Sản lượng dầu mỏ thế giới đang ở mức tối đa, với mức tiêu thụ vượt xa các phát hiện mới. Theo công ty tư vấn năng lượng Rystad Energy của Na Uy, sản lượng dầu thông thường được phát hiện hàng năm trung bình hơn 20 tỷ thùng dầu tương đương (boe) mỗi năm vào đầu những năm 2010; tuy nhiên, con số này chỉ còn trung bình hơn 8 tỷ boe mỗi năm kể từ năm 2020.

Thực tế, việc phát hiện dầu mỏ toàn cầu đã giảm mạnh trong thập kỷ qua. Theo Rystad Energy, sản lượng dầu mỏ thông thường được phát hiện hàng năm trung bình hơn 20 tỷ thùng dầu tương đương (boe) mỗi năm Sản lượng dầu khí tương đương (boe) hàng năm vào đầu những năm 2010 rất cao, nhưng đã giảm xuống chỉ còn hơn 8 tỷ boe mỗi năm kể từ năm 2020, bất chấp những phát hiện đáng chú ý ở các mỏ mới tại Guyana, Suriname và Namibia. Rystad cũng lưu ý thêm rằng mức trung bình giảm xuống khoảng 5,5 tỷ boe khi xem xét các phát hiện từ năm 2023 đến cuối năm 2024, cho thấy sự thành công trong hoạt động thăm dò đã trở nên khiêm tốn như thế nào ngay cả khi mức tiêu thụ dầu toàn cầu vẫn ở mức gần kỷ lục.

Trong một phân tích riêng, Rystad đã chỉ ra rằng các phát hiện dầu khí truyền thống gần đây chỉ thay thế được chưa đến một phần ba sản lượng dầu hàng năm một cách bền vững, nhấn mạnh khoảng cách ngày càng lớn cần được lấp đầy thông qua các nguồn tài nguyên phi truyền thống, tăng cường khai thác từ các mỏ đã khai thác lâu năm, hoặc mức đầu tư dài hạn cao hơn.

Chi phí đầu tư cho hoạt động thăm dò đã bị cắt giảm mạnh sau giữa những năm 2010, giảm xuống còn khoảng 50 tỷ đến 60 tỷ đô la vào năm 2025, giảm đáng kể so với mức đỉnh 115 tỷ đô la vào năm 2013. Con số này chỉ là một phần nhỏ so với ngân sách hàng năm từ 500 đến 540 tỷ đô la cần thiết để ngăn ngừa tình trạng thiếu hụt nguồn cung và đáp ứng nhu cầu trong tương lai.

Theo Rystad, sự suy giảm này cũng có thể là do sự thay đổi chiến lược, trong đó bản đồ thăm dò toàn cầu của các công ty thăm dò và khai thác dầu khí không còn được xác định bởi diện tích đơn thuần, mà các công ty đang áp dụng chiến lược chính xác hơn. Các công ty dầu khí quốc gia (NOC) và các tập đoàn dầu khí lớn đang ngày càng tập trung vào các lưu vực có tiềm năng cao, bao gồm lưu vực nước sâu của Suriname, lưu vực Orange của Namibia và lưu vực tiền muối của Brazil, cũng như các hoạt động thăm dò gần mỏ có cơ sở hạ tầng dồi dào, đồng thời thoái vốn khỏi các khu vực đã bão hòa và có lợi nhuận thấp. Các chiến dịch thăm dò hiện đại này tập trung vào các kết nối gần đó, chi phí thấp hơn, dữ liệu dưới lòng đất tốt hơn, cơ sở hạ tầng hiện có và các công cụ kỹ thuật số để quản lý rủi ro và cải thiện lợi nhuận.

Sự tập trung các phát hiện ở một số quốc gia hoặc các điểm nóng cụ thể - Namibia, Guyana, Brazil và Suriname, cùng nhiều nước khác - cho thấy sự thu hẹp về phạm vi địa lý của thành công trong thăm dò và sự sẵn sàng chấp nhận rủi ro của các công ty thăm dò và khai thác toàn cầu. Các quốc gia mới nổi xem đây là cơ hội để thu hút đầu tư nước ngoài thông qua các điều khoản tài chính ưu đãi nhằm tạo ra doanh thu và xây dựng an ninh năng lượng, trong khi việc tiếp tục đánh giá các khu vực chưa được thăm dò kỹ lưỡng, chẳng hạn như vùng nước siêu sâu hoặc các bẫy địa tầng chưa được khai thác, mang lại cho các quốc gia sản xuất lâu đời sự lựa chọn cho tăng trưởng dài hạn và một cách để ngăn chặn sự suy giảm sản lượng.

