Trữ lượng Dầu mỏ thế giới và những hệ số khai thác

  

Khai thác dầu ngoài khơi

a) Thiếu những cơ sở dự trữ lớn trong dây chuyền dầu mỏ.

Quan điểm được mọi người thừa nhận đó lại được củng cố thêm bởi: Sự tiếp cận hạn chế tới một số khu vực giầu hydrocacbon; thăm dò địa chất về dầu mỏ còn yếu và ít hy vọng trong việc phát hiện những mỏ dầu mới quy mô lớn.

Còn về trữ lượng dầu mỏ không truyền thống trên thế giới thì chỉ trong những vùng cát chứa dầu của Canađa và Venezuela (hai nơi tập trung nhiều nhất trên thế giới) được đánh giá bằng 477.000 triệu m3, trữ lượng được chứng minh 47.700 triệu m3 tương ứng hệ số khai thác KR = 10% đã đạt được ngày nay và tỷ trọng trong tương lai. Những trữ lượng dầu mỏ không truyền thống rất lớn trong các phiến thạch dầu đã được phát hiện khắp nơi trên thế giới, tuy nhiên trong trường hợp tốt nhất chúng có thể được xem như trữ lượng tiềm tàng, bởi vì chưa khẳng định khả năng khai thác dầu từ phiến thạch dầu một cách kinh tế.

Không thể khai thác toàn bộ dầu mỏ nằm sâu trong lòng đất. Trên thực tế cho thấy, ngành khai thác dầu trung bình để lại trong lòng đất hơn 78% khối lượng dầu, do đó dầu này vĩnh viễn bị mất đi bởi những nguyên nhân khác nhau hoặc để lại cho những đợt nghiên cứu triển khai sau này khi áp dụng những công nghệ mới.

Trong tương lai dài, kỳ vọng nhất của việc khai thác dầu là rút lên được dù chỉ 70% cơ sở tài nguyên của những mỏ truyền thống và 30% những mỏ dầu không truyền thống, những loại dầu siêu nặng và độ nhớt cao. Cách duy nhất để đạt được mục tiêu đó là nâng cao mức thu hồi dầu bằng việc áp dụng những công nghệ mới.

Rõ ràng là độ tin cậy của việc cung ứng dầu sẽ phụ thuộc vào việc liên tục đẩy mạnh khai thác những trữ lượng dầu đã được thẩm định trên đất liền vùng Cận Đông, Bắc Phi, những mỏ không truyền thống, những mỏ dầu mới trên thềm lục địa và những vùng mỏ có dầu khó tiếp cận.

Trong chừng mực nào thì những phương pháp hiện đại nâng cao mức thu hồi dầu tạo ra sự cạnh tranh? Trên thực tế, việc tìm những mỏ mới xem ra còn hấp dẫn nhiều hơn là “bóp nặn” những phần dầu còn lại của những mỏ đã khai thác.

Năm 2006, những suất chi phí trung bình trên thế giới cho việc thăm dò và tiến hành khai thác những mỏ dầu mới đã là 90,6 USD/m3, tăng vọt mỗi năm thêm 29%. Đối với những mỏ phải dẫn nước vào để duy trì áp suất vỉa dầu bằng cách bơm nước từ trên mặt xuống khoang gom sản phẩm (tạo “đệm nước” dưới dầu) hoặc khí (tạo ra trên dầu “mũ khí đẩy”), thì suất chi phí bổ sung cho việc khai thác là từ 25,1 - 37,7 USD/m3 với các suất chi phí khai thác trong dải từ 18,85 - 25,1 USD/m3.

Đối với những mỏ dầu không truyền thống như trong các dự án mới đây về những vùng cát chứa dầu của Canađa và Venezuela thì chi phí cho việc chuẩn bị nằm trong giới hạn từ 27 - 39,3 USD/m3 của trữ lượng bổ sung. Chi phí cho việc khai thác bằng phương pháp “nguội” là 37,7 USD/m3 và phương pháp “nóng” là 107 USD/m3 cùng với việc bơm hơi nước vào khoang gom dầu.

Trong khi đó, chi phí bổ sung cho khai thác dầu bằng những phương pháp nâng cao mức thu hồi dầu chỉ xấp xỉ 12,55 USD/m3, thay đổi đôi chút tùy theo vị trí mỏ, độ sâu của các giếng khoan, số lượng các giếng khoan hiện hữu để có thể biến hoá từ các nguồn đang khai thác với khí cacbonic (CO2) bị nén thành các nguồn tăng áp.

