THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ

NGHIÊN CỨU QUY HOẠCH TỔNG THỂ CÁC MỎ DẦU KHÍ BỂ CỬU LONG
ThS. Vũ Minh Đức và các cộng sự
Tổng công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí

Tóm tắt

Nhóm tác giả đã tổng quan trữ lượng tại chỗ, trữ lượng thu hồi của các tiềm năng dầu khí chưa được phát triển,
đánh giá tình trạng hệ thống thiết bị khai thác của các mỏ đã và đang phát triển nhằm quy hoạch định hướng phát
triển các tiềm năng dầu khí đã được phát hiện tại bể Cửu Long. Kết quả nghiên cứu cho thấy có thể kết nối một số cấu
tạo tiềm năng lân cận vào các cụm thiết bị khai thác hiện có để khai thác tối đa cơ sở hạ tầng phát triển khai thác hiện
có. Đồng thời, nhóm tác giả đã chỉ ra thứ tự ưu tiên thăm dò theo nguyên tắc vết dầu loang và đưa ra đề xuất cụ thể
nhằm đảm bảo hiệu quả kinh tế cho nhà đầu tư trong việc phát triển các mỏ có trữ lượng nhỏ và cận biên.
Từ khóa: Bể Cửu Long, tiềm năng dầu khí, phát triển mỏ, mỏ cận biên, quy hoạch phát triển mỏ, công suất xử lý, phát triển kết
nối, phát triển độc lập, hiệu quả phát triển mỏ cận biên.

1. Giới thiệu Trên cơ sở đó, các tiềm năng dầu khí của bể Cửu Long
được chia thành 3 nhóm sau:
Hoạt động thăm dò dầu khí ở khu vực bồn trũng bể
Cửu Long đã được triển khai vào những năm 70 của thế - Nhóm I: Các mỏ đã thành lập báo cáo trữ lượng dầu
kỷ XX (Hình 1). Hoạt động khai thác dầu khí được đánh khí và đã được Chính phủ phê duyệt;
dấu kể từ khi Vietsovpetro khai thác dòng dầu đầu tiên - Nhóm II: Các phát hiện đã khoan, có phát hiện dầu
vào năm 1986. Từ đó đến nay, các hoạt động thăm dò, khí, con số trữ lượng của các phát hiện đã được các nhà
khai thác dầu khí tại bể Cửu Long tiếp tục được triển khai thầu đánh giá sơ bộ và chưa được Chính phủ phê duyệt;
mạnh mẽ. Tuy nhiên, bể Cửu Long vẫn còn nhiều cấu tạo
- Nhóm III: Các cấu tạo triển vọng chưa được khoan
tiềm năng chưa được phát triển, trong đó phần lớn là
hoặc đã khoan nhưng chưa phát hiện dầu khí.
các cấu tạo nhỏ, cận biên, nên cần phải có chiến lược và
phương án phát triển phù hợp nhằm mang lại hiệu quả Mỗi lô, mỗi cấu tạo thuộc nhóm II và nhóm III được
kinh tế. đánh giá về mặt tìm kiếm thăm dò, công nghệ mỏ, phát
triển khai thác, hợp đồng dầu khí và hiệu quả kinh tế. Kết
Nhóm tác giả đã nghiên cứu, tổng hợp trữ lượng tại
quả các lô, các mỏ riêng biệt sẽ được phân tích, tổng hợp
chỗ của các cấu tạo tiềm năng thuộc 13 lô khác nhau ở
để đưa ra quy hoạch tổng thể cho các cấu tạo tiềm năng
bể Cửu Long (Bảng 1). Từ đó chọn ra các cấu tạo có triển
của bể Cửu Long.
vọng nhất để đánh giá trữ lượng thu hồi và nghiên cứu
các phương án phát triển cho các cấu tạo này. 2. Tiềm năng dầu khí, trữ lượng thu
hồi và tình trạng thiết bị khai thác
ở bể Cửu Long
2.1. Tiềm năng dầu khí

Để tổng quan tiềm năng dầu

khí ở bể Cửu Long, nhóm tác giả đã
sử dụng các tài liệu địa chấn, tài liệu
giếng khoan thăm dò thẩm lượng và
các nguồn tài liệu khác (báo cáo ước
tính trữ lượng dầu khí tại chỗ của các
mỏ đã được Chính phủ phê duyệt,
báo cáo đánh giá/cập nhật trữ lượng
dầu khí tại chỗ của các phát hiện đã
được các nhà thầu đánh giá, báo cáo
gia hạn giai đoạn thăm dò dầu khí
Hình 1. Vị trí bể Cửu Long

30 DẦU KHÍ - SỐ 7/2014

 PETROVIETNAM

Bảng 1. Số lượng cấu tạo tiềm năng và cấu tạo nghiên cứu phát triển khai thác ở 13 lô dầu khí ở bể Cửu Long

Số lượng cấu tạo

Tình trạng phát triển Hợp đồng Số lượng cấu tạo
TT Lô nghiên cứu phát
khai thác dầu khí tiềm năng
triển khai thác
01 & 02/10 Chưa phát triển Đã có 15 6
1 01 & 02/10
01 & 02/10 mở Chưa phát triển Lô mở 3 3
09-2/09 Chưa phát triển Đã có 3 3
2 09-2/09
09-2/09 mở Chưa phát triển Lô mở 1 1
3 09-2/10 Chưa phát triển Đã có 11 2
4 09-3/12 Chưa phát triển Đã có 9 3
5 15-1/05 Chưa phát triển Đã có 13 4
15-2/13 mở Chưa phát triển Lô mở 2
6 15-2 mở 9
15-2/19 mở Chưa phát triển Lô mở 3
16-1/13 mở Chưa phát triển Lô mở 2
7 16-1 mở 16-1/19 mở Chưa phát triển Lô mở 12 4
16-1/20 mở Chưa phát triển Lô mở 1
16-2 Chưa phát triển Đã có 15 3
8 16-2
16-2 mở Chưa phát triển Lô mở 3 3
9 17 mở Chưa phát triển Lô mở 6 2
10 01 & 02 Đang khai thác, phát triển Đã có 3 0
11 09-3 Đang khai thác Đã có 1 1
12 15-1 Đang khai thác, phát triển Đã có 3 2
13 15-2 Đang khai thác, phát triển Đã có 9 2
Tổng 13 116 47

