Các mỏ cũ suy giảm, nguồn dầu khí mới cần được đưa vào phát triển

Một trong những bài toán của ngành dầu khí hiện nay là bổ sung nguồn tài nguyên mới trong bối cảnh nhiều mỏ đang khai thác đã bước vào giai đoạn trưởng thành và sản lượng suy giảm tự nhiên.

Khi khả năng duy trì sản lượng từ các mỏ cũ ngày càng hạn chế, hoạt động thăm dò, thẩm lượng và đưa các phát hiện mới vào phát triển trở thành phần quan trọng trong kế hoạch bổ sung nguồn cung dầu khí trong nước.

Một số kết quả thăm dò gần đây đang bổ sung thêm nguồn tài nguyên tiềm năng. Tại bể Cửu Long, giếng thẩm lượng Hải Sư Vàng-2X có kết quả tích cực. Triển vọng tài nguyên của phát hiện Hải Sư Vàng được nâng lên so với khoảng ước tính trước đây là 170 - 430 triệu thùng dầu quy đổi, trong đó mức ước tính cao hiện vượt 430 triệu thùng dầu quy đổi.

Tại bể Nam Côn Sơn, giếng Rồng Đôi Mới-1X ghi nhận khoảng 242,5 tỷ feet khối khí tại chỗ, tương đương khoảng 6,9 tỷ m3. Trong khi đó, giếng TU-14X tại Lô 04-3 được đánh giá sơ bộ có thể bổ sung khoảng 500 triệu m3 tài nguyên khí.

Song song với hoạt động tìm kiếm tài nguyên mới, vốn đầu tư cho thượng nguồn cũng đang được đẩy lên. Trong 6 tháng đầu năm 2026, giá trị thực hiện đầu tư của Tổng công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí (PVEP) đạt 405,75 triệu USD, tăng 26% so với cùng kỳ và tương đương khoảng 53% mức dự kiến cho cả năm.

Tuy nhiên, tìm thấy dầu khí mới chỉ là điểm khởi đầu. Sau thăm dò và thẩm lượng, một dự án còn phải trải qua các bước xác nhận tài nguyên - trữ lượng, lập và phê duyệt kế hoạch phát triển mỏ, quyết định đầu tư và xây dựng trước khi có thể bước vào khai thác thương mại. Quãng thời gian này quyết định một phát hiện mới có thể trở thành nguồn bổ sung sản lượng nhanh hay chậm. Đó cũng là một trong những nút thắt mà quá trình sửa đổi Luật Dầu khí đang hướng tới tháo gỡ.

Khoảng cách từ phát hiện đến khai thác

Dự thảo Luật Dầu khí sửa đổi được Bộ Công Thương công bố lấy ý kiến từ tháng 4/2026, tập trung vào tăng phân cấp, đơn giản hóa thủ tục và hoàn thiện cơ chế đầu tư cho hoạt động dầu khí.

Một thay đổi đáng chú ý là đề xuất trao thêm quyền chủ động cho Petrovietnam trong một số khâu của quá trình phát triển mỏ. Theo Dự thảo, Petrovietnam có thể được phê duyệt báo cáo tài nguyên đối với các mỏ có tổng lượng dầu hoặc khí tại chỗ dưới 30 triệu m3 dầu hoặc 30 tỷ m3 khí. Tập đoàn cũng có thể phê duyệt hoặc điều chỉnh một số kế hoạch phát triển mỏ trong những trường hợp được quy định. Việc tăng phân cấp tập trung vào giảm bớt các bước trung gian trong quá trình đưa một phát hiện dầu khí sang giai đoạn phát triển.

Bên cạnh các mỏ mới, Dự thảo cũng dành cơ chế riêng cho những mỏ khó đạt hiệu quả kinh tế hoặc đã bước vào cuối vòng đời. Với các mỏ đang khai thác lâu năm, khi sản lượng tự nhiên suy giảm, doanh nghiệp có thể phải thực hiện thêm các hoạt động như khoan bổ sung, can thiệp hoặc sửa chữa giếng và nâng cao hệ số thu hồi để tiếp tục duy trì sản lượng.

