Phát hiện dầu ở tầng móng Mỏ Bạch Hổ – Những điều cần nói rõ 

Nhớ lại những bài viết hay trả lời phỏng vấn của một số người, tôi thấy cần trả lời rõ về 2 điểm đó là:

1. Phát hiện này có phải là tình cờ, may mắn ngẫu nhiên?
2. Nếu không phải là tình cờ, may mắn ngẫu nhiên thì những ai là người có công trong phát hiện này?

Xin được trả lời:

Việc đi đến quyết định thử lại ở giếng khoan số 1 – MSP-1 xuất phát từ một quá trình kiên trì đánh giá, nghiên cứu và thu thập thông tin từ tầng đá móng mà lúc đó gọi là tầng phong hóa. 

Những người đã qua các cơ sở đào tạo của Liên Xô và Đông Âu đều đã hiểu về nguyên lý, mục tiêu của công tác điều tra cơ bản, tìm kiếm thăm dò tài nguyên. Đối với các khu vực họat động mới, cần có các giếng khoan chuẩn (опорные)-lấy mẫu 100% hoặc giếng khoan thông số (параметрические), mở hết lát cắt trầm tích, mở vào móng kết tinh ít nhất 50 m. 

Trên lô 09-1, ngoài giếng khoan số 5 BH (khoan năm 1984) vì mục đích sớm có kết quả, thông tin để xây dựng giàn khai thác sớm và giếng khoan số 4 BH (khoan năm 1985) do gặp nhiều tầng sản phẩm trong oligoxen với dị thường áp suất cao, các giếng khoan thăm dò khác đều đã được thiết kế và thi công khoan vào móng phong hóa 100-150m cùng với việc khoan lấy mẫu lõi, nghiên cứu bằng carota:

– Tại giếng khoan số 3-BH do giàn tự nâng Ekhabi thi công năm 1985 đã mở vào móng phong hóa 66m (từ 3345 đến 3411 m), lấy mẫu lõi liên tục trong đoạn 3345 đến 3381 m (36 m) vì trong mẫu liên tục có biểu hiện tốt (vết dầu, phát quang). Đối tượng này cũng được tiến hành thử vỉa bằng cách bắn mìn trong khoảng 3350 đến 3380 m. Không nhận được dầu. Từ kết quả thử vỉa có nghi ngờ do mất dung dịch trong quá trình khoan.

– Giếng khoan số 1 MSP-1 (khoan năm 1986), mặc dù mất hàng tháng để chống sập lở trong tầng sét kết màu đen oligoxen trên và mất dung dịch trong tầng đá móng phong hóa (lúc này mới có khái niệm về phong hóa, chưa có khái niệm và thông tin về móng nứt nẻ) vẫn khoan mở vào móng 76 m (từ 3102 đến 3178 m), lấy hai hiệp mẫu lõi có biểu hiện dầu (phát quang), đã tiến hành thử vỉa tầng móng ở thân trần (3123 – 3178 m) và qua phin (3102 – 3123 m). Kết quả thử vỉa đã không nhận được sản phẩm, có nghi ngờ do mất dung dịch quá nhiều và trong thời gian dài nên đã không gọi dòng thành công (phụ lục số 1).

– Giếng khoan số 6-BH do tàu khoan Mikhain Michin khoan năm 1987 sau khi chống ống ф 178 mm đến 3500 m, khoan tiếp vào tầng móng phong hóa đến 3533 m. Do trong quá trình khoan gặp mất dung dịch lớn 35m3/h đã dừng khoan để tiến hành thử vỉa qua thân trần. Kết quả nhận dòng dầu tự phun ở côn 11,9 mm với lưu lượng 373,5 m3/ngày, áp suất trên miệng giếng là 91,5 ATM, nhiệt độ trên miệng giếng là 131,7 độ C.

Cũng cần nói rõ rằng, sau khi nhận được kết quả thử vỉa kể trên, đổ cầu ngăn cách ở 3498 m, Vietsovpetro còn thử tiếp đối tượng oligoxen bằng cách bắn mìn ở các khoảng 3473 – 3475, 3476 – 3481, 3483 – 3489, 3490 – 3495 m cũng nhận được dòng dầu tự phun mạnh ở côn 11,9 mm lưu lượng dầu là 358 m3/ngày, áp suất miệng giếng là 96,6 ATM.