phần chính xác hóa tiềm năng dầu khí ở khu vực này. Tuy
nhiên, một số khu vực vẫn cần tiến hành thu nổ địa chấn
bổ sung cũng như xử lý để phục vụ tận thăm dò các cấu
tạo tiềm năng.
- Tài liệu giếng khoan: Tính đến thời điểm nghiên
cứu đã có 156 giếng khoan thăm dò thẩm lượng với tỷ lệ
thành công là 70,5%. Các loại mẫu như mẫu thạch học, cổ
sinh, địa hóa và mẫu lõi đã được phân tích. Bên cạnh đó,
các kết quả về địa vật lý giếng khoan, master log và thử vỉa
rất đầy đủ và chi tiết trong từng lô, từng giếng. Phần lớn
các tài liệu này đều có chất lượng tốt và đáp ứng được yêu
cầu sử dụng để đánh giá. Cùng với tài liệu địa chấn, đây là
nguồn tài liệu quan trọng và cơ bản, đặc biệt là thông số
địa chất từ các tài liệu này sẽ quyết định đến dự tính trữ
Hình 2. Sơ đồ tuyến khảo sát địa chấn 3D của bể Cửu Long lượng dầu khí tại chỗ và tiềm năng.
- Đối tượng dầu khí trong bể Cửu Long: Căn cứ vào
và các nghiên cứu đánh giá tiềm năng dầu khí của bể từ
đặc trưng hệ thống dầu khí, đặc điểm địa chất của các mỏ
trước đến nay).
và phát hiện dầu khí, trong bể Cửu Long có thể phân ra 5
- Tài liệu địa chấn: Hoạt động thu nổ địa chấn phục đối tượng chứa dầu khí: đá móng nứt nẻ tuổi trước Đệ tam,
vụ công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí trên khu vực bể Cửu cát kết tuổi Oligocen sớm, cát kết tuổi Oligocen muộn, cát
Long đã diễn ra sôi động. Hầu hết các lô trong bể đã được kết tuổi Miocen sớm và cát kết tuổi Miocen trung.
khảo sát địa chấn 2D với mật độ tuyến 30km x 50km; 4km
- Đánh giá trữ lượng dầu khí bể Cửu Long: Dựa trên
x 4km hoặc dày hơn. Tại một số lô đã có phát hiện dầu khí,
các tài liệu hiện có, nhóm tác giả đã thống kê và phân chia
đặc biệt là trên phần diện tích của các mỏ đã tiến hành
các nhóm cấu tạo (Bảng 2).
khảo sát địa chấn 3D với mật độ đan dày (Hình 2). Công
tác xử lý tài liệu địa chấn tiên tiến được sử dụng và là cơ sở - Định hướng thăm dò: Kết quả nghiên cứu cho thấy
giúp nâng cao chất lượng minh giải tài liệu địa chấn, góp các đối tượng cần quan tâm thăm dò thẩm lượng trong

DẦU KHÍ - SỐ 7/2014 31

THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ

Bảng 2. Kết quả đánh giá và phân chia các nhóm cấu tạo tại bể Cửu Long các mỏ lân cận, phụ
thuộc vào tính chất vỉa
Nhóm Ghi chú
và tính chất chất lưu
I
Thống kê đến hết năm 2012 (cấp 2P) của các Lô 15-1, 15-2, 15-2/01, 16-1, 01 & 02, khu vực cần tính. Lưu
đã được phê
01/97 & 02/97, 09-2, 09-3. lượng ban đầu tương
duyệt
II Thông tin cập nhật đến tháng 7/2013 (cấp 2P) của các Lô 01/10 & 02/10 (mỏ Kình tự các mỏ lân cận và
chưa được Ngư Vàng), 09-2/09 (mỏ Kình Ngư Trắng), 15-1/05 (mỏ Lạc Đà Vàng, Lạc Đà Nâu), phụ thuộc vào bề dày
phê duyệt 16-2 (mỏ Hà Mã Xám), 01 & 02 (mỏ Jade và Emerald). vỉa sản phẩm. Suy giảm
Thống kê cho 116 cấu tạo tiềm năng với hệ số thành công (POS) nằm trong sản lượng sau khai thác
III khoảng 0,06 - 0,38. Tổng trữ lượng tại chỗ quy dầu (risked) của các cấu tạo này là đỉnh: 20 - 30%/năm.
các cấu tạo 2.406 triệu thùng. Các cấu tạo có POS cao được chọn để đánh giá trữ lượng thu
triển vọng hồi và xem xét phương án phát triển mỏ; Dự báo sản lượng
- Số lượng cấu tạo được lựa chọn để xem xét phương án phát triển là 47 (Bảng 1). khí theo hệ số khí dầu
của cấu tạo đó (nếu
thời gian tới chuyển từ đối tượng tầng chứa móng nứt nẻ đã có giếng khoan) hoặc theo hệ số khí dầu của cấu tạo
sang các tầng cát kết tuổi Oligocen sớm . gần nhất cùng địa tầng (nếu chưa có giếng khoan). Do
không có số liệu chính xác nên hệ số khí dầu được giả
2.2. Ước tính trữ lượng thu hồi và xây dựng sơ đồ sản
định không đổi trong suốt thời gian khai thác. Lưu lượng
lượng khai thác
nước bơm ép dựa trên lưu lượng chất lưu khai thác, giả
Nhóm tác giả đã thống kê, phân tích các thông số như thiết lưu lượng nước bơm ép có tỷ lệ 1:1 so với lưu lượng
áp suất và nhiệt độ vỉa, tính chất tầng chứa và chất lưu của chất lưu khai thác. Lưu lượng khí nâng (gaslift): Số liệu từ
các cấu tạo của các mỏ đang khai thác và đang phát triển các mỏ đang khai thác, ước tính lưu lượng khí nâng trong
ở bể Cửu Long như Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng, Ruby, Pearl, khoảng 0,5 - 3 triệu ft3/ngày/giếng.
Topaz, Rạng Đông, Thăng Long, Đông Đô, Hải Sư Trắng,
Hải Sư Đen, Cá Ngừ Vàng và Nam Rồng - Đồi Mồi để từ đó 2.3. Đánh giá tình trạng thiết bị khai thác ở bể Cửu Long
xác định các thông số giúp đánh giá sản lượng thu hồi của Nghiên cứu cho thấy tổng công suất xử lý dầu, khí và
các cấu tạo tiềm năng (Bảng 3). nước cũng như công suất bơm ép nước toàn bộ các cụm
Từ số liệu tổng hợp từ các mỏ trong khu vực bể Cửu xử lý thuộc bể Cửu Long còn dư khá nhiều và hoàn toàn
Long, nhóm tác giả đã sử dụng phương pháp ước tính đủ để xử lý cho các cấu tạo tiềm năng chưa được phát
tương tự cho các cấu tạo tiềm năng cần đánh giá với số triển kết nối về (Hình 3).
liệu đầu vào được giả định. Do trữ lượng tại chỗ của các Dựa trên kết quả đánh giá tổng thể về cơ sở hạ tầng
cấu tạo tiềm năng khá lớn nên cần tính hệ số về xác suất hiện tại và tương lai gần của bể Cửu Long, dự báo về sản
trữ lượng tại chỗ có thể phát triển (POS RE) vào trữ lượng lượng khai thác cũng như ước tính công suất xử lý dư của
tại chỗ để hạn chế rủi ro. Cụ thể: toàn bể hay từng cụm trung tâm xử lý chính, nhận thấy
- POS RE = 1: Cấu tạo có trữ lượng cấp xác minh (2P), việc đưa các cấu tạo tiềm năng vào phát triển bằng cách
cấu tạo có các tầng sản phẩm đã được khai thác tại nhiều kết nối về hệ thống thiết bị, trung tâm xử lý là hoàn toàn
mỏ khác như Miocen dưới (BI). phù hợp và được đánh giá là phương án khả thi về kỹ
thuật và triển vọng về hiệu quả kinh tế.
- POS RE = 0,7: Các cấu tạo có tầng sản phẩm trong
móng. Theo đánh giá tổng thể, hiện nay hoặc tương lai gần
sẽ có các trung tâm xử lý chính ở Bể Cửu Long được cho
- POS RE = 0,5: Các cấu tạo có các tầng sản phẩm chưa
là phù hợp với phương án kết nối gồm: Cuu Long JOC
được khai thác nhiều tại các mỏ lân cận, như Oligocen (C,
(FPSO TBVN và giàn công nghệ trung tâm Sư Tử Vàng),
D, E, F), Basal sand, các tầng chặt sít, tầng dầu nặng như
JVPC (Rạng Đông CPC), Lam Son JOC (FPSO PTSC Lam
Miocen trên - giữa (BII, BIII)...
Son), giàn công nghệ trung tâm mỏ Bạch Hổ, cụm thiết bị
Số lượng giếng khai thác được ước tính dựa trên diện mỏ Rồng, Hoang Long JOC (FPSO Armada TGT) và PCVL
tích ảnh hưởng khoảng 1 - 4 km2, tùy thuộc vào tính chất (FPSO Ruby II). Tuy nhiên, trong từng trường hợp cụ thể
vỉa. Hệ số thu hồi được xác định trong khoảng hệ số thu cần phải xem xét danh sách các hạng mục cần cải hoán
hồi ứng với từng tầng (Miocen/Oligicen/móng) từ các mỏ và/hoặc nâng cấp để đảm bảo đủ công suất cho các mỏ
lân cận như Bảng 3. Hệ số thu hồi có thể cao hoặc thấp hơn được kết nối.

