VINPA

Việc đánh giá triển vọng dầu khí có ý nghĩa vô cùng quan trọng, là cơ sở để hoạch định chương trình tìm kiếm, thăm dò dầu khí cho cấu tạo nói riêng, cho bể trần tích hay một khu vực nào đó nói chung, góp phần nâng cao hiệu quả công tác tìm kiếm, thăm dò dầu khí. Mức độ tin cậy của việc đánh giá triển vọng dầu khí phụ thuộc vào khối lượng và chủng loại công tác khảo sát địa chất, tìm kiếm thăm dò của đối tượng đánh giá.

Muốn biết một bể trầm tích có triển vọng chứa dầu khí hay không, các nhà địa chất thường dựa vào các tiêu chí đánh giá triển vọng như trong bể trầm tích đó có tồn tại các tầng đá sinh dầu, tầng chứa, tầng chắn, các bẫy, thời gian sinh thành và di cư của dầu khí, có các biểu hiện dầu khí trực tiếp hoặc gián tiếp hay không? Nhưng điều quan trọng hơn cả là chất lượng của các tiêu chí đó như thế nào? Tổng hợp những tiêu chí trên còn được gọi là hệ thống dầu khí.

Để đánh giá tiềm năng sinh dầu khí của đá sinh phải phân tích và định lượng được các tham số như tổng hàm lượng vật chất hữu cơ (VCHC) – TOC (%), tổng tiềm năng của hydrocarbon (HC) trong đá mẹ (S1 + S2,); độ trưởng thành của đá mẹ dựa vào Tmax,; đánh giá chất lượng đá mẹ dựa vào chỉ tiêu HI; qúa trình trưởng thành VCHC (độ trưởng thành của vật liệu hữu cơ theo các chỉ số phản xạ vitrinite Ro (%) và thời nhiệt (TTI); đặc điểm HC (đặc điểm di cư của dầu khí dựa vào PI); độ dày của các tập đá mẹ và phạm vi phân bố của chúng. Sau đây là một số tiêu chuẩn đánh giá. Đối với các tập sét nếu tổng hàm lượng VCHC – TOC (%) < 0,5%, từ 0,5% đến 1,0%, từ 1,0% đến 2% và lớn hơn 2% thì tập sét đó được đánh giá tương ứng là nghèo, trung bình, giàu và rất giàu VCHC. Hay nếu tổng tiềm năng hydrocarbon của đá mẹ (S1 + S2 - đơn vị đo Kg/ tấn đá) nhỏ hơn 3, từ 3 đến 6,0, từ 6,0 đến 12,0 và lớn hơn 12 thì tầng đá mẹ đó được đánh giá tương ứng là khả năng sinh hạn chế, sinh dầu trung bình, sinh dầu tốt và sinh dầu rất tốt v.v. Trên cơ sở phân tích tổng hợp các thông số nêu trên sẽ xác định các tầng đá mẹ có chất lượng tốt hay xấu, khả năng sinh dầu hay sinh khí,tổng lượng dầu khí mà các tầng đá mẹ có thể sinh ra và thời gian mà dầu khí bắt đầu di cư từ các tầng đá mẹ vào các bẫy chứa.

Để đánh giá chất lượng tầng chứa dầu khí cần xem xét tầng chứa đó thuộc loại nào (trầm tích, đá vôi, móng kết tinh…) với đặc tính, sự phân bố, độ dày và diện phân bố của tính chất thấm chứa. Thông thường thì chất lượng tầng chứa được đánh giá tốt, trung bình hay xấu dựa vào thông số độ rỗng và độ thấm. Đối với đá trầm tích, tầng chứa được đánh giá có chất lượng kém nếu nếu độ rỗng 5 -10%, độ thấm <10 mD;là trung bình nếu độ rỗng 10 – 15%, là tốt nếu độ rỗng 15 – 20%, độ thấm 10 – 100 mD và rất tốt nếu độ rỗng>20% và độ thấm > 100 mD… Các loại đá chưa khác như móng nứt nẻ, đá vôi việc phân loại theo những đặc thù riêng.

Để đánh giá chất lượng tầng chắn cần xác định sự tồn tại của các tập sét, sét bột kết, đá vôi hay muối; sự đồng nhất, độ dày tầng chắn, sự phân bố của nó theo diện tích và theo mặt cắt. Ngoài ra cần xem xét đặc trưng phát triển kiến tạo,vai trò của các đứt gãy trong việc bảo tồn hay phá hủy các tích tụ dầu khi.

