Tài nguyên dầu khí biển Việt Nam

Dầu khí là từ gọi tắt của dầu mỏ và khí hydrocacbon. Dầu mỏ (petroleum), đi từ chữ Latinh petra (đá), oleum (dầu), có nghĩa là dầu của đá, để phân biệt với dầu của động vật hoặc thực vật. Trong thiên nhiên dầu mỏ có dạng chất lỏng, nhờn, ở nhiệt độ thường có thể chảy lỏng hoặc đông đặc, có màu từ vàng sáng đến đen. Trong khi đó, khí hydrocacbon trong thiên nhiên thường ở dạng hoà tan trong các mỏ dầu (khí đồng hành) hoặc ở dạng bị nén trong các mỏ khí (khí thiên nhiên). Việc nghiên cứu nguồn gốc của dầu khí gặp rất nhiều khó khăn, bởi vì chúng ta không trực tiếp quan sát được sự tạo thành của dầu mỏ khí đốt, mặt khác do trạng thái vật lý của dầu mỏ, khí đốt đặc biệt, nên khi thay đổi điều kiện nhiệt động thì dầu khí cũng biến đổi cả về tính chất vật lý lẫn thành phần hoá học và hình thành các sản phẩm mới hoàn toàn khác vật chất ban đầu, điều đó gây khó khăn cho việc xác định bản chất của vật liệu ban đầu. Mặt khác, dầu khí ở trạng thái lỏng, khí, di chuyển trong đá, do vậy dầu và khí có khả năng tích tụ trong các đá không có liên quan gì với chúng về mặt nguồn gốc. Việc nghiên cứu nguồn gốc của dầu khí được tiến hành theo hướng thực nghiệm trong phòng đó là điều chế dầu và các sản phẩm của dầu và nghiên cứu địa chất ngoài hiện trường, cấu trúc địa chất vùng chứa dầu, cơ chế hóa học của các quá trình biến đổi vật chất hữu cơ trong trầm tích hiện đại, từ đó có thể xây dựng giả thiết về cơ chế tạo thành dầu. Để giải quyết vấn đề nguồn gốc của dầu mỏ, một trong những vấn đề hàng đầu là phải giải thích được bản chất của vật liệu ban đầu tạo dầu mỏ là vật chất hữu cơ hoặc vô cơ. Vì vậy hình thành trường phái vô cơ và hữu cơ.

doc33 trang | Chia sẻ: tuandn | Ngày: 30/01/2013 | Lượt xem: 3451 | Lượt tải: 16download
Bạn đang xem nội dung tài liệu Tài nguyên dầu khí biển Việt Nam, để tải tài liệu về máy bạn click vào nút DOWNLOAD ở trên
NGUỒN GỐC CỦA DẦU KHÍ Dầu khí là từ gọi tắt của dầu mỏ và khí hydrocacbon. Dầu mỏ (petroleum), đi từ chữ Latinh petra (đá), oleum (dầu), có nghĩa là dầu của đá, để phân biệt với dầu của động vật hoặc thực vật. Trong thiên nhiên dầu mỏ có dạng chất lỏng, nhờn, ở nhiệt độ thường có thể chảy lỏng hoặc đông đặc, có màu từ vàng sáng đến đen. Trong khi đó, khí hydrocacbon trong thiên nhiên thường ở dạng hoà tan trong các mỏ dầu (khí đồng hành) hoặc ở dạng bị nén trong các mỏ khí (khí thiên nhiên). Việc nghiên cứu nguồn gốc của dầu khí gặp rất nhiều khó khăn, bởi vì chúng ta không trực tiếp quan sát được sự tạo thành của dầu mỏ khí đốt, mặt khác do trạng thái vật lý của dầu mỏ, khí đốt đặc biệt, nên khi thay đổi điều kiện nhiệt động thì dầu khí cũng biến đổi cả về tính chất vật lý lẫn