32 DẦU KHÍ - SỐ 7/2014

 PETROVIETNAM

Bảng 3. Tổng hợp số liệu khai thác bể Cửu Long theo tầng chứa

Miocen Oligocen Móng

Thông số Không bơm Có bơm ép Không bơm Có bơm ép Không bơm Có bơm
ép nước nước ép nước nước ép nước ép nước
Độ sâu vỉa (m) 1.200 - 2.500 2.000 - 3.000 2.000 - 4.000
Áp suất vỉa (psia) 1.700 - 2.700 3.000 - 3.500 3.000 - 7.000
o
Nhiệt độ vỉa ( C) 70 - 110 95 - 110 100 - 150
Độ rỗng (%) 15 - 28 16 - 19 2- 7
Độ thấm (mD) 50 - 3.000 0,1 - 800 0,1 - 2.500
o
Tỷ trọng dầu ( API) 28 - 38 (trừ Đông Đô Miocen) 28 - 48 35 - 44
Lưu lượng (thùng/ngày) 2.000 - 4.000 1.000 - 2.500 1.000 - 6.000
Trữ lượng thu hồi/giếng
1-3 2-7 1-2 2-4 1,5 - 4 2-8
(triệu thùng)
Hệ số thu hồi (%) 20 - 25 25 - 40 15 - 20 20 - 30 15 - 20 20 - 25