Dự thảo bổ sung cơ chế đối với mỏ cận biên, nâng cao hệ số thu hồi và khai thác tận thu. Đồng thời, các phát hiện hoặc mỏ tại những lô liền kề có thể được hợp nhất để cùng thẩm lượng và phát triển, qua đó tận dụng hệ thống hạ tầng đã có sẵn.

Theo Chứng khoán Rồng Việt (VDSC), việc sửa Luật không phải yếu tố tạo ra một chu kỳ đầu tư thượng nguồn mới, bởi hoạt động đầu tư đã tăng tốc từ trước. Vai trò của những thay đổi pháp lý nằm nhiều hơn ở việc hỗ trợ tiến độ triển khai và giúp vốn đầu tư được chuyển thành các hoạt động thăm dò, phát triển mỏ nhanh hơn.

Ở góc độ doanh nghiệp dịch vụ dầu khí, đây là điểm đáng chú ý. Khi một dự án được đẩy từ khâu thăm dò sang phát triển, khối lượng công việc cũng lần lượt xuất hiện ở từng mắt xích khác nhau của chuỗi dịch vụ.

PVD tham gia khâu khoan, PVS tham gia giai đoạn phát triển mỏ

Trong nhóm doanh nghiệp dầu khí niêm yết, VDSC đánh giá Tổng công ty CP Khoan và Dịch vụ Khoan Dầu khí (PV Drilling, HoSE: PVD) và Tổng công ty CP Dịch vụ Kỹ thuật Dầu khí Việt Nam (PTSC, HNX: PVS) là hai doanh nghiệp có khả năng hưởng lợi rõ nét hơn nếu hoạt động thăm dò và phát triển mỏ được đẩy nhanh.

Với PVD, khối lượng công việc xuất hiện ngay từ những bước đầu của quá trình phát triển một mỏ dầu khí. Hoạt động thăm dò và thẩm lượng cần giàn khoan cũng như các dịch vụ kỹ thuật tại giếng. Khi dự án tiến tới phát triển mỏ, nhu cầu khoan tiếp tục phát sinh. Còn tại những mỏ đã khai thác lâu năm, các hoạt động khoan bổ sung và sửa chữa giếng cũng được sử dụng để duy trì hoặc cải thiện sản lượng.

Trong năm 2026, PVD đã có các hợp đồng phục vụ chiến dịch khoan tại Lô 15-1, Lô 12/11 và mỏ Hải Sư Đen. Đây là những hoạt động được VDSC nhắc tới khi đánh giá nhu cầu dịch vụ khoan trong nước.

Sau khi một phát hiện hoàn tất thăm dò, thẩm lượng và được quyết định đưa vào phát triển, dự án bắt đầu cần đến thiết kế, mua sắm thiết bị, xây lắp và các công trình ngoài khơi. Đây là những mảng công việc gắn với hoạt động EPC/EPCI, công trình biển và FSO/FPSO của PVS.

Do nằm ở hai giai đoạn khác nhau, thời điểm hưởng lợi của PVD và PVS cũng không hoàn toàn giống nhau. PVD gắn nhiều hơn với các chiến dịch khoan diễn ra từ giai đoạn thăm dò, trong khi cơ hội của PVS rõ hơn khi dự án đã tiến tới phát triển mỏ.

Ngoài dầu khí truyền thống, Dự thảo còn mở rộng hành lang pháp lý sang thu giữ và lưu trữ carbon (CCS), dịch vụ dầu khí kỹ thuật cao và năng lượng ngoài khơi. Với nền tảng cơ khí chế tạo và xây lắp ngoài khơi hiện hữu, PVS có thêm dư địa tham gia các lĩnh vực này trong dài hạn. Tuy nhiên, VDSC chưa xem đây là động lực lợi nhuận đáng kể trong ngắn hạn.

Ở phía sau chuỗi giá trị, Tổng công ty Khí Việt Nam (HoSE: GAS) có thể hưởng lợi gián tiếp nếu các phát hiện khí mới được đưa vào khai thác thương mại, bổ sung nguồn khí cho hệ thống thu gom, vận chuyển và phân phối.

Trong khi đó, tác động trực tiếp đối với PVTrans (PVT), Lọc hóa dầu Bình Sơn (BSR), Petrolimex (PLX) và PV Oil (OIL) được đánh giá tương đối hạn chế do hoạt động kinh doanh chính của các doanh nghiệp này nằm ở những khâu sau của chuỗi dầu khí.