), densinite (D),

corpohuminite (Co) và ít gelinite với những tỷ lệ hợp phần

khác nhau

Ulminite là maceral thuộc phụ nhóm Telohuminite -

nhóm Huminite, có nguồn gốc từ các tế bào mô bần và tế

bào mô gỗ của rễ cây, cành cây và lá cây Đây là nhóm mà

cấu trúc tế bào thực vật được bảo tồn gần như nguyên vẹn

và dễ dàng quan sát được dưới kính hiển vi Sự phong phú của thành phần huminite trong mẫu là chỉ thị cho điều kiện bảo tồn cấu trúc tế bào rất cao, môi trường thành tạo có độ pH thấp như các đầm lầy trong rừng hoặc vùng nước tù đọng (Ảnh 8)

Corpohuminite (Co) là maceral thuộc phụ nhóm Gelohuminite - nhóm Huminite, có dạng hình cầu, trái xoan (oval) hoặc kéo dài; phi cấu trúc và khá đồng nhất Corpohuminite có nguồn gốc từ dịch tế bào, tannin, hay hỗn hợp của các hợp chất thơm Khả năng bảo tồn của corpohuminite trong điều kiện phân hủy tự nhiên khá tốt, nó cũng không tan trong dung môi phân cực, không phân cực và hydroxide nóng Trong các mẫu

Bảng 2 Thành phần maceral trong các mẫu than, trầm tích

Hình 2 Nhãn than theo tài liệu Vitrinite tại giếng khoan 102-CQ-1X

phân tích, corpohuminite chủ yếu ở dạng lấp đầy trong cấu trúc của suberinite (Su) tạo thành dạng hình thái rất đặc trưng và dễ nhận biết (Ảnh 6, 7), có màu xám đến xám sáng, không phát quang dưới ánh sáng huỳnh quang Ngoài ra, còn một phần nhỏ gelinite với

tỷ lệ không đáng kể

Các mẫu từ độ sâu 2.680

- 2.690m và 3.000 - 3.010m, thành phần vitrinite chủ yếu là collotelinite, collodetrinite và corpogelinite Tiền thân của collotelinite (Ct) là ulminite, đó

là các thể tương đối đồng nhất, hầu như không có cấu trúc Giá trị phản xạ của nó thường được dùng để xác định nhãn than Nhìn chung, mức độ bảo tồn của các maceral này trong hai mẫu trên không cao, bị gặm mòn và lấp đầy bởi khoáng vật; khe nứt trong các mảnh phát triển là điều kiện để lưu giữ hydrocarbon (Ảnh 9)

3.2.2 Maceral nhóm Liptinite

Thành phần liptinite trong mẫu than ở khoảng độ sâu

từ 1.750 - 2.160m chủ yếu là sporinite, resinite và cutinite (Ảnh 11 - 13) Sporinite có nguồn gốc chủ yếu từ vỏ bào

tử và phấn hoa Trong các mẫu trên, maceral này phần lớn ở dạng micro-sporinite, phân

bố cả ở dạng đơn lẻ và dạng đám trên nền vitrinite; mức độ bảo tồn khá tốt Cấu trúc mô của suberinite cũng được bảo tồn khá tốt và bị lấp đầy bởi corpogelinite (Ảnh 14) Cutinite quan sát được rất rõ trong mẫu

do có kích thước khá lớn, độ bảo tồn tốt, độ nổi không cao (Ảnh 13b)

Durite

Vitrite

Clarodurite

Hình 4 Môi trường tích tụ trầm tích chứa than

(theo Diessel và McHugh, 1986)

Hình 3 Vi tướng thạch học than

Ảnh 1 Cutinite và Inertinite trong mẫu trầm tích độ sâu 2.580 - 2.590m dưới ánh sáng trắng (a)

và ánh sáng huỳnh quang (b) (ảnh chụp trong dầu nhúng, phóng đại 50 lần)

Ảnh 2 Vitrinite và khoáng vật pyrite trong

mẫu trầm tích độ sâu 2.310 - 2.320m dưới

ánh sáng trắng phản xạ (ảnh chụp trong dầu

nhúng, phóng đại 50 lần)

Ảnh 3 Inertodetrinite, vitrinite và khoáng vật

trong mẫu trầm tích độ sâu 2.310 - 2.320m dưới ánh sáng trắng phản xạ (ảnh chụp trong dầu nhúng, phóng đại 50 lần)

Ảnh 4 Liptinite và vitrinite trong mẫu trầm

tích độ sâu 2.240 - 2.250m dưới ánh sáng

huỳnh quang (ảnh chụp trong dầu nhúng,

phóng đại 50 lần)

Ảnh 5 Funginite, Vitrinite và Pyrite (đốm sáng

tròn) trong mẫu trầm tích độ sâu 2.150 - 2.160m dưới ánh sáng trắng phản xạ (ảnh chụp trong dầu nhúng, phóng đại 50 lần)