- Cụm mỏ Sư Tử (Cuu Long JOC, Lô 15-1): Công Diamond còn có một điểm kết nối dự phòng (riser 10”).
suất xử lý của giàn công nghệ trung tâm Sư Tử Vàng và Do đó, có thể nghiên cứu phương án kết nối về giàn Ruby
FPSO TBVN đủ công suất để xử lý sản phẩm khai thác B hay Diamond trước khi sản phẩm khai thác được đưa về
nội mỏ và các cấu tạo tiềm năng dự kiến đưa về kết nối. xử lý trên FPSO Ruby II.
Tuy nhiên, hạn chế là công suất nén khí của Lô 15-1 sẽ - Mỏ Tê Giác Trắng (Hoang Long JOC, Lô 16-1): Thiết
bị thiếu kể từ năm 2015. Do đó, cần phải nâng cấp hệ bị xử lý chính là tàu FPSO Armada TGT. Đánh giá cho thấy
thống nén khí trên giàn công nghệ trung tâm Sư Tử công suất xử lý dầu, khí và lỏng của tàu FPSO đủ cho nội
Vàng để có đủ công suất khí nén cấp cho nội mỏ và các mỏ và các cấu tạo dự kiến kết nối. Tuy nhiên công suất
cấu tạo kết nối. bơm ép nước, nén khí và khí gaslift bị hạn chế. FPSO hiện
- Mỏ Rạng Đông (JVPC, Lô 15-2): Công suất xử lý của không có riser dự phòng, do đó, để sử dụng công suất xử
giàn xử lý trung tâm đủ để xử lý dầu, khí và nước bơm lý tàu FPSO TGT cần lên phương án kết nối các cấu tạo
ép cho nhu cầu nội mỏ và các cấu tạo dự kiến kết nối về. khác vào giàn TGT-H1, TGT-H4, Hải Sư Trắng/Hải Sư Đen
Tuy nhiên, công suất nén khí và công suất xử lý nước của hoặc kết nối vào PLEM.
JVPC bị hạn chế. Ngoài việc cung cấp cho khí gaslift, hệ - Mỏ Thăng Long - Đông Đô (Lam Son JOC, Lô 01/97
thống nén khí của JVPC cần phải cấp khí phục vụ dự án & 02/97): Hệ thống thiết bị của Lô 01/97 & 02/97 được
tăng cường thu hồi dầu EOR (giai đoạn 2014 - 2019) nên đặt trên tàu FPSO PTSC Lam Sơn. Công suất xử lý dầu của
sẽ có hạn chế công suất nén trong việc cung cấp gaslift FPSO chỉ bắt đầu dư từ năm 2017 và hầu hết công suất xử
cũng như khả năng xuất khí cho các cấu tạo kết nối về mỏ lý thiết kế các hệ thống khác (nước bơm ép, nén khí) đều
Rạng Đông. bị hạn chế.
Khi đưa các cấu tạo kết nối vào JVPC cần phải nâng - Mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng (Vietsovpetro, Lô 09-1): Hệ
cấp hệ thống xứ lý nước khai thác lên 75.000 thùng/ngày thống xử lý của mỏ Bạch Hổ tập trung ở giàn công nghệ
(công suất hiện tại là 50.000 thùng/ngày). từ năm 2017. trung tâm CPP-2 và CPP-3), giàn nén khí trung tâm. Có 2
- Mỏ Ruby (PCVL, Lô 01 & 02/10): Hệ thống thiết bị giàn bơm ép nước (PPD-40000 và PPD-30000) được lắp
của Lô 01 & 02 được đặt trên FPSO Ruby II. Nghiên cứu đặt tại mỏ Bạch Hổ, đảm bảo cung cấp đủ nhu cầu bơm ép
cho thấy sản lượng khai thác dầu của các mỏ thuộc Lô nước tại mỏ Bạch Hổ, Rồng và các mỏ kết nối. Tại mỏ Rồng
01 & 02 còn khá thấp so với công suất thiết kế, do đó có có 3 giàn khai thác có thể xử lý sơ bộ lưu chất khai thác là
khả năng kết nối cho các mỏ lân cận. Tuy nhiên, công suất RP-1, RP-2 và RP-3.
khí gaslift cần phải được nâng cấp do chỉ được thiết kế Kết quả xem xét cho thấy hệ thống thiết bị của Viet-
vừa đủ so với nhu cầu nội mỏ. Bên cạnh đó, Lô 01 & 02 sovpetro tại mỏ Bạch Hổ và Rồng có khả năng xử lý chất
không có hệ thống nước bơm ép, nên cần nghiên cứu lắp lỏng khai thác (dầu, nước) và cung cấp nước bơm ép cho
đặt bổ sung hệ thống bơm ép nước trong trường hợp các các mỏ tiềm năng kết nối. Tuy nhiên trong từng trường
mỏ kết nối. Theo thiết kế hiện nay, FPSO Ruby II không hợp cụ thể cần phải xem xét khả năng lắp đặt thêm riser và
có điểm kết nối thêm riser, trong khi đó giàn Ruby B và cải hoán các hệ thống thiết bị tiếp nhận, đồng thời cần cân

DẦU KHÍ - SỐ 7/2014 33

THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ

Tổng công suất xử lý dầu của bể Cửu Long Tổng công suất xử lý khí của bể Cửu Long
500,000 1,200
450,000

Công suất, triệu ft3 tiêu chuẩn/ngày

1,000
Công, suất nghìn thùng/ngày

400,000
Rong Rong
350,000
Bach Ho 800 VSP
300,000 HLJOC HLJOC
250,000 JVPC 600 JVPC
CLJOC CLJOC
200,000 LSJOC LSJOC
PCVL 400 PCVL
150,000
Công suất thiết kế Công suất thiết kế
100,000 Công suất dư Công suất dư
200
50,000
0 0

Tổng công suất xử lý nước của bể Cửu Long Tổng công suất bơm ép nước của bể Cửu Long
Tổngcôngsuất nén khícủa bể Cử u Long
700,000 900 800,000
Công suất, triệu ft3 tiêu chuẩn/ngày

800 700,000
600,000
Công suất, nghìn thùng/ngày

Công suất, thùng/ngày

700
Rong 600,000
500,000
VSP 600 Rong VSP
500,000
400,000
HLJOC VSP HLJOC
500
JVPC JVPC
HLJOC 400,000
CLJOC 400
300,000 JVPC CLJOC
LSJOC 300,000
PCVL 300 LSJOC
CLJOC
200,000 Công suất
Công suất thiết kế 200 200,000 thiết kế
LSJOC
Công suất dư Công suất dư
100,000 100 PCVL 100,000

0 0 0

Hình 3. Thống kê công suất thiết kế và dự báo sử dụng của các mỏ hiện đã phát triển tại bể Cửu Long