Tuy nhiên những chi phí để tăng mức thu hồi dầu lại cao hơn so với những chi phí vận hành thông thường, vì có thể phụ thuộc vào các chi phí cho hóa chất, cho việc sản xuất hơi bằng khí thiên nhiên (gần 63 USD/m3 dầu khai thác thêm) và cũng khoảng ngần ấy tiền cho việc bơm khí CO2 vào khoang gom chứa dầu.

Những ưu đãi về thuế cho việc bơm khí CO2 vào lòng đất (thay vì phát thải vào bầu khí quyển) có thể giúp giảm các chi phí cho cơ sở hạ tầng liên quan đến những biện pháp và cung cấp khí CO2 từ nơi sản xuất đến mỏ, đặc biệt trên thềm lục địa.

Ngày nay giới hạn dưới của những chi phí bổ sung cho việc nâng cao mức thu hồi dầu hoàn toàn có khả năng cạnh tranh với các chi phí cho sự tăng trữ lượng, những chi phí đó vào năm 2006 trung bình đã là 81 USD/m3 dầu khai thác thêm.

Mức thu hồi dầu, hoặc là hiệu quả khai thác dầu toàn thế giới sau này phụ thuộc rất nhiều vào hệ số khai thác trung bình toàn cầu, nghĩa là vào tỷ lệ dầu được rút lên từ lòng đất về mặt kỹ thuật trong tổng lượng dầu đang nằm trong lòng đất. Giai đoạn khai thác dầu ban đầu từ vỉa - khoang gom dầu phụ thuộc vào sự hiện hữu, trạng thái và dạng năng lượng vỉa tự nhiên trong khoáng thể thiên nhiên (bảng 2).

Trong phần lớn các khoang chứa dầu trên thế giới động lực phổ biến nhất của quá trình khai thác dầu là sức đẩy lên do khí hòa tan, sức đẩy này đảm bảo sự rút lên tới 20% khối lượng dầu trong khoang. 

Trong phần lớn các khoang chứa dầu trên thế giới động lực phổ biến nhất của quá trình khai thác dầu là sức đẩy lên do khí hòa tan, sức đẩy này đảm bảo sự rút lên tới 20% khối lượng dầu trong khoang.

Đó là quá trình cấp I (hoặc giai đoạn I) thường thường được bổ sung ở giai đoạn sớm của việc khai thác bằng các phương pháp khai thác cấp II là ở trong việc bơm khí lại lần nữa vào khoang (quá trình này được gọi là tuần hoàn “cycling precess”) và làm ngập nước cưỡng bức.

Công nghệ thành công nhất để khai thác dầu tỷ trọng nhẹ và trung bình là dùng khí CO2 để đẩy dầu lên. Kinh nghiệm áp dụng 30 năm công nghệ này ở Mỹ và các nước khác cho thấy rằng sau khi làm ngập cưỡng bức có thể rút thêm được từ 7 - 15% lượng dầu tùy thuộc vào độ nhớt của nó, độ thấm của khoang, độ sâu của khoang chứa dầu và phương pháp tăng hiệu quả thu hồi dầu được áp dụng.

Việc bơm tập trung các chất như khí thiên nhiên hoặc nước vào khoang chứa dầu làm tăng năng lượng tự nhiên (áp lực) của khoang chưa phải là tiêu chuẩn quốc tế trước những năm 60 của thế kỷ trước. Nhưng ngay cả hiện nay để áp dụng những phương pháp đó thường người ta chỉ chọn những khoang chứa dầu quy mô lớn.

* API - American Petroleum Institution (Viện dầu mỏ Mỹ)

** Trong tổng số với cấp I

*** Bổ sung vào cấp trước nhờ áp dụng những công nghệ mới để nâng cao hiệu quả khai thác, kể cả những công nghệ sắp được thử nghiệm.

Hơn nữa, không phải tất cả những công nghệ tăng thu hồi dầu, kể cả những phương pháp công nghệ hoàn thiện nhất được áp dụng đối với bất kỳ khoang dầu nào hoặc loại dầu nào. Hậu quả là nhiều khoang dầu, đặc biệt là những khoang không lớn và trung bình về trữ lượng dầu, chiếm tới nửa tổng lượng dầu khai thác toàn thế giới còn đọng lại không được áp dụng các phương pháp cấp II để rút lên.

Thông thường hệ số khai thác KR = 15 - 20%, tương ứng với cơ chế tự ép dầu lên bởi các khí hydrocacbon hòa tan hoặc tích tụ trên bề mặt dầu và các khí đồng hành với chúng trong khoang dầu được dùng để đánh giá ban đầu khối lượng dầu có thể khai thác, đặc biệt đối với những mỏ dầu vừa mới phát hiện cho đến khi các phương pháp khai thác khác được nghiên cứu triển khai.