Việc phát hiện mỏ Tupi (nay là Lula) năm 2006 bởi Petrobras và các đối tác của họ tại lưu vực Santos, Brazil, đã cách mạng hóa ngành công nghiệp dầu khí bằng cách mở khóa các trữ lượng khổng lồ dưới lớp muối. Nằm dưới độ sâu gần 2.000 mét nước và thêm 2.000 mét lớp muối, phát hiện "khổng lồ" này đòi hỏi công nghệ địa chấn tiên tiến để chụp ảnh bên dưới lớp muối, chứng minh rằng các lớp địa chất trước đây được coi là "không thể xuyên thủng" có thể được tiếp cận. Mỏ này ước tính có trữ lượng có thể khai thác từ 5 đến 8 tỷ thùng dầu tương đương. Trữ lượng nằm ở độ sâu khoảng 7.000 mét dưới mặt biển, đòi hỏi các kỹ thuật khoan chuyên biệt, tiên tiến để vượt qua lớp muối. Phát hiện này là một "canh bạc có tính toán" dựa nhiều vào PROCAP (Chương trình Nâng cao Năng lực Công nghệ của Petrobras ở Vùng Nước Sâu) để phát triển các kỹ thuật cho độ sâu cực lớn. Các chương trình địa chấn 3D mở rộng đã được sử dụng để chụp ảnh dưới lòng đất xuyên qua hơn 2.000 mét lớp muối, cung cấp những hiểu biết địa chất chi tiết cần thiết để lập bản đồ cấu trúc trước lớp muối. Mô hình hóa và trực quan hóa địa chất 3D đã được sử dụng để phân tích cấu trúc và xác định tầng chứa tiềm năng, giúp xác định đặc điểm "vùng cao bên ngoài" trong Lưu vực Santos, nơi mỏ Tupi tọa lạc. Kỹ thuật đo cộng hưởng từ hạt nhân (NMR) được sử dụng để đo chính xác độ rỗng và phân biệt giữa dầu và nước, đặc biệt là trong các loại đá cacbonat phức tạp.

Tiên phong thứ hai xuất hiện ở Guyana và Suriname, nơi ExxonMobil (NYSE:XOM) đã phát hiện ra giếng Liza-1 vào năm 2015, với hơn 90 mét (295 feet) các tầng chứa dầu cát kết chất lượng cao ở độ sâu 1.743 mét (5.719 feet). Trước đó, khu vực này được coi là một vùng chưa được khai thác với lịch sử hơn 40 giếng khoan khô trong lưu vực, khiến phát hiện năm 2015 trở thành một thành công "mạo hiểm" ngoạn mục, làm thay đổi cuộc chơi. Exxon đã sử dụng các công nghệ hình ảnh tiên tiến, độc quyền và độ phân giải cao được thiết kế để lập bản đồ các cấu trúc địa chất phức tạp dưới lòng đất sâu bên dưới đáy biển. Kỹ thuật đảo ngược trường sóng toàn phần (FWI), một kỹ thuật hình ảnh địa chấn độ phân giải cao được sử dụng để phân tích dữ liệu địa chấn, đã giúp các nhà địa chất "nhìn thấy" và phân biệt các đặc tính của đá với độ chính xác cao để xác định các tầng chứa dầu. Điện toán hiệu năng cao được sử dụng để xử lý các tập dữ liệu lớn và phức tạp, cho phép đưa ra quyết định nhanh hơn và chính xác hơn trong giai đoạn thăm dò.

Lĩnh vực hoạt động mới nhất và quan trọng nhất đang diễn ra tại lưu vực Orange của Namibia, nơi Shell (NYSE:SHEL), TotalEnergies (NYSE:TTE) và Galp Energia (OTCPK) tham gia (GLPEF) đã mở ra một trong những khu vực thăm dò dầu khí mới đầy triển vọng nhất trong những năm gần đây. Việc thu thập và xử lý dữ liệu địa chấn 3D đóng vai trò quan trọng trong việc hình ảnh hóa các cấu trúc sâu dưới lòng đất và xác định các bẫy tiềm năng. Các giàn khoan bán chìm và tàu khoan cỡ lớn, công suất cao – như Deepsea Bollsta, Deepsea Mira và Noble Venturer – đã được sử dụng để khoan vào môi trường nước sâu, áp suất cao và nhiệt độ cao. Các kỹ thuật hóa học tiên tiến, như sắc ký khí khối phổ (GC-MS) và phân tích kim cương định lượng (QDA), đã được sử dụng để phân tích đá nguồn và thành phần dầu. Đồng thời, việc ghi nhật ký giếng khoan chuyên sâu, bao gồm lấy mẫu lõi thành giếng và thử nghiệm thân giếng, rất quan trọng để xác nhận độ rỗng, độ thấm và các đặc tính chất lỏng của tầng chứa (ví dụ: dầu 37° API).

Nguồn tin: xangdau.net