Ở đây có câu hỏi đặt ra cần giải quyết tiếp là liệu có sự lưu thông giữa hai đối tượng này? do khoảng cách quá gần và chỉ có 5 m xi măng sau ống chống ngăn cách chúng (3495 – 3500 m) (phụ lục số 2).

Những nghi ngờ từ kết quả thi công và những thông tin từ hai giếng khoan : số 1- MSP-1 và số 3-BH cũng như những kết quả khả quan từ giếng khoan số 4-BH và đặc biệt số 6-BH ở phía bắc giàn MSP-1 (vị trí các giếng ở phụ lục số 3), chính là cơ sở để Vietsovpetro đặt ra vấn đề cần thiết nghiên cứu, tận thăm dò đối tượng móng ở mỏ Bạch Hổ từ các giàn cố định MSP 1, 3, 5 vào tháng 5/1988, trong đó có vòm Nam (sau này là vòm Trung tâm).

2. Công của ai?

Từ những thông tin và kết quả khoan tìm kiếm kể trên đã có thể đã khẳng định rằng việc tìm ra dầu trong mioxen, oligoxen, đặc biệt là từ đá móng là kết quả của một quá trình kiên trì, kiên định triển khai công tác tìm kiếm – thăm dò hết sức có trách nhiệm đối với yêu cầu điều tra cơ bản, đánh giá tài nguyên của lòng đất. Mỗi chương trình kế hoạch hoạt động ở Vietsovpetro đều có sự tham gia của rất nhiều bộ phận liên quan, từ cấp cơ sở đến các đồng chí lãnh đạo cao nhất. Nhiều chương trình lớn có sự tham gia và phê chuẩn của chuyên viên và lãnh đạo hai Phía liên doanh. Vì vậy, có thể khẳng định rằng, đó là công sức của tập thể lao động quốc tế Vietsovpetro với sự chỉ đạo sát sao và hiệu quả của lãnh đạo và chuyên viên hai Phía liên doanh. Cũng vì quan niệm như vậy, đối với mỗi phát hiện dầu khí mới, Vietsovpetro luôn dành phần thưởng cho toàn thể CBCNV (có lưu ý đến mức độ đóng góp) cũng như các chuyên viên, cán bộ của hai Phía liên doanh bên ngoài Vietsovpetro có đóng góp trực tiếp hay gián tiếp trong các phát hiện này. Đây cũng là một cách ứng xử đẹp và hợp lý được bạn bè, đồng nghiệp bên ngoài Vietsovpetro ghi nhận.
Liên quan tới việc sửa chữa lớn và thử vỉa lại tầng đá móng ở giếng khoan số 1- MSP 1, cần ghi nhận sáng kiến và đề xuất của đồng chí Phun-tov A. M (lúc đó là giám đốc Cục khoan biển).

Khi đó giếng khoan số 1 MSP-1, sau quá trình khai thác từ năm 1986 đến năm 1988 sản lượng đã suy giảm, chỉ còn 10 tấn/ngày, áp suất vỉa giảm từ 288 ATM ban đầu xuống còn 196 ATM. Trong lúc chờ đợi quyết định khoan tận thăm dò tầng móng bằng giếng khoan xiên thăm dò số 47R (nhiệm vụ thiết kế bổ sung ngày 21/5/1988 – phụ lục số 4) từ giàn MSP-1, ngày 24/6/1988 đồng chí Phun-tov A.M là người đầu tiên đề xuất giải pháp tiến hành sửa chữa lớn ở giếng khoan số 1 MSP-1 và thử lại đối tượng móng ở giếng khoan này (phụ lục số 5).

Đề xuất này đã nhận được sự ủng hộ của các bộ phận kỹ thuật, ở cơ sở, các phòng ban Bộ máy điều hành và các cấp lãnh đạo XNLD đứng đầu là đồng chí Vovk V.S. – Tổng giám đốc Vietsovpetro. Ở đây cần nhấn mạnh, đồng chí Vov V.S. cũng là giám đốc Cục khoan biển giai đoạn 1985 -1986, giai đoạn xây dựng giàn MSP-1, khoan và thử vỉa giếng số 1 MSP-1 năm 1986.