Đánh giá hệ số khai thác tổng hợp của trên 40 nghìn mỏ dầu đã phát hiện trên toàn thế giới như thế nào, đặc biệt là phần lớn các mỏ đó có nhiều khoáng - vỉa chứa dầu? Quan trọng là giới hạn dưới của sự đánh giá đó, cần thiết cho việc xác định quy mô có thể áp dụng những phương pháp cấp II và những phương pháp hoàn thiện nâng cao mức thu hồi dầu.

Trong xuất bản phẩm kỹ thuật trích dẫn một số đánh giá thống kê những hệ số khai thác trong dải từ 27 đến 35%. Trong một nghiên cứu phân tích số liệu theo 11.242 mỏ dầu đã rút ra hệ số khai thác trung bình là 27%, còn kết quả của một nghiên cứu khác đối với 9.000 mỏ đã cho trị số 30%. Bộ địa chất Mỹ đã xác định hệ số khai thác trung bình toàn thế giới KR = 40%.

Hệ số khai thác dầu trung bình gia quyền đối với thềm lục địa Bắc Hải bằng 46% trị số cao nhất thế giới nhờ áp dụng những phương pháp khai thác cấp II trong suốt thời gian khai thác mỏ. Một thí dụ điển hình của một trong những mỏ tốt nhất là Statfiord với hệ số khai thác kỷ lục là 66%.

Theo những dự báo, tại mỏ dầu Pradho Bay tại Alaska sẽ đạt được hệ số khai thác 47% nhờ việc bơm khí và nước sớm, sau đó đã bơm các khí hydrocacbon hỗn hợp với dầu.

Hệ số khai thác dầu tổng hợp có thể có ích cho việc áp dụng đối với các mỏ dầu mới mở nhằm nâng cao hệ số khai thác. Trong bối cảnh này đáng quan tâm là đem so sánh các số liệu về KR của Mỹ và Ảrập Xêút (bảng 4).

Cần đặc biệt lưu ý rằng hệ số khai thác dầu hiện đại ở Ảrập Xêút đang ở mức độ đạt được ở Mỹ năm 1979. Phần lớn các khoang chứa dầu của nước này được khai thác theo các phương pháp cấp I và cấp II; những phương pháp khác để tăng thu hồi dầu cũng được dự kiến áp dụng ở các khoang dầu của nước này - những khoang dầu lớn nhất thế giới. Tuy nhiên những phương pháp đó chỉ bắt đầu được áp dụng sau khi những khối lượng hiện hữu đã được khai thác. Thí dụ tại mỏ dầu “siêu khổng lồ” Bhavar những việc bơm khí và nước được bắt đầu sau 10 năm kể từ khi bắt đầu khai thác vào năm 1951.

Kinh nghiệm khai thác những mỏ dầu ở Bắc Hải cho thấy từ những khoang với chương trình duy trì áp suất vỉa muộn đã rút lượng dầu kém hơn 10% so với những mỏ được áp dụng chương trình này từ khi bắt đầu khai thác.

Trong số 23 nước thành viên OPEC với 2/3 trữ lượng dầu toàn thế giới, Ảrập Xêút với hệ số khai thác KR = 23% đang đứng đầu bảng. Trong số các nước khác của OPEC chỉ riêng Venezuela có nhiều kinh nghiệm áp dụng các phương pháp khai thác cấp II và cấp III nâng cao hệ số khai thác từ những năm 50 của thế kỷ trước và cũng đạt được KR @ 23%: Tương ứng, theo cách tương tự, hệ số KR trung bình thế giới đối với số đông những nước khai thác dầu và các tỉnh có dầu xấp xỉ 20%.

Trị số này chính là để sử dụng trong việc đánh giá cơ sở trữ lượng toàn thế giới của những mỏ dầu truyền thống.

Về bản chất các đánh giá về trữ lượng thế giới của tập đoàn Shdumberg (1.430 - 2.080 tỷ m3) và Hiệp hội những nhà địa chất - dầu mỏ Mỹ (1.430 - 1.759 tỷ m3) là gần tương đương.

Do đó rõ ràng là mức độ khai thác lũy kế lượng dầu mỏ toàn thế giới mới chỉ đạt non một nửa, nhưng phần còn lại trong lòng đất đòi hỏi nỗ lực và các khoản chi phí tương ứng rất lớn mới có thể rút lên mặt đất bằng những phương pháp công nghệ mới, góp phần tăng hệ số khai thác KR chung trên thế giới trong dài hạn.