nhắc việc đàm phán về lắp đặt hệ thống đo và phân chia - Xác suất thành công (POS) của cấu tạo dự kiến đưa
sản phẩm, nâng cấp công suất hệ thống nén khí cao áp. vào phát triển. Ưu tiên cấu tạo có POS từ cao xuống thấp
dựa trên xếp hạng các cấu tạo theo POS;
3. Nghiên cứu phương án quy hoạch tổng thể các cấu
tạo tiềm năng ở bể Cửu Long - Trữ lượng thu hồi của cấu tạo: ưu tiên phát triển các
cấu tạo có trữ lượng thu hồi lớn hơn 15 triệu thùng.
3.1. Đề xuất phương án phát triển cho các cấu tạo
tiềm năng - Khoảng cách từ cấu tạo đến hệ thống thiết bị,
trung tâm xử lý hiện hữu: dựa trên kết quả nghiên cứu đặc
Ý tưởng phát triển cho các cấu tạo tiềm năng dựa trên tính đảm bảo an toàn dòng chảy, xem xét phát triển các
2 nguyên tắc chính: (i) kết nối về hệ thống thiết bị, trung cấu tạo theo phương án kết nối trong phạm vi khoảng
tâm xử lý hiện hữu (ii) phát triển độc lập đối với các khu cách 30km đến các trung tâm xử lý.
vực nằm tách biệt với hệ thống thiết bị và trung tâm xử lý
- Ưu tiên phát triển các cấu tạo dầu, cấu tạo khí sẽ
hiện hữu.
đưa vào phát triển sau.
3.1.1. Phương án kết nối về hệ thống thiết bị, trung tâm xử
Kết quả nghiên cứu đề xuất kết nối các cấu tạo vào hệ
lý hiện hữu
thống thiết bị sẵn có được trình bày ở Bảng 4.
Đối với trường hợp kết nối, cần phải tiến hành đánh Đề xuất đẩy nhanh kế hoach khoan thăm dò thẩm
giá công suất xử lý dư, tình trạng hiện tại của hệ thống lượng các cấu tạo nêu trên để sớm đưa vào phát triển
thiết bị, khả năng hoán cải cũng như xem xét thời điểm nhằm tận dụng công suất dư của các hệ thống thiết bị xử
kết thúc hợp đồng dầu khí của các lô có hệ thống thiết bị lý lân cận hiện hữu.
xử lý mà các cấu tạo tiềm năng dự kiến kết nối vào. Quy
hoạch phát triển các cấu tạo tiềm năng cho phương án 3.1.2. Phương án phát triển độc lập
này được dựa trên các tiêu chí cơ bản như sau:
Các cấu tạo cách xa các hệ thống thiết bị, trung tâm xử
- Ưu tiên phát triển các cấu tạo thuộc lô đang khai lý hiện hữu cần được xem xét đẩy nhanh kế hoạch thăm
thác đã có hệ thống thiết bị xử lý và đủ công suất dư cũng dò thẩm lượng để đưa vào phát triển sớm. Về thời điểm
như khả thi trong việc kết nối; đưa các cấu tạo vào phát triển, cần đánh giá tình trạng suy

34 DẦU KHÍ - SỐ 7/2014

 PETROVIETNAM

giảm sản lượng của các cấu tạo, từ đó có kế hoạch đưa các - Bước 1: Áp dụng các điều kiện hợp đồng hiện tại
cấu tạo vào khai thác ở các thời điểm hợp lý nhằm duy trì đối với dự án đã có hợp đồng và áp dụng điều kiện hợp
sản lượng đỉnh của toàn lô. đồng tiêu chuẩn đối với các lô mở. Các dự án không đạt
hiệu quả cận biên sẽ tiếp tục thực hiện đánh giá bước 2.
Các cấu tạo tiềm năng được xem xét phát triển độc
lập gồm: cụm cấu tạo tạo thuộc Lô 16-1 mở (Ba Vì - Ngựa - Bước 2: Áp dụng điều kiện hợp đồng ưu đãi đối với
Ô, Lead Y, Voi Vàng); cụm cấu tạo thuộc Lô 16-2 và 16-2 các dự án không đạt được hiệu quả ở bước 1. Nếu các dự
mở (Hà Mã Xám, Hà Mã Nâu, Hà Mã Đen, Dơi Xám, Lead án tiếp tục không đạt được hiệu quả cận biên sẽ được tiến
A); cụm cấu tạo thuộc Lô 01 & 02/10 mở (NE-B, NE-D)… hành đánh giá ở bước 3.

Đối với ô khác nhau có khoảng cách tương đối gần - Bước 3: Áp dụng thay đổi điều kiện hợp đồng ưu
nhau xem xét phương án phát triển chung nhằm tận đãi (hiện tại điều chỉnh để đạt được các điều kiện ưu đãi
dụng hệ thống thiết bị chung để tối ưu hóa chi phí đầu như của Hợp đồng Lô 05-1a) để đánh giá các dự án đảm
bảo hiệu quả cận biên.
tư và vận hành của dự án. Nhóm tác giả đề xuất phát triển
chung Lô 16-2. 16-2 mở và 16.1 mở bao gồm các cấu tạo: Tiêu chí đưa các cấu tạo vào quy hoạch trên khía cạnh
Hà Mã Đen, Hà Mã Nâu, Hà Mã Xám (Lô 16-2); Dơi Xám, kinh tế được dựa trên quy định của các Quyết định số
Lead A (Lô 16-2 mở); Ba Vì - Ngựa Ô, Voi Vàng, Lead Y (Lô 7069/QĐ-DKVN và 4028/QĐ-DKVN của Tập đoàn Dầu khí
16-1 mở). Việt Nam. Chỉ số giá trị hiện tại thuần chiết khấu tại tỷ suất
hoàn vốn nội tại tối thiểu (LF NPVIRRmin) ≥ 0 là tiêu chí xem
3.1.3. Phương án phát triển các cấu tạo tiềm năng có trữ xét tính hiệu quả của dự án. Nguyên tắc xác định hiệu quả
lượng thu hồi thấp hơn 10 triệu thùng của các cấu tạo đưa vào quy hoạch trên khía cạnh kinh tế
thông qua việc xét các chỉ số hiệu quả của dự án theo thứ
Đối với các cấu tạo có trữ lượng thu hồi thấp hơn 10
tự ưu tiên: LF NPVIRRmin của tổ hợp nhà thầu trước thuế >0;
triệu thùng dầu thu hồi, nhóm tác giả đề xuất các phương
LF NPVIRRmin của tổ hợp nhà thầu sau thuế >0. Các chỉ số
án phát triển sử dụng các công nghệ khai thác tiềm năng
hiệu quả trên dựa trên thứ tự áp dụng các điều kiện hợp
nhằm giảm thiểu tối đa chi phí đầu tư (CAPEX) và chi phí
đồng theo các bước như đã trình bày ở trên. Đối với các
vận hành (OPEX), đồng thời áp dụng các ưu đãi, khuyến
lô chưa ký hợp đồng, áp dụng các điều kiện thương mại
khích trong hợp đồng dầu khí để thúc đẩy phát triển
hợp đồng theo thứ tự ưu tiên của 3 nhóm điều kiện: áp
nhanh các cấu tạo này.
dụng các điều kiện hợp đồng của một dự án tiêu chuẩn;
Các cấu tạo tiềm năng ước tính trữ lượng thu hồi dưới áp dụng các điều kiện hợp đồng của một dự án ưu đãi; áp
10 triệu thùng gồm: Dơi Đen (Lô 16-2), Cá Tầm (Lô 09- dụng các điều kiện theo đề xuất để đạt hiệu quả cận biên.
3/12), Lead T (Lô 15-2 mở), Bẫy địa tầng - Tê Giác Lam (Lô Nhóm tác giả giả định thông số đầu vào khác. Thời
16-1 mở), Lead C (Lô 17 mở), Cá Ông Đôi (Lô 09.2/09)… điểm tính toán từ ngày 1/1/2014. Xác định chỉ số IRRmin
3.2. Đánh giá hiệu quả kinh tế của từng dự án theo các quyết định của Tập đoàn Dầu khí
Việt Nam (số 7096/QĐ-DKVN và 4028/QĐ-DKVN) ngày
Nhóm tác giả tiến hành đánh giá hiệu quả kinh tế của 12/5/2010 của Tập đoàn Dầu khí v/v Ban hành quy định về
các dự án theo các bước sau: tiêu chí đánh giá, thẩm định và quyết định đầu tư dự án
Bảng 4. Nhóm các cấu tạo tiềm năng được xem xét phát triển kết nối