Để đánh giá bẫy chứa dầu khí cần xác định sự hiện diện các dạng bẫy dầu khí nào (dạng cấu tạo, màn chắn kiến tạo, dạng khối, dạng phi cấu tạo…) đặc điểm cấu trúc, thời gian hình thành và quá trình phát triển của chúng. Nếu bẫy được hình thành trước lúc dầu khí được thành tạo và di cư thì bẫy đó có triển vọng chứa dầu khí cao và ngược lại nếu bẫy dầu được thành tạo sau khi dầu khí được sinh thành và di cư thì những bẫy đó thường không chứa dầu khí.

Các biểu hiện dầu khí trực tiếp hoặc gián tiếp là tiêu chí quan trọng để đánh giá triển vọng. Việc phát hiện các biểu hiện dầu khí trên bề mặt,ở các giếng khoan trong quá trình khoan hay đang khai thác các mỏ dầu khí là bằng chứng nói lên triển vọng chứa dầu khí trong vùng nghiên cứu.

Bước tiếp theo đánh giá triển vọng dầu khí là tiến hành xác định hệ số thành công và trên cơ sở đó tiến hành phân vùng triển vọng dầu khí.

Việc xác định hệ số hay xác suất thành công (POS) của công tác tìm kiếm đối với một bể trầm tích hay một cấu tạo thường dựa trên cơ sở tổng hợp các tiêu chí đánh giá, như đã trình bày ở trên, nhưng được định lượng hóa, theo công thức:

POS = Psinh * Pchứa* Pchắn* PBẫy* P dịch chuyển/ thời gian

Trong đó: POS: Xác suất thành công. Psinh - khả năng tồn tại và chất lượng đá sinh. Pchứa - khả năng tồn tại và chất lượng đá chứa. Pchắn - khả năng tồn tại và chất lượng đá chắn. Pbẫy - bẫy và lịch sử hình thành bẫy. Pdịch chuyển/ Thời gian -khả năng dịch chuyển/ thời gian.

Các yếu tố như khả năng sinh, mức độ trưởng thành của vật chất hữu cơ, hướng di chuyển của dầu khí, khả năng chứa, chắn dầu khí của bẫy được phân tích, đánh giá độc lập, sau đó được tổng hợp nhằm phân vùng triển vọng các khu vực có triển vọng khác nhau như vùng có triển vọng dầu khí cao, trung bình, thấp và vùng không có triển vọng dầu khí. Cũng như vậy đối với các cấu tạo: cấu tạo có triển vọng chứa dầu khí cao, trung bình, thấp và không có triển vọng.

Kết thúc đánh giá triển vọng dầu khí là việc đánh giá tiềm năng tài nguyên hay trữ lượng dầu khí dựa theo mức độ công tác tìm kiếm thăm dò cụ thể.

Trên cơ sở phân vùng triển vọng và đánh giá tiềm năng dầu khí sẽ hoạch định chương trình công tác tìm kiếm, thăm dò dầu khí tiếp theo.

Công tác đánh giá triển vọng dầu khí cho các bể trầm tích của Việt Nam đã được tiến hành nhiều lần khác nhau và đã được thể hiện trong nhiều công trình nghiên cứu [1,2…]. Triển vọng dầu khí của vùng trũng Sông Hồng được các chuyên gia dầu khí Việt Nam với sự giúp đỡ của các chuyên gia Liên Xô đánh giá vào các năm 60 – 70 của thế kỷ trước. Sau giải phóng miền Nam, Chính phủ Việt Nam và Tổng cục dầu khí Việt Nam đã tiến hành đánh giá triển vọng dầu khí thềm lục địa Nam Việt Nam mà chủ yếu cho các bể Cửu Long và Nam Côn Sơn, qua các chương trình cấp nhà nước. Trong giai đoạn tiếp theo ngành dầu khí việt Nam tiếp tục đánh giá triển vọng và tiềm năng dầu khí của Việt Nam một cách tỷ mỷ hơn trên cơ sở một số lượng lớn tài liệu địa chất, địa vật lý tỷ mỷ, các giếng khoan tìm kiếm, thăm dò và khai thác. Và gần đây nhất, Viện Dầu khí Việt Nam đã thực hiện thành công dự án “Đánh giá tiềm năng dầu khí trên vùng biển và thềm lục địa Việt Nam” theo quyết định số 47/2006/QĐ-TTG ngày 01 tháng 03 năm 2006. Dự án, trên cơ sở tổng hợp tất cả các loại tài liệu hiện có đã một bước làm sáng tỏ cấu trúc địa chất, phân vùng triển vọng và đánh giá tiềm năng dầu khí không những cho các bể trầm tích của Việt Nam nói chung mà còn đánh giá trữ lượng của tất cả các mỏ đang khai thác, các phát hiện dầu khí cũng như các cấu tạo có triển vọng chứa dầu khí nói riêng.