Thành phần liptinite trong mẫu than độ sâu

2.680 - 2.690m, lên đến trên 16,6% trong đó chủ yếu

là sporinite, cutinite và suberinite Exudatinite - loại

maceral thứ sinh có nguồn gốc từ quá trình sinh dầu

của vật chất hữu cơ lấp đầy trong khe nứt của mảnh

vitrinite (Ảnh 12)

3.2.3 Maceral nhóm Inertinite

Thành phần maceral trong nhóm Inertinite tại giếng khoan 102-CQ-1X chủ yếu là fusinite, semifusinite (Sf ) và funginite (Fu) Khả năng bảo tồn cấu trúc của các maceral này khá tốt (Ảnh 1, 3, 5, 9, 10)

Thành phần khoáng vật trong mẫu chủ yếu là carbonate lấp đầy trong các ô rỗng tế bào, kết hạch siderit

và pyrite (Ảnh 2, 7, 9)

Ảnh 6 Corpohuminite, Resinite lấp đầy trong các ô rỗng của Cutinite trong mẫu than độ sâu 2.060 - 2.070m dưới ánh sáng trắng phản xạ và

ánh sáng huỳnh quang (ảnh chụp trong dầu nhúng, phóng đại 50 lần)

Ảnh 7 Corpohuminite lấp đầy trong các ô rỗng cấu trúc của

suber-inite trong mẫu than độ sâu 2.150 - 2.160m dưới ánh sáng trắng

phản xạ (ảnh chụp trong dầu nhúng, phóng đại 50 lần)

Ảnh 8 Ulminite trong mẫu than độ sâu 2.060 - 2.070m dưới ánh

sáng trắng phản xạ (ảnh chụp trong dầu nhúng, phóng đại 50 lần)

Ảnh 9 Vitrinite trong mẫu than độ sâu 2.680 - 2.690m dưới ánh

sáng trắng phản xạ (ảnh chụp trong dầu nhúng, phóng đại 50 lần)

Ảnh 10 Fusinite trong mẫu than độ sâu 1.750 - 1.760m dưới ánh

sáng trắng phản xạ (ảnh chụp trong dầu nhúng, phóng đại 50 lần)

3.3 Nhãn than, tướng thạch học và môi trường thành tạo

Trong giếng khoan 102-CQ-1X, so sánh sự thay đổi thành phần maceral từ nhóm Huminite sang nhóm Vitrinite theo độ sâu với kết quả độ phản xạ vitrinite (Hình 2) đã công bố trước đó cho thấy có sự tương đồng; mẫu từ khoảng độ sâu 1.750 - 2.670m có mức độ biến chất ở mức than bùn đến giai đoạn đầu của á bitum; mẫu từ khoảng độ sâu 2.680 - 3.010m

là á bitum đến than bitum chất bốc cao Chỉ thị exsudatinite trong các khe nứt của mẫu than độ sâu 2.680 - 2.690m (102-CQ-1X) cho thấy mẫu đã trải qua quá trình sinh dầu [12, 13]

Các mẫu phân tích chủ yếu có tướng duroclarit (Hình 3) Phân tích mối tương quan của chỉ số bảo tồn

mô TPI (Tissue Presevation Index) và chỉ hóa gel hóa

GI (Gelification Index) của các mẫu than trong giếng khoan cho thấy chúng chủ yếu thành tạo trong môi trường đồng bằng tam giác châu dưới (Hình 4)

Chỉ số TPI (Diesel, 1986) thể hiện mối tương quan giữa các maceral có cấu trúc của nhóm Huminite + Inertinite và các maceral phi cấu trúc của nhóm Humodetrinite + Humocollinite + Inertodetrinite [14 - 16] và thể hiện mức độ humic hóa của maceral là tiền thân Chỉ số gel hóa GI cho thấy mức độ tương đối của

độ ẩm trong môi trường thành tạo than bùn; giá trị

GI được tính theo công thức GI = huminite/inertinite (Diesel, 1986; Diesel, 1992) [14 -16] Kết quả trên khá phù hợp với các nghiên cứu trước đó về tướng môi trường trầm tích khu vực bể Sông Hồng

Ảnh 11 Sporinite phân bố thành từng đám trên nền vitrinite trong

mẫu than độ sâu 1.990 - 2.000m (a) và 2.240 - 2.250m (b) dưới ánh

sáng trắng và huỳnh quang (ảnh chụp trong dầu nhúng, phóng đại

50 lần)

Ảnh 12 Exudatinite phân bố trong khe nứt của vitrinite và cutinite

trong mẫu than độ sâu 2.680 - 2.690m dưới ánh sáng trắng và huỳnh quang (ảnh chụp trong dầu nhúng, phóng đại 50 lần)

Ảnh 13 Resinite (a) trong mẫu than độ sâu 2.080 - 2.090m (ánh

sáng trắng phản xạ và ánh sáng huỳnh quang Cutinite (b) trong

mẫu than độ sâu 2.150 - 2.160m (ảnh chụp trong dầu nhúng,

phóng đại 50 lần)

Ảnh 14 Suberinite bị lấp đầy bởi corpogelinite trong mẫu than độ

sâu 3.000 - 3.010 (ảnh chụp dưới ánh sáng trắng phản xạ trong dầu

nhúng, phóng đại 50 lần)