Vietsovpetro - Vietsovpetro -
Cuu Long JOC JVPC Lam Son JOC Hoang Long JOC
Bạch Hổ Rồng
Sư Tử Đỏ N1A Kình Ngư Vàng Nam Alpha Vải Thiều TGT-H5
Hải Sư Vàng
Sư Tử Trắng NE Dương Đông Kình Ngư Vàng Trung tâm Kappa Đồi Mồi Nam
Trung tâm
Lạc Đà Vàng Lead D Omega Đồi Mồi Đông Nam Hải Sư Vàng Bắc
Lạc Đà Xám Kình Ngư Trắng Dơi Xám Hải Sư Vàng Nam
Hổ Vàng Kình Ngư Trắng Nam Lead C Tê Giác Vàng
Beta Opal Bẫy địa tầng Đồi Mồi Tê Giác Đen
Spinel Cá Ông Đôi
Lead B Lead A
Lead C

DẦU KHÍ - SỐ 7/2014 35

THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ

tìm kiếm, thăm dò, khai thác dầu khí. Theo đó, tỷ lệ chiết Giá khí đồng hành năm 2014 là 1USD/triệu Btu năm 2014,
khấu của các phương án được khảo sát ở mức IRRmin xác trượt giá 2%/năm. Trượt giá chi phí Capex, Opex: 0%/năm.
định như sau: 12% đối với dự án thăm dò khu vực nước Cut-off kinh tế vào những năm mà các khoản thu của nhà
sâu hay có điều kiện khó khăn; 11,5% đối với dự án thăm thầu không đủ để trang trải chi phí trong năm đó (đối với
dò khu vực nước nông hay có điều kiện tương đối thuận các lô đã có hợp đồng, giả thiết hợp đồng sẽ được gia hạn
lợi; 11% đối với dự án thẩm lượng; 10,5% đối với dự án nếu chi phí và sản lượng của các phương án vẫn mang lại
phát triển. hiệu quả kinh tế).
Giá dầu thô và condensate: 100USD/thùng (trượt Trên cơ sở thông số, điều kiện của các hình thức hợp
giá 0%/năm). Giá khí thiên nhiên áp dụng theo Lộ trình đồng với các nguyên tắc, tiêu chí quy hoạch của khía
tăng giá khí bể Cửu Long và Nam Côn Sơn tại công văn cạnh kinh tế, hiệu quả các dự án được quy hoạch dựa
số 1154/TTg-KTN của Chính phủ ngày 7/7/2010, theo đó trên các điều kiện hợp đồng khác nhau mỗi dự án sẽ có
mức giá khí tại thời điểm 1/1/2014 là 5,39USD/triệu Btu các phương án khác nhau về hiệu quả dựa trên điều kiện
với giả định trượt giá 2%/năm đến thời điểm có dòng khí áp dụng của điều kiện hợp đồng. Kết quả chạy mô hình
đầu tiên (năm 2017) giá khí khoảng 5,83USD/triệu Btu. kinh tế cho thấy các cấu tạo phát triển độc lập, phát triển
Bảng 5. Đề xuất thời điểm đưa các cấu tạo tiềm năng vào khai thác bằng phương án kết nối
và loại hình hợp đồng áp dụng để phương án phát triển có hiệu quả kinh tế

Đề xuất áp dụng
loại hợp đồng dầu khí
Tên cấu tạo 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2024
PSC PSC PSC
tiêu chuẩn ưu đãi điều chỉnh
Sư Tử Đỏ x
Kết nối về Cuu Long JOC

Sư Tử Trắng NE x
Lạc Đà Vàng x
Lạc Đà Xám x
Hổ Vàng x
Belta x
Spinel x
Lead B x
Lead C x
N1A x
Dương Đông x
Kết nối về JVPC

Lead D x
Kình Ngư Trắng x
Kình Ngư Trắng Nam x
Opal x
COD x
Lead A x
Lam
JOC
Son

Kình Ngư Vàng Nam x

Alpha x
Bạch
Hổ

Kappa x
Omega x
Vải Thiều x
Kết nối về

Đồi Mồi Nam x

Rồng

Đồi Mồi Đông Nam x

Dơi Xám
Bẫy địa tầng Đồi Mồi x
HSV-C x
Kết nối về
Long JOC

HSV-N x
Hoang

HSV-S x
Tê Giác Vàng x
Tê Giác Đen x

Ghi chú: Thời điểm đưa cấu tạo vào khai thác

36 DẦU KHÍ - SỐ 7/2014

 PETROVIETNAM

Bảng 6. Đề xuất thời điểm đưa các cấu tạo phát triển chung vào khai thác
và loại hợp đồng dầu khí áp dụng cho phương án phát triển chung