thành phần hoá học và hình thành các sản phẩm mới hoàn toàn khác vật chất ban đầu, điều đó gây khó khăn cho việc xác định bản chất của vật liệu ban đầu. Mặt khác, dầu khí ở trạng thái lỏng, khí, di chuyển trong đá, do vậy dầu và khí có khả năng tích tụ trong các đá không có liên quan gì với chúng về mặt nguồn gốc. Việc nghiên cứu nguồn gốc của dầu khí được tiến hành theo hướng thực nghiệm trong phòng đó là điều chế dầu và các sản phẩm của dầu và nghiên cứu địa chất ngoài hiện trường, cấu trúc địa chất vùng chứa dầu, cơ chế hóa học của các quá trình biến đổi vật chất hữu cơ trong trầm tích hiện đại, từ đó có thể xây dựng giả thiết về cơ chế tạo thành dầu. Để giải quyết vấn đề nguồn gốc của dầu mỏ, một trong những vấn đề hàng đầu là phải giải thích được bản chất của vật liệu ban đầu tạo dầu mỏ là vật chất hữu cơ hoặc vô cơ. Vì vậy hình thành trường phái vô cơ và hữu cơ. Năm 1879, Mendeleev đưa ra luận điểm nguồn gốc khoáng vật của dầu mỏ với giả định là những cacbua kim loại có thể có mặt trong các đới sâu của vỏ trái đất. Năm 1901, hai nhà hóa học khác, Sabatier và Senderens thực hiện phản ứng hydro hóa axetylen trên xúc tác niken và sắt ở nhiệt độ từ 200 - 3000C đã thu được một loạt gần như đầy đủ các loại hydrocacbon có trong dầu mỏ. Vì vậy những giải thuyết về nguồn gốc vô cơ của các hydrocacbon thiên nhiên được chấp nhận khá dễ dàng thời bấy giờ. Tuy nhiên về sau, giả thuyết trên ngày càng bị phê phán do nảy sinh nhiều mâu thuẫn như sau: Sự có mặt của các kim loại kiềm (ở dạng kim loại) cũng như các cacbua kim loại trong thành phần vỏ quả đất không được các nhà khoa học công nhận. Những hydrocacbon thiên nhiên thường gặp trong các trầm tích, chủ yếu là các trầm tích biển, không sâu lắm nên không thể nào đạt được nhiệt độ cao cần thiết cho các phản ứng tổng hợp xảy ra. Sự có mặt trong dầu thô các hợp chất chứa nitơ và 4 porphyrin (2 loại có nguồn gốc động vật, 2 loại có nguồn gốc thực vật) đã nói lên rằng dầu mỏ không phải được tạo ra từ khoáng vật. Đa số dầu mỏ có khả năng hoạt động quang học, phân cực quay trong ánh sáng phân cực, đó là những tính xhaats hầu như chỉ đặc thù cho các chất hữu cơ có nguồn gốc vật chất sống. Vì vậy giả thuyết về nguồn gốc khoáng vật không có cơ sở đứng vững và đã nhanh chóng nhường chỗ cho giả thuyết hữu cơ của các hydrocacbon trong dầu mỏ với nhiều cơ sở khoa học và sát với thực tiễn hơn. Các vật liệu hữu cơ ban đầu tạo nen dầu mỏ có thể là do 2 nguồn sau đây mang lại: Các sinh vật rất đơn giản, tức là các sinh vật đơn bào sống trôi nổi trong biển, đầm, hồ gọi chung là các sinh vật trôi nổi (plancton). Đó là những “nhà sản xuất” chủ yếu ra hydrocacbon.Phần lớn các sinh vật trôi nổi này là thực vật, rong