Những biến động địa chính trị tại Trung Đông và cuộc khủng hoảng liên quan đến tuyến vận tải Eo biển Hormuz đang đẩy giá năng lượng toàn cầu leo thang, tạo động lực mạnh mẽ cho ngành công nghiệp dầu khí Nam Mỹ. Trong bức tranh đó, sự bùng nổ thượng nguồn tại Suriname đang dần thành hình sau giai đoạn trì hoãn ban đầu do các kết quả khoan thăm dò và dữ liệu địa chấn chưa đồng bộ.

Dự án nước sâu GranMorgu tại Lô 58 và cơ cấu tài chính

Sau chuỗi chậm trễ kể từ năm 2022 do tỷ lệ khí trên dầu cao (gas-to-oil ratio), TotalEnergies – nhà điều hành nắm giữ 50% lợi ích làm việc tại Lô 58 ngoài khơi – cùng đối tác 50% là APA Corporation đã thông qua quyết định đầu tư cuối cùng (FID) để phát triển dự án nước sâu GranMorgu. Cơ cấu sở hữu sau đó được tái định hình với tỷ lệ 40% thuộc về TotalEnergies, 40% thuộc về APA và phần còn lại do công ty năng lượng quốc gia Staatsolie nắm giữ.

Thỏa thuận mua lại cổ phần của Staatsolie tuân thủ các điều khoản quy định trong hợp đồng chia sản phẩm (Production Sharing Contract - PSC). Để tài trợ cho thương vụ này, Staatsolie đã sử dụng khoản vay 1,6 tỷ USD từ một tập đoàn ngân hàng kết hợp với đợt phát hành trái phiếu vào tháng 3 năm 2025.

Dự án GranMorgu, dự kiến đón dòng dầu đầu tiên (first oil) vào năm 2028, sử dụng một tàu nổi xử lý, lưu trữ và xuất dưỡng khí (FPSO) có công suất thiết kế 220.000 thùng/ngày. Hệ thống FPSO này tập trung khai thác các phát hiện Sapakara và Krabdagu với trữ lượng thu hồi ước tính đạt 760 triệu thùng dầu thô, kỳ vọng mang lại nguồn thu tài chính lên tới 26 tỷ USD cho ngân sách quốc gia.

TotalEnergies định hướng GranMorgu là dự án có hàm lượng carbon thấp thông qua thiết kế FPSO hoàn toàn sử dụng điện (all-electric) kết hợp hệ thống tối ưu hóa năng lượng và giám sát phát thải nghiêm ngặt. Lượng phát thải ước tính đạt dưới 16 kg CO2 trên mỗi thùng dầu thô sản xuất, thấp hơn mức trung bình thượng nguồn toàn cầu (17–18 kg/thùng) dù vẫn cao hơn một số dự án tiền muối (pre-salt) tại Brazil hay Guyana.

Đặc tính hóa lý của dầu thô và tiềm năng thương mại

Các mẫu dầu thô thu hồi từ giếng Sapakara South 1 và Krabdagu cho thấy đặc tính tương đồng với khu vực Guyana lân cận: loại dầu ngọt nhẹ (light, sweet) có hàm lượng lưu huỳnh thấp. Cụ thể, độ API tại giếng Sapakara South 1 đạt 34 độ, trong khi tại Krabdagu đạt từ 35 đến 37 độ.

Hàm lượng tạp chất thấp và lưu huỳnh dưới 1% giúp dầu thô Suriname có cấu phần đơn giản hơn, tối ưu hóa chi phí chế biến tại các nhà máy lọc dầu để sản xuất ra các sản phẩm nhiên liệu cao cấp có phát thải thấp. Đặc tính này đang thu hút sự quan tâm lớn từ các nhà khai thác và nhà máy lọc dầu quốc tế.

Triển vọng phát triển tại Lô 52 và khu vực "Golden Lane"

Bên cạnh Lô 58, hoạt động thăm dò tại Lô 52 cũng ghi nhận tiềm năng hydrocarbon đáng kể. Petronas – công ty dầu khí quốc gia Malaysia – nắm giữ 80% lợi ích làm việc tại diện tích này, trong khi Staatsolie nắm giữ 20% theo quyền lợi hợp đồng. Vào tháng 11 năm 2025, các bên đã đạt cột mốc quan trọng thông qua Tuyên bố Thương mại hóa (Declaration of Commerciality - DOC) cho mảng Sloanea, xoay quanh phát hiện Sloanea-1 (với sự tham gia ban đầu của ExxonMobil trước khi thoái vốn vào tháng 11 năm 2024 để tập trung cho Lô Stabroek tại Guyana).

Tính đến cuối tháng 6 năm 2026, Petronas đã ghi nhận 8 phát hiện tại Lô 52 nằm trong đới cấu trúc được gọi là "Golden Lane" – phần kéo dài của đới sản lượng phong phú từ Lô Stabroek (Guyana). Các phát hiện gần đây bao gồm các giếng hoang dã Caiman-1 và Swartzia Aspasia Complex-1 (SAC-1), cùng việc hoàn tất giếng thẩm định Roystonea-2. Lãnh đạo cấp cao của Petronas cho biết quyết định đầu tư cuối cùng (FID) cho Lô 52 đang được lên kế hoạch trước cuối năm 2026, khẳng định vị thế vững chắc của Suriname trên bản đồ xuất khẩu dầu mỏ toàn cầu.

Nguồn tin: Xangdau.net