Triển vọng và thách thức trong phát triển dầu khí phi truyền thống

PGS, TS. TRẦN NGỌC TOẢN

Đặc điểm của dầu khí phi truyền thống

Ngày nay, khái niệm dầu khí phi truyền thống đề cập đến dầu khí nằm trong đá chứa chặt sít, đặc biệt là trong các loại đá rắn chắc, đá phiến sét, đá sét, than đá (CBM) hoặc dưới dạng hydrate, tồn tại ở hầu khắp các nước với trữ lượng thương mại hoặc phi thương mại. Theo thống kê của Cơ quan Thông tin Năng lượng Mỹ (EIA) công bố tháng 8/2013, có 143 nước trên thế giới đang triển khai các hoạt động trong lĩnh vực này. Tuy nhiên trừ Mỹ và Canada đang bắt đầu khai thác, hầu hết các nước còn lại đang trong giai đoạn nghiên cứu, tìm kiếm, thăm dò.

Dầu khí phi truyền thống được định nghĩa là “dầu khí thông thường/ truyền thống tồn tại trong các đá chứa có độ thấm thấp”. Loại đá chứa này có thể là cát hoặc các loại đá khác rắn chắc có độ thấm từ 0,0001 - 0,1mD mà theo lý thuyết kinh điển chỉ có thể gọi là đá chắn, không thể gọi là đá chứa. Riêng đối với đá sét, dầu có thể di cư từ nơi khác đến hoặc là phần hydrocarbon còn nằm lại trong đá mẹ, không di cư và lúc đó sét vừa là tầng sinh, vừa là tầng chứa, vừa là tầng chắn. Loại dầu khí này không thể tự chảy vào lòng giếng khai thác với lưu lượng có giá trị kinh tế khi không có sự hỗ trợ của công nghệ khoan giếng ngang/ giếng định hướng cũng như áp dụng công nghệ cao trong quá trình phá vỉa và hoàn thiện giếng nói chung.

Thuật ngữ “tight oil” thường nói về dầu nhẹ trong đá rắn chắc để phân biệt với “shale oil” là các loại dầu khác nhau chứa trong sét; ”shale oil” không đồng nghĩa với “oil shale”, tức là đá sét có chứa dầu, gọi tắt là đá dầu, ở đây hydrocarbon tồn tại trong sét chủ yếu dưới dạng kerogene hoặc bitumen. Dầu thô gồm phần còn lại của vật chất hữu cơ trong đá trầm tích bị chôn vùi, bị biến đổi chậm chạp dưới tác động của nhiệt và áp suất cao trong nhiều triệu năm, qua nhiều giai đoạn. Kerogene là một hợp chất hữu cơ rắn, hình thành sớm nhất và bitumen hình thành trong giai đoạn cuối cùng của quá trình đó. Bitumen chính là hydrocarbon tìm thấy trong cát ngậm dầu (oil sand) ở Canada. Thuật ngữ “oil shale” không hoàn toàn chặt chẽ về khoa học vì kerogene. Để tạo dầu lỏng bằng phương pháp tổng hợp từ “oil shale”, đá giàu kerogene phải được đun nóng ít nhất đến 5000C trong điều kiện không có oxy, tương tụ trong quá trình chưng cất.

Ở Bắc Mỹ, tham số để mô tả loại giếng dầu trong đá chặt sít thường dùng là “lượng dầu thu hồi đạt cuối cùng (estimated ultimate recoveries - EUR)” - một đại lượng liên quan đến các đặc trưng và triển vọng của các play cụ thể, riêng biệt. Giản đồ sản lượng dầu chặt sít theo các loại giếng ở Mỹ (Hình 1)[1] cho thấy sản lượng tăng rất nhanh trong 2 năm đầu, sau đó giảm rất nhanh theo hàm mũ. Số năm khai thác (đời giếng) thay đổi từ 13-37 năm tùy theo giá trị EUR.

Đối tượng hydrocarbon phi truyền thống đầu tiên được khai thác là khí methane chứa trong các lớp than đá (gọi tắt là khí than). Vỉa than (một loại “đá” chặt sít) vừa là đá mẹ (nguồn sinh), vừa là đá chứa và đá chắn. Methane được sinh ra đồng thời với than, tồn tại trong mạng tinh thể than hoặc trong các vi kẽ nứt nhờ lực hấp thụ và áp suất của nước chứa trong lớp than. Ở các quốc gia sở hữu tài nguyên than đá lớn, khí methane chủ yếu được khai thác theo phương pháp giảm áp với quy mô công nghiệp. Khí than hóa lỏng hiện đã có mặt trên thị trường thế giới bên cạnh LNG.