Vậy các bể trầm tích Việt Nam có triển vọng dầu khí như thế nào?

Bể trầm tích dầu khí Cửu Long có diện tích khoảng 36.000 km2 với chiều dày trầm tích Đệ Tam đạt tới trên 8.000 m. Kết quả công tác tìm kiếm, thăm dò và khai thác dầu khí trong những năm qua đã chứng minh sự tồn tại ở đây một hệ thống dầu khí hoàn chỉnh. Tầng sinh chủ yếu là đá mẹ tuổi Oligocen, có nguồn gốc đầm hồ với tổng hàm lượng vật chất hữu cơ cao, Kerogen loại I và loại II. Dầu, khí bắt đầu sinh từ 27 triệu năm trước đây và di cư mạnh nhất từ 16-20 triệu năm trước đây. Dầu khí được phát hiện và đang đượckhai thác từ nhiều đối tượng chứa khác nhau như cát kết tuổi Miocen,Oligocen, đá móng granitoid nứt nẻ - hang hốc trước Đệ Tam có các đặc tính thấm chứa tốt. Bẫy dầu khí gồm cấu tạo, phi cấu tạo và hỗn hợp. Việc phát hiện dầu khí trong nhiếu cấu tạo và nhiều mỏ đã đưa vào khai thác nhiều mỏ như Bạch Hổ, Rồng, cụm mỏ Sư Tử… và các tiêu chí đánh giá rất thuận lợi nêu trênchứng tỏ bể trầm tích Cửu Long là bể có tiềm năng dầu lớn nhất trong các bể trầm tích của Việt Nam.

Bể trầm tích dầu khí Nam Côn Sơn có diện tích khoảng 100.000 km2 với chiều dày trầm tích Đệ Tam, nơi sâu nhất, lên tới 11.000m- 12.000m. Công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí ở bể trầm tích Nam Côn Sơn đã chứng minh sự tồn tại của hệ thống dầu khí như sự tồn tại các tập sét than, sét bột tuổi Oligocen thành tạo trong môi trường lục địa, Kerogen loại II/III có khả năng sinh khí và dầu, tập sét bột tuổi Miocen sớm thành tạo trong môi trường biển, Kerogen loại III có khả năng sinh khí. Đá chứa gồm granit, granodiorit tuổi Mesozoi, cát kết tuổi Oligocen, Miocen, Pliocen sớm và carbonat tuổi Miocen giữa, muộn. Các lớp chứa lục nguyên đa số mỏng (10 -20 mét), độ rỗng và độ thấm giảm nhanh theo chiều sâu. Tầng chắn địa phương là các tập trầm tích hạt mịn nằm xen kẽ trong các phức hệ trầm tích có tuổi khác nhau, tầng chắn khu vực có chất lượng tốt là các tập sét dày, trải rộng có tuổi Pliocen. Tuy nhiên việc các đứt gãy xuất hiện do chuyển động kiến tạo xẩy ra theo nhiều pha khác nhau, nhưng mạnh nhất vào cuối Oligocen và cuối Miocen giữa. Biên độ đứt gãy lên tới hàng ngàn mét và chiều dài lên đến hàng trăm kilomet là những yếu tố không thuận lợi cho việc tích tụ và bảo tồn các tích tụ dầu khí. Bẫy chứa rất đa dạng bao gồm các khối đứt gãy, nếp lồi hình hoa, dạng cấu tạo, thạch học, địa tầng, khối carbonat …có thời gian thành tạo khác nhau.Với các tiêu chí khá thuận lợi cho việc sing thành, bảo tồn các tiac1 tụ dầu khí nêu trên cùng với việc tiến hành khai thác công nghiệp các mỏ Đại Hùng, Lan Tây, Lan Đỏ, Mộc tinh, Hải Thạch… cho phép đánh giá bể Nam Côn Sơn có triển vọng và có tiềm năng dầu khí lớn đứng thứ 2 của Việt Nam sau bể Cửu Long và chứa khí nhiều hơn dầu.