tảo đơn bào, một số nhỏ khác là động vật. Tất cả các sinh vật đó sinh sôi nảy nở với một tốc độ nhanh đến kỳ lạ. Những chất mùn (humic) rất gần với tính chất hydrocacbon, do sông ngòi mang ra biển. Trong những con sông miền nhiệt đới những chất mùn này rất nhiều, có thể chiếm tới một nửa các chất tan trong nước. Khi ra biển, các chất mùn đọng lại và làm giàu thêm các chất hữu cơ trong các trầm tích ven thềm lục địa. Thuyết nguồn gốc hữu cơ của dầu mỏ cho phép giải thích được nhiều hiện tượng trong thực tế. Chẳng hạn, khi khai thác người ta thấy có nhiều loại dầu khác nhau. Sự không giống nhau đó có thể là do vật liệu hữu cơ ban đầu khác nhau, chẳng hạn vật liệu giàu chất béo có thể tạo ra dầu parafinic, trong khi đó vật liệu giàu protein có thể là nguồn gốc của dầu asphantic. Tuy nhiên, những quá trình biến đổi háo học trong suốt thời gian tạo thành dầu mỏ mới có ý nghĩa quan trọng. Nếu như các quá trình khử của vi khuẩn ban đầu tạo nên dầu nặng, loại naphteic hoặc asphantic, thì những quá trình biến đổi tiếp theo dưới tác dụng lún chìm, gây nên nhiệt độ cao hoặc áp suất cao sẽ góp phần tạo nên sự biến đổi sâu sắc hơn, triệt để hơn hình thành nên các loại dầu nhẹ, loại paraphinic vì các hợp chất này bền vững nhất trong suốt quá trình biến đổi. Thực tế cũng thường gặp là trong cùng một cấu tạo chứa dầu, thì dầu khai thác từ các giếng sâu thường nhẹ hơn và mang đặc tính paraphinic hơn. Đáng chú ý là sau khi các hydrocacbon được tạo ra rải rác trong các lớp trầm tích thường là lớp sét, đá hạt mịn, đá vôi (được gọi chung là “đá mẹ”) chúng liền bị đẩy ra ngoài do áp suất cao của lớp trầm tích hoặc các hoạt động của sụt lún địa tầng. Những hydrocacbon này buộc phải rời khỏi “đá mẹ”, là nơi chúng đã sinh ra, để đi vào phái đá chứa có cấu trúc rỗng xốp. Ở bên trong các đá này, chúng có thể di chuyển dễ dàng. Sự di chuyển xảy ra tiếp diễn cho đến khi chúng gặp một vật chắn được gọi là “bẩy”, chúng sẽ dừng lại và tích tụ thành mỏ dầu. Trong quá trình di chuyển như vậy, dầu mỏ chịu nhiều biến đổi khác nhau. Khi đi qua các vật liệu khoáng và sét, các quá trình hấp phụ và phân chia sắc ký sẽ xảy ra. Kết quả là dầu càng di chuyển xa với “đá mẹ”, càng nhẹ dần đi, mang đặc tính paraphinic càng rõ hơn do các chất có cực như nhựa, asphanten bị giữ lại. Nếu trong quá trình di chuyển, hydrocacbon tiếp xúc với các môi trường có tác dụng oxy hoá sẽ làm cho sự biến đổi của dầu theo chiều ngược lại, tạo ra các chất chứa oxy, các chất nhựa, asphanten và do đó dầu sẽ nặng dần lên, mang đặc tính dầu asphantic rõ hơn. Thuyết nguồn gốc hữu cơ của dầu mỏ tuy vậy vẫn chưa phải đã hoàn chỉnh và vẫn còn nhiều vấn đề đang tiếp tục nghiên cứu để làm sáng tỏ. Lần