Thời điểm đưa các cấu tạo phát triển chung vào khai thác
Đề xuất áp dụng
Lô Cấu tạo
loại hợp đồng Ghi chú
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
dầu khí
Hà Mã Đen PSC tiêu chuẩn
Lô 16-2 Hà Mã Nâu PSC tiêu chuẩn
Hà Mã Xám PSC tiêu chuẩn
Lô 16-2 Dơi Xám PSC tiêu chuẩn Kết nối về
mở Lead A PSC tiêu chuẩn Lô 16-2
Ba Vì - Ngựa Ô PSC tiêu chuẩn Kết nối về
Lô 16-1
Voi Vàng PSC tiêu chuẩn Lô 16-2
mở
Lead Y PSC tiêu chuẩn

chung và hầu hết các cấu tạo phát triển kết nối đều có thể việc phát triển các cấu tạo này bằng phương án phát triển
mang lại hiệu quả kinh tế cho nhà đầu tư khi áp dụng các độc lập sử dụng giàn đầu giếng kết hợp FPSO hoặc phát
điều khoản và điều kiện của loại hợp đồng dầu khí tiêu triển bằng phương án kết nối về các trung tâm xử lý hiện
chuẩn. Riêng đối với các cấu tạo có trữ lượng thu hồi dưới hữu đều không mang lại được kết quả kinh tế khả quan.
10 triệu thùng, chỉ khi được áp dụng điều khoản và điều Chính vì vậy cần đề xuất sử dụng các công nghệ khai thác
kiện của hợp đồng dầu khí dạng hiệu chỉnh thì dự án mới tiềm năng như MOPU (mobile offshore production unit),
mang lại hiệu quả kinh tế cho nhà đầu tư. FPSO DP, COSMOS (conductor support minimum offshore
system)… để phát triển các cấu tạo này và các cấu tạo
3.3. Đề xuất quy hoạch tổng thể các cấu tạo tiềm năng
không đạt hiệu quả kinh tế trong phương án phát triển
bể Cửu Long
độc lập hoặc kết nối.
- Dựa trên kết quả nghiên cứu, nhóm tác giả đề xuất Trong số đó, nhóm tác giả đã chọn lọc 3 cấu tạo (Bẫy
thay đổi thời gian khoan thăm dò thẩm lượng một số cấu địa tầng Opal, Cá ông Đôi, Lead C) và sử dụng MOPU để
tạo nhằm tối ưu hóa thời gian cập nhật thông tin về trữ tính toán phát triển trên cơ sở đóng mới một MOPU để
lượng phục vụ cho mục đích phát triển mỏ. Cụ thể một khai thác 03 cấu tạo, thời gian khai thác mỗi cấu tạo là
số cấu tạo được đề xuất đẩy nhanh tiến độ thăm dò thẩm 05 năm theo thứ tự Lead C, Cá Ông Đôi, Opal. Hiệu quả
lượng để có thể được phát triển đồng thời với các cấu tạo kinh tế của phương án áp dụng công nghệ MOPU được
lân cận. cải thiện đáng kể so với phương án đưa các cấu tạo này
- Đề xuất phương án phát triển kết nối và thời gian vào phát triển độc lập hoặc kết nối. Tuy nhiên, hiệu quả
đưa vào khai thác các cấu tạo tiềm năng (Bảng 5) kinh tế phụ thuộc rất nhiều vào điều khoản về thuế của
hợp đồng dầu khí. Hiệu quả kinh tế của các phương án
- Đối với các cấu tạo tiềm năng thuộc các lô dầu khí
tương đối khác nhau khi áp dụng các điều kiện khác nhau
có vị trí tương đối gần nhau, nhóm tác giả đề xuất phương
trong hợp đồng.
án phát triển chung nhằm giảm thiểu chi phí Capex và
Opex nhằm tăng hiệu quả kinh tế cho dự án. Trên thực Trên cơ sở đó, nhóm tác giả đề xuất thay đổi điều
tế kết quả nghiên cứu cho thấy việc đưa các cấu tạo tiềm khoản và điều kiện hợp đồng dầu khí cho các lô tiềm năng
năng vào phát triển chung đã mang lại hiệu quả kinh tế bể Cửu Long. Các điều kiện thương mại của hợp đồng dầu
cao hơn nhiều so với trường hợp phát triển độc lập. Điều khí sẽ có ảnh hưởng và quyết định đến hiệu quả kinh tế
đó được thể hiện rõ trong trường hợp phát triển chung của các lô. Để đảm bảo hiệu quả kinh tế theo tiêu chí quy
cho các Lô 16-1 mở, 16-2 và 16-2 mở. hoạch, nhóm nghiên cứu đề xuất áp dụng các chính sách
khuyến khích, cơ chế ưu đãi về thuế trong các hợp đồng
- Nhóm nghiên cứu cũng đề xuất về tiến độ phát
chia sản phẩm dầu khí (Bảng 8) theo thứ tự ưu tiên giảm
triển mỏ cho các cấu tạo tiềm năng quy hoạch phát triển
dần. Tỷ lệ áp dụng cũng đề xuất theo 2 mức ưu đãi với
và loại hình hợp đồng dầu khí cần áp dụng (Bảng 6).
(i) mức ưu đãi tối thiểu tương đương với cơ chế đang áp
- Đối với các cấu tạo tiềm năng có ước tính trữ lượng dụng cho các dự án nằm trong danh mục khuyến khích
thu hồi thấp hơn 10 triệu thùng, sơ bộ tính toán cho thấy đầu tư do Thủ tướng Chính phủ quy định tại Quyết định