Bể trầm tích Sông Hồng có diện tích khoảng 110.000 km2, với chiều dày trầm tích Đệ Tam, chỗ sâu nhất, lên tới 12km. Công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí cho thấy có hai tầng sinh quan trọng là đá mẹ Oligocen và Miocen dưới. Trong đó đá mẹ Oligocen là tầng sinh chính, đã trải qua tất cả các pha tạo sản phẩm từ dầu đến khí ẩm, condensate và khí khô. Đá chứa gồm móng carbonat nứt nẻ hang hốc có tuổi Carbon – Pecmi và Devon giữa – muộn, cát kết Oligocen có độ rỗng nhỏ phân bố không ổn định, cát kết, bột kết Miocen có độ rỗng thay đổi từ 15 đến 25%, độ thấm tới 139mD. Đá chắn gồm các tập sét Oligocen đồng nhất, các tập sét kết, sét than trong Miocen phân bố rộng, khá ổn định với chiều dày từ 15 đến 25 mét có đặc tính chắn tốt. Việc các tập sét trong Oligocen và Miocen bị phá vở bởi hệ thống đứt gãy do hoạt động kiến tạo xẩy ra một số nơi làm chất lượng chắn của các tập sét giảm đi đáng kể. Bẩy chứa dầu khí rất đa dạng, đặc biệt là bẩy dạng phi cấu tạo khá phổ biến. Ngoài mỏ khí Tiền Hải C đang khai thác, đã phát hiện nhiều mỏ dầu khí khác như Hàm Rồng Nam, Thái Bình, Báo Vàng, Cá Voi Xanh… là các dấu hiệu trực tiếp cùng với các tiêu chí tương đối thuận lợi kể trên nói lên triển vọng dầu khí của bể. Tuy được xếp thứ 3 về triển vọng và tiềm năng chứa dầu của Việt Nam nhưng khả năng chắn và hàm lượng CO2 cao là yếu tố rủi ro cần quan tâm. Có thể dự báo bể Sông Hồng chứa các mỏ khí là chủ yếu.

Bể trầm tích dầu khí Mã lai -Thổ Chu có diện tích khoảng 80.000 km2 với chiều dày trầm tích Đệ Tam, chỗ lớn nhất, đạt đến 6000- 7000 m. Công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí đã chứng tỏ sự tồn tại các tập sét Oligocen và Miocen sớm giàu vật chất hữu cơ, trong đó tầng sinh Miocen sinh khí là chủ yếu trong lúc tầng sinh Oligocen có khả năng vừa sinh dầu vừa sinh khí. Đá chứa là các tập cát kết tuổi Oligocen, Miocen giữa, muộn, được hình thành trong môi trường châu thổ, diện phân bố hẹp, có chiều dày mỏng, độ rỗng trong khoảng 15 – 30%. Tầng chắn là các tập sét nằm xen kẽ các tầng chứa trong Oligocen, Miocen và Pliocen. Bẫy chứa bao gồm các dạng bẫy cấu tạo, phi cấu tạo, khối nhô của móng và kề áp đứt gãy. Việc phát hiện nhiều mỏ dầu khí, trong đó nhiều mỏ đã được đưa vào khai thác như Kim Long, Ác Quỷ, Sông Đốc- Năm Căn… là biểu hiện trực tiếp cùng các tiêu chí kể trên chứng tỏ triển vọng dầu khí cao của bể. Có thể dự báo bể Malay – Thổ Chu chứa khí nhiều hơn dầu và xếp thứ 4 về triển vọng lẫn tiềm năng dầu khí của Việt Nam.