đầu tiên trong lịch sử dầu khí thế giới, những người làm công tác dầu khí Việt Nam do một sự ngẫu nhiên đã phát hiện dầu mỏ tronh tầng móng là đá núi lửa ở mỏ dầu Bạch Hổ mà không phải trong lớp đá trầm tích hoặc tầng đá có chứa có trúc rỗng xốp. Cho đến nay, sản lượng dầu khai thác quan trọng nhất của mỏ Bạch Hổ chính là trong tầng móng. Một số mỏ dầu khai thác ở thềm lục địa phía Nam như mỏ Rồng cũng phát hiện thấy dầu mỏ trong tầng móng. Ở giếng khoan của công ty Petronas, đặc biệt giếng khoan Rạng Đông do công ty Mitsubishi thực hiện, cũng đã tìm thấy dâug trong tầng móng đá núi lửa, và được đánh giá là giếng khoan tốt nhất ở Đông Nam Á. Những sự phát hiện trên đây của ngành dầu khí Việt Nam là vô cùng quý giá không những giúp tìm kiếm thành công các mỏ chứa dầu mới trong tầng móng ở thềm lục địa Việt Nam, mà còn đặt ra những vấn đề khoa học mới cần làm sáng tỏ trong lĩnh vực địa chất dầu khí ở những điều kiện cụ thể của Việt Nam. LỊCH SỬ HÌNH THÀNH VÀ PHÁT TRIỂN CÔNG NGHIỆP DẦU KHÍ Ở VIỆT NAM Giai đoạn trước 1975: Giai đoạn khởi đầu của công nghiệp Dầu - Khí ở hai miền đất nước chưa thống nhất: Từ những năm đầu thập kỷ 60 khi còn đang chiến tranh, công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí đã được các đoàn địa chất Dầu khí của Tổng cục địa chất tiến hành ở miền Bắc, với sự giúp đỡ về tài chính, kỹ thuật và chuyên gia của Liên Xô (cũ) trên địa bang sông Hồng. Hàng chục giếng khoan đã được thực hiện bằng các thiết bị của Liên Xô (cũ), Rumani trong đất liền với độ sâu từ 1200m đến 4200m, và đã phát hiện có dầu, khí và condensate, song trữ lượng không đáng kể. Một mỏ khí nhỏ nằm trên địa phận Tiền Hải, tỉnh Thái Bình, cách Hà Nội về phía đông khoảng 70km đã được phát hiện vào năm 1975 và đưa vào khai thác từ năm 1981. Khí từ mỏ này chỉ đủ để sử dụng làm năng lượng cho công nghiệp địa phương Thái Bình, với sản lượng khai thác hàng năm khoảng 35 triệu m3 và có thể kéo dài khoảng 15 năm. Ở miền Nam, công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí của chính quyền Sài Gòn (Tổng cục mỏ và khoáng sản thuộc Bộ Công nghiệp) đã bắt đầu vào khoảng cuối thập kỷ 60, do uỷ ban kinh tế Châu Á của Liên Hiệp Quốc (ECAFA) giúp thực hiện khảo sát bằng máy bay (không từ) từ vĩ tuyến 17 đến hết lãnh thổ Việt Nam. Dựa trên các kết luận ban đầu này, 10 công ty dầu mỏ của Mỹ, Nhật, Anh, Pháp đã cùng nhau thuê công ty địa vật lý GSI (Mỹ) thực hiện khảo sát đo địa chấn, trọng lực, từ tính của thềm lục địa phía Nam, với tổng số trên 8000km tuyến, mỗi tuyến cách nhau 30 – 40km. Kết quả đã phát hiện được 3 bồn trầm tích có khả năng chứa dầu khí quan trọng: bồn Cửu Long, bồn Sài Gòn – Brunây, bồn vịnh Thái Lan. Tháng 11/1970, chính quyền