Dầu khí trong đá chặt sít đóng vai trò quan trọng nhất trong dầu khí phi truyền thống. Sự thành công trong công nghiệp dầu khí phi truyền thống ở Mỹ và Canada trong thời gian qua đã nâng cao vai trò của Bắc Mỹ trên thị trường dầu khí thế giới, đồng thời mở ra triển vọng phát triển lĩnh vực này ở nhiều quốc gia. Trong 10 năm gần đây đã có 43 nước trên thế giới triển khai các hoạt động thăm dò, khai thác dầu khí phi truyền thống. Trong đó, việc khai thác thử nghiệm khí hydrate (có trữ lượng lớn ở các vùng biển sâu, đại dương và các vùng băng giá) đang được thực hiện ở các quốc gia có tiềm năng kỹ thuật cao. Tuy nhiên, trữ lượng dầu khí phi truyền thống dù lớn vẫn là một đại lượng hữu hạn, tức là sẽ đến lúc cạn kiệt. Bên cạnh đó, yếu tố kỹ thuật, giá thành vẫn đóng vai trò to lớn, thậm chí quyết định việc đưa nguồn năng lượng này vào cuộc sống nên vấn đề phát triển công nghiệp dầu khí truyền thống gặp không ít khó khăn.

Các yếu tố rủi ro trong công nghiệp dầu khí phi truyền thống [2,3]

Thách thức lớn nhất đối với công nghiệp dầu khí phi truyền thống là các yếu tố địa chất, trong đó yếu tố đầu tiên các nhà kỹ thuật dầu khí xem xét là thanh học. Tỷ lệ và chất lượng sét đủ để có thể được xem là đá sinh dầu với trữ lượng lớn và đủ điều kiện để khai thác ở quy mô công nghiệp là yếu tố quan trọng hàng đầu. Hàm lượng TOC và các chỉ tiêu khác để có đủ điều kiện chuyển hóa vật chất hữu cơ thành dầu khí đều phải thỏa mãn như trường hợp dầu khí truyền thống.

Dưới tác động của áp suất và nhiệt độ, dầu khí hình thành trong đá mẹ di cư một phần vào các đá xung quanh có độ thấm cao hơn; phần dầu khí còn lại (nằm tại chỗ) trở thành dầu khí trong đá phiến sét hay dầu/khí phiến sét và đá mẹ lúc đó trở thành đá chứa. Tùy thuộc vào độ thấm của đá xung quanh mà gọi dầu di cư này là dầu tuyền thống hoặc dầu phi truyền thống. Lượng khí có thể di cư vào các tầng chứa như cát, cát kết, đá vôi nứt nẻ (khí đốt truyền thống) và cả các tầng sét khác cũng như các đá chặt sít (có độ rỗng, độ thấm rất nhỏ) trong một thời gian dài nên có trữ lượng lớn, trở thành khí phiến sét, khí chặt sít (tight gas).

Trong các mỏ dầu khí phi truyền thống, các tính chất của các thành tạo đá (rock formations) xung quanh đá mẹ thay đổi phức tạp hơn nhiều so với các mỏ dầu khí truyền thống. Một số thành tạo đá chứa sét theo các tỷ lệ khác nhau nên sẽ trở nên mềm, dễ đàn hồi tại những nhiệt độ thích hợp. Một số khác lại rất giòn, dễ nứt vỡ. Hệ thống vi kẽ nứt (có thể có sẵn trong các thành tạo) có ảnh hưởng lớn đến năng suất của mỏ khi khai thác. Không có cách nào để biết rõ tỷ lệ sét trong từng khu vực cụ thể của thành tạo do đó không thể biết thành tạo nào có kẽ nứt. Bên cạnh đó, các kẽ nứt thay đổi từ giếng này sang giếng khác trong cùng một thành tạo nên không thể xác định chính xác hệ thống kẽ nứt phân bố như thế nào cho đến khi hầu hết các giếng thăm dò (kể cả một phần các giếng khai thác) được phân tích thạch học vỉa chứa và các kết quả thử vỉa ở từng giếng. Vì vậy, tính chất thạch học của thành tạo rất khó dự báo trong giai đoạn tìm kiếm, thăm dò và có thể ảnh hưởng nghiêm trọng đến các kế hoạch phát triển mỏ.