Một kế hoạch chi tiết đã được lập, phê chuẩn và thực hiện. Toàn bộ bản kế hoạch ghi trong 6 trang giấy, tôi chỉ sao chụp một vài đoạn (phụ lục số 6). Đặc biệt cần nhấn mạnh, trong kế hoạch đã ghi rõ:

“Kết quả thử vỉa trước đây tạo ra nghi vấn là vỉa đã bị bít bởi trấu (mục 8).

“Trong trường hợp kết quả âm sẽ tiến hành đổ cầu xi măng theo đúng yêu cầu về bảo vệ lòng đất và đưa giếng trở lại khai thác ở tầng 23 mioxen (mục 23).

Một kế họach lớn: khoan 4 cầu xi măng đã đổ trước đây, chụp và kéo lên vỏ súng bắn mìn PK 105 đã để lại trong giếng (mục 10), đã lường trước cả khả năng không thành công … rõ ràng là có chủ đích, làm sao là có thể nói là tình cờ, ngẫu nhiên?

Và, như chúng ta đã biết, khi thử lại, giếng khoan đã cho kết quả tốt, dầu tự phun trong quá trình roa trong thân trần của móng đến chiều sâu 3144 m (chiều sâu đáy giếng là 3178m) với lưu lượng 407 tấn/ ngày, không có nước ở côn 16 mm.

Ngày 06/8/1988 giếng khoan đã được Cục khoan biển (UMB) bàn giao cho Xí nghiệp Khai thác (phụ lục số 7).

Để khẳng định về tầng móng, cũng trong năm 1988 Vietsovpetro đã khoan tiếp giếng khoan thăm dò số 2-BH do giàn Tam Đảo thi công, đã nhận dòng dầu với lưu lượng 1200 tấn/ngày từ móng, cùng với kết quả của các giếng khoan 6-BT, 1- MSP-1 khẳng định trữ lượng dầu công nghiệp từ đá móng mỏ Bạch Hổ. Công việc của những năm tiếp theo là xác định chiều cao của cột đá móng chứa dầu, sự có mặt của dầu trong đá móng ở các khối khác trên cấu tạo.

Là người ở cơ sở, (Cục Khoan biển-UMB), từ thực tế cũng như các văn bản chính thức, tôi không ghi nhận được ý kiến phản đối nào đối với kế họach thử lại ở giếng khoan số 1 – MSP-1. Tôi không loại trừ việc ở đâu đó có thể có ý kiến không đồng tình, tuy nhiên với bản kế hoạch này (phụ lục số 6) có thể thấy một sự nhất trí rất cao trong tất cả các đơn vị của Vietsovpetro. Tôi luôn cho rằng, khi có những ý kiến khác nhau, nên nhìn nhận là hoàn toàn bình thường. Mỗi ý kiến phản biện luôn có ích, giúp ta cẩn thận loại trừ những rủi ro mà không phải lúc nào cũng lường trước được.

Với tinh thần và quan điểm tìm kiếm – thăm dò hết sức trách nhiệm như vậy, tập thể lao động quốc tế Vietsovpetro, bằng lao động và trí tuệ của mình đã phát hiện ra dầu từ tầng móng ở hàng loạt cấu tạo khác mà quá trình thực hiện cũng không hề đơn giản:

– Tại Đông Bắc Rồng, sau khi đã khoan 3 giếng (số 3 – năm 1989, số 6 – năm 1991, số 8 – năm 1997), năm 2003 phát hiện khí – condensat từ tầng móng ở giếng khoan 10B. 

– Ở mỏ Đại Hùng, sau khi đã khoan 9 giếng thăm dò từ năm 1988 đến 2003, năm 2003 Vietsovpetro đã phát hiện khí condensat từ tầng móng ở giếng khoan 10X.

– Ở Nam Trung tâm Rồng, sau khi đã khoan 2 giếng, số 2 năm 1987 và số 16 năm 1996, năm 2006 XNLD đã phát hiện dầu từ tầng móng ở giếng khoan Rồng 15.

Và còn có thể kể ra nhiều trường hợp khác nữa.

Những con số thống kê nêu trên cho thấy rằng tìm được dầu trong đá móng luôn là một quá trình rất lâu dài và khó khăn. 

Chính vì vậy, tập thể lao động quốc tế Vietsovpetro xứng đáng và hoàn toàn có cơ sở để tự hào về những thành quả lao động của mình.