Sài Gòn ban bố “Luật dầu hoả” theo kiểu hợp đồng đặc nhượng. Với luật này đã quy định quyền thăm dò sơ khởi, quyền đặc nhượng tìm kiếm và quyền đặc nhượng khai thác cho các công ty nước ngoài. Thời hạn được khai thác là 30 năm, có thể gia hạn 10 năm. Hàng năm, công ty phải nộp thuế khoáng nghiệp nhượng tô là 12,5% tính trên tổng số lượng dầu khai thác. Ngoài ra phải nộp thuế lợi tức bằng 50% số lợi tức chịu thuế, tức phần lợi tức còn lại sau khi bán dầu trừ các chi phí sản xuất, thuế khoáng nghiệp nhượng tô, chi phí thăm dò, các phụ phí,… Tháng 8/1973, chính quyền Sài Gòn đã tổ chức đấu thầu theo tinh thần “Luật dầu hoả” nói trên. Thềm lục địa Việt Nam bấy giờ được chia làm 33 lô, diện tích trung bình mỗi lô là 7000km2. Sauk hi mở thầu đợt I, 8 lô đã trúng thầu với tổng diện tích là 57.223km2 thuộc về bốn tổ hợp các công ty: Pecten là tổ hợp của Pecten Việt Nam Petroleum Company (Mỹ) và Hecmalita Petroleum Ltd (Úc); Mobil là tổ hợp của Mobil Explorrtion Inc (Mỹ), Etsuman Oil Co Ltd (Nhật) và Société Aquitaine des Pétroles (Pháp); Esso – Exploration and Production Inc (Mỹ); Sunningdele là tổ hợp của Sunningdele Oil Ltd (Canada), Santa Fe Minerals Inc (Mỹ), Siebens Oil and Gas Ltd (Canada) và Bow Valley Exploration Ltd (Mỹ). Năm 1974, chính quyền Sài Gòn tổ chức đấu thầu lần 2, diện tích gọi thầu nhỏ hơn (4.500km2 mỗi lô) và đã có 5 lô trúng thầu thuộc về 4 tổ hợp dầu khí quốc tế: Mobil là tổ hợp của Mobil Producing Inc (Mỹ) và Etsuman Oil Co Ltd (Nhật); Union Texas là tổ hợp của Union Texac Corporation (Mỹ), IOL pty. Ltd (Úc), Skelly Asian Company (Mỹ) và Canadian, Industrial gas and Oil Ltd (Canada); Marathon là tổ hợp của Marathon Petroleum Ltd (Mỹ), Viet Nam Sun Oil Company (Mỹ) và Amerada Hess Corporation (Mỹ) và Pecten (Mỹ). Sau khi trúng thầu, các công ty đã bắt tay vào thực hiện khoan tìm kiếm thăm dò. Chỉ có 2 tổ hợp Pecten và Mobil triển khai thực hiện đầu tiên vào cuối năm 1974, đến 4/1975 phải bỏ dở hoạt động vì miền Nam giải phóng. Tổ hợp Pecten dùng giàn khoan di động Ocean Prospecter đã khoan các giếng Hồng 1-X (từ 17/8/1974 đến 30/8/1974), Dừa 1-X (từ 9/1974 đến 11/1974), Mía 1-X (11/1974 đến 3/1975), trong đó đã tìm thấy dầu khi thử vỉa ở giếng Dừa 1-X (2.230 thùng dầu/ngày) và tìm thấy khí có áp suất rất cao (300 – 400 atm) và condensat ở giéng Mía 1-X. Trong khi đó, tổ hợp Mobil dùng tàu khoan Glomar đã khoan giếng Bạch Hổ (từ 10/1974 đến 2/1975) và Đại Hùng (từ 3/1975 khoan được 1000m, chưa xong phải bỏ dở), trong đó đã tìm thấy khi thử vỉa ở mỏ Bạch Hổ (2.400 thùng dầu/ngày). Giai đoạn 1975 – 1980: Thành lập Tổng cục Dầu mỏ và khí đốt Việt Nam và Công ty Dầu – Khí quốc gia (PetroVietnam) ra đời: Ngay sau ngày miền