Thách thức thứ hai là các tính chất cơ lý của thành tạo. Ở đây có rất nhiều bất định về biên độ/ cường độ cũng như phương vị của các trục ứng suất chính, tại chỗ trong đá vây quanh lòng giếng nên gây nhiều khó khăn trong việc tạo ra kẽ nứt thông qua hoạt động phá vỡ thủy lực theo ý muốn của kỹ sư khai thác. Chỉ khi các kỹ sư thiết kế khai thác mỏ hiểu rõ các ứng suất cơ lý của thành tạo thì mới có thể thực hiện thành công và rút bớt khối lượng hoạt động phá vỡ vỉa để giảm giá thành.

Trước khi xem xét quyết định phát triển một play ghi truyền thống, cần phải thu nhận, phân tích rất nhiều số liệu thẩm lượng mỏ, kể cả phải tiến hành một số tuyến địa chấn 2D, 3D chất lượng cao trên khu vực khai thác. Khối lượng các hoạt động tìm kiếm sơ bộ (đo địa hóa, thăm dò trọng lực, thăm dò điện), số lượng giếng thẩm định, khối lượng đo địa vật lý giếng khoan và thử vỉa đi kèm… ở một mỏ dầu khí phi truyền thống lớn hơn rất nhiều sơ với mỏ dầu khí truyền thống. Công tác khai thác thử nghiệm cũng cần phải tiến hành trong thời gian dài, để có kết quả chính xác về trữ lượng thu hồi cuối cùng của từng giếng và chọn chế độ khai thác tốt nhất, phù hợp với đời sống của từng giếng và tránh được những rủi ro, lãng phí trong quá trình khai thác mỏ, bảo đảm tính kinh tế của đề án. Nói cách khác, nếu thiếu những dữ liệu cần thiết, tỉ mỉ, thì không thể kết luận những play phi truyền thống là có tiềm năng lớn hoặc không có tiềm năng, đặc biệt là có tiềm năng thương mại hay không. Chỉ có kết quả thăm dò chi tiết và khai thác mới có câu trả lời chính xác.

Ở Mỹ và Canada, một số đề án dầu khí phi truyền thống thành công ở các bồn trũng Bakken, Barnett, Eagle Ford, Bossier - Haynesville, Montney nhưng cũng có không ít đề án thất bại. Bồn trũng Wyoming và Utah (Mỹ) tuy đã được nghiên cứu rất nhiều nhưng đến nay các công ty dầu khí vẫn chưa chính thức đưa các đối tượng dầu khí phi truyền thống vào khai thác. Ở Ba Lan, một số nhà đầu tư vào lĩnh vực dầu khí phi truyền thống đã đơn phương rút khỏi hợp đồng. Trong một báo cáo khoa học gần đây, Institute of Directors (Vương quốc Anh) gọi các thành tạo phiến sét ở Anh là “Biển Bắc mới”. Vấn đề này được đánh giá là một khẳng định quá sớm và quyết định dừng nghiên cứu dầu khí phi truyền thống ở Rumani, ở Pháp được xem là thiếu cân nhắc. Một ví dụ khác là thành tạo sét Alum (Thụy Điển), trước đây được mô tả như “một trong các thành tạo đá sinh hydrocarbon có nguồn gốc trầm tích biển dày nhất và giàu nhất trên đất liền Bắc Âu” nhưng sau khi nhiều giếng thăm dò được thử vỉa, Shell cho biết thành tạo này có độ chứa khí đốt rất thấp, không thể phát triển thành mỏ khí sét.

Bên cạnh đó, công nghệ, kỹ thuật thăm dò, khai thác dầu khí phi truyền thống cũng đặt ra nhiều vấn đề từ nguyên liệu để chế tạo thiết bị đến mô hình, kết cấu, tính năng, chất lượng các thiết bị đó mà ngay cả các nước có trình độ, kinh nghiệm cao cũng chưa hoàn thiện. Ông Matthias Bichsel - Giám đốc kỹ thuật của Shell tại Hội nghị EAGE (19/6/2013) cho rằng đã là dầu khí phi truyền thống thì tất cả cái gì có liên quan đều là phi truyền thống. Câu nói này nhằm giải thích hiện trạng chưa hoàn toàn định hình công nghệ trong lĩnh vực này.