DẦU KHÍ - SỐ 7/2014 37

THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ

Bảng 7. Nhóm các cấu tạo có trữ lượng thu hồi thấp án kết nối, nhóm tác giả đề xuất các thời
và không đạt hiệu quả kinh tế trong phương án phát triển độc lập/kết nối điểm đưa các cấu tạo vào phát triển, vị trí kết
Trữ lượng thu Không đạt hiệu nối, đánh giá hiệu quả kinh tế từng phương
hồi ước tính quả kinh tế khi án và xem xét khả năng áp dụng các dạng
Lô Tên cấu tạo
thấp hơn 10 phát triển độc điều khoản hợp đồng dầu khí nhằm đem lại
triệu thùng lập hiệu quả kinh tế cho từng phương án.
16-2 Dơi Đen x
09-3 Cá Tầm x
- Đối với các cấu tạo dự kiến phát triển
15-2 mở T x độc lập, nghiên cứu đề xuất thời điểm đưa các
16-1 mở Bẫy địa tầng - TGL x cấu tạo vào phát triển, đánh giá hiệu quả kinh
17 mở Lead C x tế cho mỗi phương án và từ đó đã đề xuất việc
09-2/09 Cá Ông Đôi x phát triển chung cho một số khu vực lân cận
NE-B x nhằm đạt hiệu quả kinh tế cao hơn (phát triển
01 & 02/10
NE-D x chung Lô 16-1 mở, Lô 16-2 và Lô 16-2 mở). Đối
với các cấu tạo phát triển độc lập mà hiệu quả
Bảng 8. Đề xuất thay đổi điều kiện và điều khoản hợp đồng dầu khí
kinh tế đánh giá ở mức không hiệu quả ngay
Tỷ lệ sửa đổi đề xuất cả khi đã áp dụng các điều khoản điều chỉnh
Tỷ lệ hiện
TT Hạng mục Ưu đãi Ưu đãi của hợp đồng dầu khí thì cần nghiên cứu
tại
tối thiểu tối đa thêm các phương án phát triển khai thác hay
1 Thuế thu nhập 50% 32% 28% áp dụng các công nghệ khai thác tiềm năng
2 Thuế xuất khẩu dầu thô 10% 4% 0% mới để áp dụng vào thực tiễn.
3 Thu hồi chi phí 50% 70% 70%
Tỷ lệ chia dầu khí lãi cho - Dựa trên điều kiện của từng hình thức
4 50 - 83% 25 - 83% 45 - 90% hợp đồng cũng như các nguyên tắc, tiêu chí
nhà thầu
5 Thuế tài nguyên dầu 10 - 29% 7 - 23% 4 - 20% quy hoạch, hiệu quả các dự án dựa trên các
6 Thuế tài nguyên khí 0 - 10% 1 - 6% 0 - 6% điều kiện hợp đồng khác nhau. Hiệu quả kinh
tế của các phương án sẽ khác nhau dựa trên
số 84/2005/QĐ-TTg ngày 20/4/2005 và (ii) mức ưu đãi tối điều kiện áp dụng của từng hợp đồng.
đa hiện đã và đang được áp dụng với mỏ Đại Hùng tại Lô Nghiên cứu của nhóm tác giả dựa trên các số liệu về
05-1-a. tìm kiếm thăm dò và công nghệ mỏ tại thời điểm tháng
4. Kết luận 9/2013. Kết quả nghiên cứu của báo cáo cần được cập
nhật thường xuyên để phù hợp với thực tế, đặc biệt khi có
Bể trầm tích Cửu Long được đánh giá là bể có tiềm sự thay đổi về số liệu đầu vào và giá dầu.
năng dầu khí quan trọng nhất trong các bể trầm tích của
Việt Nam cho đến thời điểm hiện tại. Trên cơ sở đánh giá Tài liệu tham khảo
tình trạng thiết bị, công suất dư của các trung tâm xử lý 1. Bộ Công nghiệp (Bộ Công Thương). Quyết định
hiện hữu thuộc bể Cửu Long cũng như trữ lượng thu hồi số 38/2005/QĐ-BCN về Quy định phân cấp tài nguyên, trữ
ước tính của các cấu tạo tiềm năng, nhóm tác giả đã đưa lượng dầu khí và lập báo cáo trữ lượng dầu khí. 6/12/2005.
ra một số kết luận như sau:
2. Tổng công ty Dầu khí Việt Nam. Địa chất và Tài
- Đối với chương trình thăm dò thẩm lượng 2014 - nguyên Dầu khí Việt Nam. Nhà xuất bản Khoa học và Kỹ
2025, đề xuất thay đổi một số mốc thời gian thăm dò thẩm thuật. 2005.
lượng của một số cấu tạo tiềm năng thuộc bể Cửu Long.
Đối với các cấu tạo dự kiến phát triển bằng phương án kết 3. Tổng công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí. Báo cáo
nối, mốc thăm dò thẩm lượng thay đổi dựa trên việc đánh trữ lượng và cập nhật trữ lượng đã phê duyệt đến 30/6/2013
giá công suất dư và khả năng kết nối vào hệ thống thiết các mỏ thuộc bồn trũng Cửu Long.
bị sẵn có. Đối với các cấu tạo dự kiến phát triển độc lập, 4. Tổng công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí. Báo
đề xuất thúc đẩy nhanh kế hoạch thăm dò thẩm lượng để cáo đầu tư các Lô 15-2 mở, 16-1 mở, 15-1/05; 16-2; 09-2/10;
sớm đưa các cấu tạo này vào phát triển. 01/10 & 02/10.
- Đối với các cấu tạo dự kiến phát triển theo phương 5. Viện Dầu khí Việt Nam. Báo cáo kết quả nghiên cứu

38 DẦU KHÍ - SỐ 7/2014

 PETROVIETNAM

Đề tài “Đánh giá tiềm năng dầu khí trên vùng biển và thềm 9. Nam Rong - Doi Moi full field development plan.
lục địa Việt Nam” (thuộc Đề án tổng thể “Điều tra cơ bản và 2013.
quản lý tài nguyên, môi trường biển đến năm 2010, tầm nhìn
10. Full field development & production plan Block 15-
đến năm 2020”). 2013.
1, Su Tu Den/Su Tu Vang complex 2012 update.
6. Tổng công ty Tư vấn Thiết kế Dầu khí - CTCP.
11. Revised full field development plan of Rang Dong
Nghiên cứu khả năng kết nối, cải hoán điểm tiếp nhận các
field. March 2012.
mỏ bể Cửu Long. 12/2013.
12. Block 16-1, offshore Viet Nam, Te Giac Trang field
7. Kinh Ngu Trang field development feasibility study
development plan (revision 2). 15 November, 2010.
for production tie-in to Block 15-2 facility. 14 August, 2012.
8. Thang Long - Dong Do field development plan (final
submission).25 August, 2011.

General development plan for potential oil

and gas discoveries in Cuu Long basin
Vu Minh Duc and associates
Petrovietnam Exploration Production Corporation

Summary

Cuu Long is the basin which has the longest history of offshore petroleum exploration and production in Vietnam to
date. Alongside developed fields, there are many oil and gas discoveries in the basin which have not been developed.
Thus, there is an urgent need to establish an appropriate general development plan for these discoveries. The authors
carried out hydrocarbon initial in-place and reserve assessment and examined different development options for
these undeveloped oil and gas potentials. The study shows that many undeveloped oil and gas discoveries can tie
in to the existing production facilities in Cuu Long basin to maximise the use of these existing infrastructures. Other
fields can be developed in stand-alone concept. The authors also made specific recommendations on development
schedule for these discoveries, the priority to explore potential prospect and on adjustment of terms and conditions
of petroleum sharing contract for small and marginal oil and gas fields.
Key words: Cuu Long basin, oil and gas potential, field development, marginal field, development planning, processing capac-
ity, tie-in development, stand-alone development, economic of marginal field.

DẦU KHÍ - SỐ 7/2014 39