Nam được giải phóng, đất nước thống nhất, vào tháng 9/1975 chính phủ đã quyết định thành lập Tổng cục Dầu mỏ và khí đốt Việt Nam, để quản lý nhà nước, chỉ đạo thống nhất trên phạm vi cả nước mọi hoạt động về tìm kiếm, thăm dò, khai thác và chế biến dầu khí. Vào thời gian này, một số công ty dầu khí nước ngoài đã đến Việt Nam để tìm hiểu khả năng hợp tác trong lĩnh vực tìm kiếm và khai thác dầu khí, chủ yếu là các công ty ở Tây Âu, Bắc Âu, Canada, Úc, Nhật. Tháng 8/1977, công ty Dầu – Khí quốc gia Việt Nam trong Tổng cục Dầu mỏ và khí đốt, gọi tắt Petro Vietnam được thành lập, với chức năng nghiên cứu, đàm phán, ký kết và tổ chức thực hiện các hợp đồng tìm kiếm thăm dò, khai thác dầu khí với các công ty Dầu – Khí nước ngoài. Về sau này, sau khi sát nhập các Bộ và Tổng cục, Công ty dầu khí quốc gia được đổi thành Tổng công ty Dầu khí Việt Nam, trực thuộc Thủ tướng chính phủ, nhưng vẫn mang tên gọi Petro Vietnam. Tháng 4/1978, Petro Vietnam ký một hợp đồng đầu tiên với công ty Denimex (CHLB Đức) thực hiện ở lô 15 và 2 hợp đồng với công ty Agip (Italia) thực hiện ở lô 12 và 06 trên thềm lục địa phía Nam. Tháng 9/1978, Petro Vietnam cũng đã ký 2 hợp đồng với 4 công ty Bow Valley (Canada) thực hiện ở lô 28 và 29. Hai hợp đồng ký với công ty Agip thuộc dạng dịch vụ, các hợp đồng vớp công ty Bow Valley thuộc dạng phân chia sản phẩm, còn hợp đồng với công ty Denimex là hợp đồng kết hợp của hai dạng nói trên. Từ 1978 đến 1980, các công ty nói trên đã tiến hành khảo sát 12.000km tuyến đại chất, thực hiện khoan 12 giếng trong 11 cấu tạo, chi phí khoảng 100 triệu đô la Mỹ. Kết quả đã phát hiện 1 lô có dầu (15A-1X) và nhiều lô khác có dấu hiệu có dầu và khí, nhưng không có giá trị thương mại trong khuôn khổ các điều kiện thực hiện hợp đồng lúc đó. Sau khi thực hiện cam kết giai đoạn 3 năm đầu tiên, các công ty đều tuyên bố rút khỏi hợp đồng (1981) mặc dù còn nhiều cấu tạo đã phát hiện nhưng không được thăm dò. Giai đoạn 1981 đến 1987: Ra đời xí nghiệp liên doanh dầu – khí Việt Xô (Vietsovpetro) Tháng 7/1980, hai chính phủ Việt Nam và Liên Xô (cũ) chính thức ký kết hiệp định hợp tác thăm dò và khai thác dầu – khí ở Việt Nam. Tháng 6/1981, xí nghiệp liên doanh dầu – khí Việt Xô được thành lập gọi tắt là Vietsovpetro, và đến cuối năm 1981, liên doanh chính thức hoạt động ở thềm lục địa phía Nam. Căn cứ dịch vụ dầu – khí tại Vũng Tàu cũng được hình thành với nhiều phương tiện, thiết bị kỹ thuật nhằm phục vụ cho các hoạt động thăm dò, khai thác dầu – khí. Bên tham gia phía Việt Nam lúc đó là Tổng cục dầu – khí, bên tham gia phía Liên Xô (cũ) là bộ Công nghiệp khí (sau đó chuyển sang cho bộ Công nghiệp dầu mỏ). Mỗi bên tham gia đóng góp 50% vốn. Giếng đầu