Bể trầm tích Phú Khánh có diện tích khoảng 80.000 km2 với chiều dày trầm tích Đệ Tam trên 10 ngàn mét. Kết quả nghiên cứu cho phép dự báo tầng sinh là các tập sét đầm hồ và sét than trong Oligocen dưới và Miocen, có khả năng sinh cả dầu và khí.Tầng chứa dầu khí quan trọng là móng nứt nẻ trước Đệ Tam và basalt cận móng, cát kết trong Oligocen, Miocen, carbonat Miocen. Bẫy chứa dạng cấu tạo, vát nhọn địa tầng. Việc biểu hiện dầu khí trong một số giếng khoan tìm kiếm ở các cấu tạo Cá Heo, Cá Mập…cùng với sự tồn tại hệ thống dầu khí cho phép dự báo bể Phú Khánh có khả năng chứa khí nhiều hơn dầu.

Bể trầm tích Tư Chính- Vũng Mây có diện tích khoảng 90.000 km2 với chiều dày trầm tích Đệ Tam phổ biến từ 3000m đến 5000m, nơi sâu nhất đạt đến trên 7000m. Công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí tuy đã được triển khai nhưng với khối lượng hạn chế nên việc đánh giá triển vọng dầu khí của bể gặp rất nhiều khó khăn, chủ yếu trên cơ sở suy đoán từ các bể trầm tích lân cận. Đá mẹ có thể là các tập sét tuổi Oligocen thành tạo trong môi trường đầm hồ và một phần trầm tích hạt mịn tuổi Miocen sớm thành tạo trong môi trường biển. Đá chứa gồm các tập cát kết xen kẽ tuổi Oligocen, Miocen và ám tiêu san hô. Đá chắn dự kiến là các tập sét xen kẽ tương ứng tuổi Oligocen, Miocen, ở một số trũng có thể tồn tại tầng sét tuổi Pliocen. Bẫy chứa chính là dạng vòm, bán vòm cát kết, khối xây ám tiêu san hô và có thể cả khối móng nứt nẻ. Rủi ro địa chất lớn nhất là tầng đá chắn, đặc biệt đối với khối xây ám tiêu san hô. Ngoài ra, một số nơi hoạt động núi lửa đã phá vỡ các cấu trúc ban đầu. Với những tiêu chí nêu trên, là bể trầm tích phân bố cận kề các bể trầm tích đang khai thác các mỏ dầu khínên bể Tư Chính – Vũng Mây được dự đoán là bể có triển vọng, có lẽ chứa khí nhiều hơn dầu.

Bể trầm tích Trường Sa có diện tích khoảng 200.000 km2 với với chiều dày trầm tích Đệ Tam phổ biến khoảng 2000- 3000 m, nơi sâu nhất đạt đến 5000 m. Còn bể trầm tích Hoàng Sa có diện tích khoảng trên 70.000 với chiều dày trầm tích đến 6-7 km. Công tác tìm kiếm, thăm dò dầu khí trong phạm vi hai bể trầm tích này được thực hiện với khối lượng nhỏ, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam cùng một số nhà thầu quốc tế đã thực hiện thu nổ địa chấn trên một số diện tích với mạng lưới tuyến thưa, mang tính khu vực, chưa có giếng khoan. Vì vậy việc đánh giá triển vọng dầu khí chưa thể thực hiện được. Nhiều số liệu về tiềm năng dầu khí của các bể này, được báo chí nước ngoài đăng tải, chỉ là dự đoán,đánh giá trên cơ sở so sánh với các bể trầm tích lân cận, còn theo cảm tính với các mục đích khác nhau và chưa có cơ sở.