Các thách thức khác liên quan đến môi trường và kinh tế, quản lý, luật pháp… chỉ mới bắt đầu được nghiên cứu. Nhưng có thể khẳng định khả năng khó dự báo (thậm chí là không thể dự báo) trong mọi khía cạnh liên quan đến tương lai của các dự án dầu khí phi truyền thống và nếu giá dầu thô không đủ cao (ở Mỹ là không thấp hơn 80USD/thùng) thì không thể khai thác được dầu phi truyền thống trong bối cảnh kinh tế - xã hội hiện nay.

Trong lĩnh vực dầu khí phi truyền thống, con đường để nâng cao sản lượng với chi phí thấp là sử dụng công nghệ phá vỡ vỉa bằng thủy lực thông thường để tăng thể tích kẽ nứt liên thông trong tầng chứa. Tuy nhiên, đến nay ¼ hoạt động này không mang lại hiệu quả. Hướng cải thiện nhược điểm này là tiến hành mô hình hóa cơ chế tạo ra kẽ nứt thật tỉ mỉ, sử dụng tất cả các tham số như tốc độ - cường độ dòng nước bơm ép, khoảng cách tối ưu giữa các kẽ nứt, các tính chất của đá chứa… Từ đó chọn lựa, áp dụng công nghệ phá vỡ vỉa thủy lực phức hợp (multiple) nhằm tăng khối lượng và chất lượng kẽ nứt cũng như tạo ra tác động liên hoàn giữa các kẽ nứt trong khối đá chứa bất đồng nhất. Một hiện tượng nữa cũng góp phần tăng độ rỗng là các nứt nẻ có sẵn nằm gần thân giếng thường bị tắc nghẽn (vì bị lấp đầy bởi các vật liệu) nhưng trong quá trình kích thích vỉa lại được mở ra, giúp cho lưu lượng dầu hoặc khí chảy vào lòng giếng khai thác tăng mạnh, năng suất của giếng được nâng cao.

Để hạ giá thành, các công ty dầu khí còn sử dụng nhiều giải pháp khác như: tự động hóa, điều khiển từ xa, cải tiến máy móc thiết bị, sử dụng lại nước vỉa làm nguồn năng lượng phá vỡ vỉa, cải tiến phương pháp điều hành, quản lý mỏ… Nhờ đó, dầu khí phi truyền thống vẫn được khai thác thương mại, giúp Mỹ giảm nhập khẩu năng lượng, đồng thời trở thành nước xuất khẩu dầu khí quan trọng nên trị trường dầu khí thế giới trong tương lai gần.

Kết luận

Trữ lượng tiềm năng của dầu khí phi truyền thống trên toàn thế giới rất lớn, cần tập trung đầu tư để thăm dò, khai thác nhằm đáp ứng nhu cầu năng lượng trong tương lai. Hoạt động thăm dò, khai thác dầu khí phi truyền thống nhiều rủi ro, thách thức hơn dầu khí truyền thống, do đó việc đầu tư cần được tiến hành thận trọng để đảm bảo thành công. Các đề án dầu khí phi truyền thống cần có một chương trình đạo tạo cán bộ chuyên sâu nghiêm túc; tiến hành từng bước, có hệ thống với các nghiên cứu, thử nghiệm, tổ chức sản xuất dài hạn, toàn diện, không được nóng vội, không quá lạc quan cung không quá bi quan ngay khi gặp thành công hay thất bại ban đầu.

Trong khi các nguồn năng lượng truyền thống đang có lợi thế nhất định trên thị trường, cần đặc biệt lưu ý các giải pháp để hạ giá thành sản xuất khi phát triển công nghiệp dầu khí phi truyền thống. Để nâng cao sức cạnh tranh, tư duy khoa học luôn luôn đổi mới, áp dụng nhiều giải pháp công nghệ tiến bộ và có cơ chế điều hành, quản lý phù hợp.

Về công tác quản lý nhà nước, các cơ quan quản lý cần cải tiến nội dung các hợp đồng PSC một cách linh hoạt để thu hút đầu tư cũng như áp dụng các chính sách, thể chế, để nước chủ nhà có thể tiếp cận, nhận chuyển giao và sử dụng công nghệ, thiết bị đặc thù cần thiết cho lĩnh vực dầu khí phi truyền thống này.

Tài liệu tham khảo

1. Trần Ngọc Toản. Dầu khí trong đá chặt sít. Tạp chí dầu khí 2013;7:trang 63-65.

2. Matthias Bichsel. Not all fields are created equal. Speech at the EAGE conference, London. June 13, 2013.

3. Oil and Gas Journal. 8/2013

NangluongVietnam.vn