tiên đã được khoan vào năm 1984 là Bạch Hổ, phát hiện dầu có trữ lượng thương mại, ngày 26/6/1986 xí nghiệp Liên doanh Vietsovpetro đã khia thác tấn dầu thô đầu tiên và từ đó mỏ Bạch Hổ chính thức đi vào khai thác công nghiệp, với sản lượng ban đầu 40.000 tấn (trong năm 1986). Sự kiện này được xem như một mốc lịch sử quan trọng đánh dấu những tấn dầu công nghiệp đầu tiên khai thác được ở Việt Nam. Từ đó, mỗi năm sản lượng một tăng: 1987 – 280.000 tấn, 1988 – 680.000 tấn, 1989 – 1,49 triệu tấn, 1990 – 2,7 triệu tấn, 1991 – 3,95 triệu tấn, 1992 – 5,5 triệu tấn, 1993 – 6,3 triệu tấn. Đến nay, Vietsovpetro đã khai thá tổng cộng gần 30 tấn dầu thô tạivùng mỏ Bạch Hổ từ 93 giếng khác nhau. Tỷ lệ các giếng khoan khai thác có dầu ở đây là 90%. Một đóng góp có giá trị khoa học đáng chú ý trong hoạt động tìm kiếm, thăm dò và khai thác của xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro là đã phát hiện ra dầu trong tầng móng núi đá lửa, một trường hợp ít gặp trên thế giới, nhưng khá phổ biến ở thềm lục địa Việt Nam, đưa đến những phương hướng mới trong việc thăm dò tìm kiếm dầu thô ở thềm lục địa Việt Nam. Giai đoạn từ 1988 đến nay: Giai đoạn phát triển mới sau khi ban hành luật đầu tư nước ngoài và luật dầu – khí Việt Nam Đây là thời kỳ hoạt động tìm kiếm, thăm dò, khai thác dầu - khí nhộn nhịp nhất từ trước đến nay trên toàn lãnh thổ Việt Nam, mở ra một vận hội mới cho ngành công nghiệp dầu – khí nhờ chính sách đổi mới mở cửa ra bên ngoài của nhà nước Việt Nam cùng với sự ban hành “Luật đầu tư nước ngoài” vào tháng 12/1987 của Quốc hội nước Cộng Hòa Xã Hội Chủ Nghĩa Việt Nam và “Luật dầu khí Việt Nam”vào tháng 7/1993. Chỉ trong một thời gian ngắn, từ tháng 5/1988 đến nay, chính phủ Việt Nam thông qua PetroVietnam đã ký kết gần 30 hợp đồng tìm kiếm, thăm dò, khai thác dầu – khí theo kiểu hợp đồng phân chia sản phẩm với có công ty hoặc tổ hợp công ty dầu khí quốc tế. Đây là dạng hợp đồng khác với dạng hợp đồng đặc nhượng trước đây của chính quyền Sài Gòn. Hợp đồng phân chia sản phẩm quy định thời hạn 20 – 25 năm trong đó giai đoạn tìm kiếm thăm dò là 3 đến 4 năm, và được gia hạn 1 hoặc 2 năm nếu cần. Các công ty dầu khí nước ngoài sẽ ứng toàn bộ vốn cần thiết cho tìm kiếm, thăm dò, phát triển, khai thác và hoàn toàn gánh chịu mọi rủi ro trong trường hợp không tìm thấy dầu – khí, trong khi phía Việt Nam được tham gia 10 -20% phần hùn nhưng không phải gánh chịu rủi ro nào ở giai đoạn tìm kiếm, thăm dò. Các công ty được nhập khẩu dễ dàng và miễn thuế hàng hóa, vật tư, thiết bị cần thiết phục vụ cho hoạt động của mình. Các công ty cũng được xuất khẩu miễn thuế toàn bộ phần dầu thô để hoàn trả lại vốn đầu tư. Tỷ lệ dành phần dầu khí để hoàn