Cho đến nay ở Việt Nam đã phát hiện hơn 80 mỏ dầu, khí trong đó hơn 30 mỏ đã đưa vào khai thác. Các mỏ rất đa dạng là mỏ dầu, mỏ khí tự nhiên, condensate hay cả dầu và khí. Mỏ dầu gồm các mỏ Bạch Hổ, Rồng, Nam Rồng – Đồi Mồi, Thỏ trắng, Mèo Trắng, Sư Tử Đen, Sư Tử Đen Đông Bắc, Sư Tử Đen Tây Bắc,Sư Tử Vàng, Sư Tử Vàng Đông Bắc,Sư Tử Vàng Tây Nam, Sư Tử Nâu,Sư Tử Nâu Nam, Tê Giác Trắng, Cá Ngừ Vàng,Hải Sư Đen, Hải Sư Trắng, Rạng Đông, Phương Đông, Ruby, Topaz, Pearl, Diamond, Kình Ngư Trắng, Thăng Long, Đông Đô v.v thuộc bể Cửu Long và Đại Hùng thuộc bể Nam Côn Sơn, mỏ Cái Nước thuộc bể Malay – Thổ Chu. Mỏ dạng khí tự nhiên và condensate gồm các mỏ Lan Tây, Lan Đỏ, Hải Thạch, Mộc Tinh, Rồng Đôi, Chim Sáo thuộc bể Nam Côn Sơn; Sông Đốc, PM3 v.v thuộc bể Malay – Thổ Chu; mỏ Tiền Hải C thuộc bể Sông Hồng và Sư Tử Trắng thuộc bể Cửu Long. Ngoài các mỏ khí tự nhiên PVN còn tận dụng khai thác khí đồng hành của nhiều mỏ như Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông v.v. Như vậy, các mỏ dầu tập trung chủ yếu ở bể Cửu Long, còn mỏ khí, condensate tập trung ở bể Nam Côn Sơn, Sông Hồng và Malay – Thổ Chu.

Dầu khí chứa trong các tầng chứa khác nhau như móng nứt nẻ trước Đệ Tam (mỏ Bạch Hổ, Rồng, Nam Rồng, Đồi Mồi, cụm mỏ Sư Tử, Cá Ngừ Vàng v.v); trong cát kết Oligocen và Miocen (mỏ Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông, Ruby, Đại Hùng v.v); trong đá vôi (mỏ Lan Tây, Lan Đỏ, Cá Voi Xanh, Đại Hùng, Báo Vàng v.v). Các thân dầu chứa trong móng nứt nẻ trước Đệ Tam là tầng chứa đặc biệt. Có thể nói rằng việc phát hiện ra thân dầu chứa trong đá móng granitoit nứt nẻ ở mỏ Bạch Hổ nói riêng và các mỏ dầu trong đá móng granitoittrước Đệ Tam ở bồn trũng Cửu Long nói chung đã làm thay đổi quan điểm tìm kiếm, thăm dò dầu khí ở Việt Nam. Việc đề xuất và áp dụng thành công các giải pháp KHCN khai thác loại thân dầu phi truyền thống này không những mang lại hiệu quả kinh tế cao mà còn có những đóng góp quan trọng cho khoa học dầu khí thế giới [3].

Các mỏ dầu, khí của Việt Nam có cấu trúc địa chất phức tạp, bị chia cắt ra nhiều khối bởi đứt gãy kiến tạo, gồm nhiều dạng bẫy và trong mỗi mỏ có nhiều vỉa với chế độ động lực khác nhau. Nếu phân cấp các mỏ dầu khí theo trữ lượng có thể thu hồi của dầu và trữ lượng tại chỗ của khí (mỏ khổng lồ có trữ lượng trên 300 triệu tấn dầu và trên 500 tỷ m3 khí; mỏ rất lớn từ 100 triệu đến 300 triệu tấn dầu; mỏ lớn từ30 triệu đến 100 triệu tấn dầu; mỏ trung bình từ 3 triệu đến 30 triệu tấn dầu;mỏ nhỏ từ 1 triệu đến 3 triệu tấn dầu và mỏ rất nhỏ có trữ lượng nhỏ hơn 1 triệu tấn dầu hay nhỏ hơn 1 tỉ m3 khí) thì các mỏ dầu, khí của Việt Nam chủ yếu thuộc loại mỏ trung bình (chiếm hơn 50% tổng số mỏ), nhỏ và rất nhỏ (chiếm khoảng 35% tổng số mỏ). Còn mỏ lớn và rất lớn không nhiều (chỉ chiếm khoảng 13% tổng số mỏ).

Tính đến 31 tháng 12 năm 2013 tổng sản lượng đã khai thác của Việt Nam đạt hơn 428 triệu m3 quy dầu trong đó hơn 327 triệu m3 dầu thô và gần 101 tỷ m3 khí đốt. Trong số trữ lượng đã phát hiện còn lại thì dầu chiếm khoảng 40% và khí chiếm khoảng 60%. Sản lượng khai thác dầu khí trong nước của PVN năm 2014 dự kiến khoảng 25,6 triệu tấn quy dầu, trong đó khoảng 15,6 triệu tấn dầu và 10 tỷ m3 khí.