vốn tới 30 – 35% sản lượng khai thác. Trong luật dầu khí ban hành năm 1993, tỷ lệ chi phí khai thác và tỷ lệ phân chia lợi nhuận không được ấn định cụ thể, mà sẽ tùy thuộc vào kết quả gọi thầu hoặc đàm phán. Tỷ lệ chia lời giữa Petro Vietnam và công ty nước ngoài tùy theo thang sản lượng khai thác và tùy khu vực triển vọng, có thể thay đổi từ 65/35 đến 90/10. Ngoài ra, nước chủ nhà còn được hưởng các phần thuế tài nguyên đối với dầu thô từ 6 – 25%, đối với khí từ 0 – 10% thùy theo sản lượng và điều kiện khai thác, thuế lợi tức 50%, thuế xuất khẩu dầu thô 4%, thuế chuyển lợi tức ra nước ngoài, thuế thu nhập. Trong giai đoạn này, các công ty nước ngoài tham gia tìm kiếm, thăm dò và khai thác dầu – khí rất đa dạng, bao gồm các nước như Nga, Anh, Nhật, Hàn Quốc, Indonexia, Úc, Bỉ, Pháp, Nauy, Hà Lan,Canada và Mỹ. Riêng các công ty Mỹ do lệnh cấm vận cản trở đã phải vào sau bằng cách mua lại cổ phần của các công ty nước khác, như công ty Ocidental mua lại cổ phần của một công ty Indonexia, công ty Arco mua lại cổ phần của công ty British Gas, công ty McGee mua lại cổ phần của công ty Cairm (Anh),… Một số hợp đồng dầu – khí đã được ký và đang được thực hiện trên thềm lục địa Việt Nam, từ Bắc vào Nam như ở bảng 1 với số hiệu các lô được trình bày trên hình 2. Bảng 1: Một số hợp đồng dầu khí thực hiện ở Việt Nam STT  Tên Công ty điều hành (operator)  Quốc gia  Lô thăm dò  Ngày ký cho phép  Ghi chú    Vietsovpetro  Việt Nam  09, 16, 05-1  19-6-1981     Ongc Videsh LTD  Ấn Độ  19, 06, 2/3 lô 12  19-5-1988  Từ 1992 nhường quyền điều hành cho BP    Shell  Hà Lan  112, 114, 116  16-6-1988  Đã hoàn trả không tìm thấy dầu    BP  Anh  117, 118, 119  18-2-1989     Enterprise Oil/CEP  Anh/Pháp  17, 21  14-4-1989     Total  Pháp  103, 106, 1107  9-11-1989  Đã hoàn trả không tìm thấy trữ lượng dầu thương mại    IPL/Secab  Canada/Thuỵ Điển  115  27-2-1990  Đã rút    Scepter Resources  Canada  111  23-5-1990  Đã rút    Petro – Canada  Canada  03, 20, 12  29-5-1990  Đã hoàn trả    Petrofina  Bỉ  46, 50, 51  8-8-1990     BHPP  Úc  120, 121  10-1-1990  Đã rút    Cairn  Anh  22  28-8-1991  Đã rút    Petronas Carigali  Malaysia  01, 02  9-9-1991     Shell  Hà Lan  10  27-4-1992     Pedco  Hàn Quốc  11-2  19-5-1992     AEDC  Nhật  109/91  24-6-1992     BP  Anh  05-2  9-6-1992     Idemitsu  Nhật  109/91  24-6-1992     Total  Pháp  11-1  9-7-1992     Lasmo  Anh  04-2  19-8-1992     Mitshubishi  Nhật  15-2  6-10-1992     P.T.Astra  Indonesia  04-3  22-10-1992  Từ 1994 nhường quyền điều hành cho Occidental (Mỹ)    British Gas  Anh  04-1  28-10-1992     BHPP  Úc  05-1a  15-4-1993     Anzoil  Úc  Đ.B sông Hồng  22-7-1993     OMV  Úc  104  20-8-1993 
Luận văn liên quan